电力行业2018年中期投资策略：班荆道故，星火渐燎原，风正潮平，源深水长流-20180711-长江证券-61页-1mb

报告摘要

公用事业行业2018年中期策略总结

核心内容

本报告围绕电力行业2018年中期策略展开，重点分析火电与水电行业在供需、电价、煤价等基本面因素下的表现及未来走势。同时，结合装机分布、政策变化及市场预期，提出投资建议和风险提示。

主要观点

火电行业

业绩改善与分化：2018年上半年火电行业整体呈现供需改善、业绩反弹的趋势，但火电公司之间存在明显分化，主要源于装机分布、煤价波动、点火价差等差异。
三因素影响：火电业绩主要受利用小时、煤价和电价三因素影响。其中，利用小时增长和电价上调对业绩有积极影响，而煤价波动仍是关键因素。
电价调整影响渐弱：2017年7月1日部分地区的燃煤电价上调已对上半年火电业绩产生影响，但该影响将在7月后逐渐消失。
煤价走势：尽管2月煤价曾显著下行，但受淡季不淡的用电需求推动，煤价在4月中旬后再度攀升。煤价系统性下行尚未到来，对火电业绩构成一定压力。
火电行情“换挡”：火电业绩改善的驱动力正在从“价变”向“煤价”转移，未来需重点关注煤价变化对火电公司的影响。

水电行业

汛期关键期：2018年汛期到来，水电迎来一年中出力的关键时期，有望带动业绩提升。
财务费用下行：水电行业在建设后期资本开支减少，财务费用持续下降，叠加利率下行，有望进一步改善业绩。
政策支持：政策长期支持水电消纳，且水电具有较高的股息率，具备一定的防御性。
业绩压力：2018-2019年部分政策优惠到期，可能对水电业绩带来短期压力，但长期发展趋势仍向好。

关键信息

用电需求

2018年1-5月全社会用电量累计26628亿千瓦时，同比增长9.8%。
用电需求持续旺盛，预计2018-2020年用电量增速分别为6.23%、5.26%和4.38%。

火电装机与发电量

火电装机增速明显减缓，预计未来增速限制在5%以内。
2018年1-5月火电发电量同比增长8.1%，累计利用小时达1776小时，同比增加99小时。

清洁能源出力

水电：预计2018年利用小时为3431小时，低于2017年。
核电：利用小时有望保持稳定，2018年预计增长42小时。
风电：2018年利用小时预计增长50小时，2020年基本持平。
太阳能：2018年利用小时预计增长11小时，2020年基本持平。

电价与煤价

2017年7月1日部分地区的燃煤电价上调，对2018年上半年火电业绩产生积极影响，但该影响将在7月后减弱。
煤价受需求影响较大，2018年2月以来电煤价格指数持续下降，但受用电需求推动，煤价在4月中旬后再度攀升。
增值税税率调降可能不会影响火电企业的税后电价，但需关注政策对电价的影响。

行情复盘

火电行情受到煤价波动和业绩增长的双重影响，一季度火电公司业绩大幅改善，推动行情走强。
煤价预期波动也对火电行情产生重要影响，但实际煤价走势未完全验证预期。

装机分布差异

火电公司之间的装机分布差异是业绩分化的主要原因，不同地区的煤价、点火价差和用电需求影响各公司的业绩表现。
推荐关注装机分布较优、煤价敏感性较低的龙头公司。

投资建议

火电公司推荐

华能国际：推荐买入，装机分布较广，具备较强盈利能力。
华电国际：推荐买入，一季度业绩增幅显著，受益于电价上调。
国投电力：推荐买入，具备稳定盈利能力。
长江电力：推荐买入，拥有较高的股息率，具备防御性。

水电公司推荐

长江电力：推荐买入，拥有较高的股息率，具备防御性。
国投电力：推荐买入，具有较强的盈利能力。
川投能源：推荐买入，具备一定的增长潜力。
桂冠电力：推荐买入，具有一定的增长潜力。

风险提示

电力供需环境恶化风险：若电力供需环境恶化，火电业绩可能受到较大影响。
煤价系统性上行风险：若煤价出现系统性上行，火电业绩改善可能受到抑制。

重点公司推荐表

公司代码	公司名称	投资评级
600011	华能国际	买入
600027	华电国际	买入
600886	国投电力	买入
600900	长江电力	买入

图表与数据支持

图1：火电研究三因素框架
图2：2018年1-5月全社会用电量同比增长9.8%
图3：2018年5月全社会用电量同比增11.4%
图4：2018年1-5月全社会用电量同比增长9.8%
图5：2018年1-5月火电发电量累计同比增长8.1%
图6：2018年1-5月全国发电设备平均利用小时累计同比增长61小时
图7：2018年1-5月全国发电设备平均利用小时累计同比增长99小时
图8：2018年一季度火电板块营收同比增加16.68%
图9：2018年一季度火电板块归母净利润同比增加33.18%
图10：2018年一季度火电板块(中信)ROE同比上升1.65个百分点
图11：2018年一季度火电板块(中信)ROA同比上升0.42个百分点
图12：“十三五”期间用电需求预测
图13：2018年市场煤价从2月起先降后升
图14：2018年2月以来电煤价格指数持续下降
图15：固定资产投资同比增速、消费品零售额同比增速与煤价走势对比
图16：中国国债收益率与中国煤价走势对比
图17：美国国债收益率与国际煤价走势对比
图18：2018年5月全国原煤产量2.97亿吨
图19：2018年1-5月全国原煤产量累计同比增长4.0%
图20：2018年国家能源集团年度长协煤价
图21：2018年国家能源集团月度长协煤价
图22：2018年火电行情复盘分析
图23：2018年华能国际行情复盘分析
图24：2018年华电国际行情复盘分析
图25：装机分布差异是火电公司分化之源
图26：华能国际装机分布
图27：华电国际装机分布
图28：国电电力装机分布
图29：大唐发电装机分布
图30：国投电力装机分布
图31：上海电力装机分布
图32：2017年全社会用电量同比增速提升
图33：2017年规模以上电厂装机容量同比增速减缓
图34：火电利用小时变动差异的来源
图35：2018年1-5月各省火电利用小时变动差异
图36：假设情境下各省火电利用小时变动差异
图37：假设情境下，各公司利用小时变动情况
图38：假设情境下，各公司基于利用小时变动的业绩增幅
图39：煤炭价格变动幅度差异的来源
图40：各省区2018年5月电煤价格指数相对年初变动幅度
图41：假设情形下全国及各省区火电利用小时降幅情况
图42：假设情形下，各公司煤价降幅情况
图43：假设情形下，各公司基于煤价变动的业绩增幅
图44：2018年5月各省区点火价差情况
图45：各省区合理点火价差与当前点火价差对比
图46：各火电公司合理点火价差与当前点火价差对比
图47：火电业绩主要是煤价的“逆周期”
图48：优质标的的筛选主要基于煤价因素
图49：煤价敏感性因素个股业绩增幅表现差异
图50：点火价差修复空间个股表现差异
图51：利用小时敏感性个股业绩增幅表现差异
图52：2004年以来火电季度年化ROE变动情况及标杆电价调整幅度
图53：中信火电指数2013-2015年期间ROE超过10%
图54：四大龙头公司2011-2017年ROE情况
图55：电价与煤价相对匹配年份的火电ROE情况
图56：火电“合理”ROE与我国经济状况相关
图57：水电公司利润影响因素
图58：汛期通常为水电的主要出力时期
图59：每年的6-10月水电发电量水平居高
图60：2017年以来水电累计发电量同比增速由负转正
图61：2018年1-5月水情略有波动
图62：2017年至今水电收益率情况
图63：长江电力收益率情况
图64：川投能源收益率情况
图65：桂冠电力收益率情况
图66：黔源电力收益率情况
图67：2010年3月至7月水电实现超额收益
图68：2010年11月至2011年5月水电实现超额收益
图69：2010至2011年水电相对于沪深300超额收益分析
图70：2008年经济危机期间水电板块表现出较强防御性
图71：2015年股市快速下挫时期水电超额收益由负转正
图72：2012年5月至11月水电实现超额收益
图73：2013年3月至7月水电实现超额收益
图74：2011年至2014年上半年水电相对于沪深300超额收益分析
图75：2008年汛期来水好转促进水电超额增强
图76：2012年汛期丰富来水带来水电理想超额收益
图77：2010-2011年水电超额收益分析
图78：2011年以来水电行业财务费用情况
图79：2011年以来6个月期SHIBOR走势
图80：全国水电新增装机容量累计同比
图81：全国水电建设投资完成额累计同比
图82：2011年以来水电板块资产负债率走势
图83：2016年长江电力高于电力板块股息率首位
图84：2017年水电行业占据电力板块股息率前5中的4席
图85：长江电力与川投能源分红政策
图86：水电公司中享受增值税退税优惠的水电站
图87：水电公司2016-2017年增值税退税情况
图88：水电公司中享受所得税减免的水电站
图89：政策要求加快推进的通道建设
图90：政策要求加快推进的龙头水库建设
图91：龙盘水电站对金沙江下游水电站的补偿效益
图92：两河口水电站对雅砻江流域水电站的补偿效益
图93：白鹤滩与乌东德电站设计参数
图94：雅砻江中游水电站规划
图95：推荐上市公司盈利预测及估值

表格数据

表1：各类电源装机预测（单位：万千瓦）

年份	火电	煤电	气电	其他	水电	核电	风电	太阳能	全国合计
2011A	76,546	71,188	3,265	2,093	23,051	1,257	4,505	-	105,576
2012A	81,917	75,811	3,827	2,279	24,947	1,257	6,142	341	114,491
2013A	86,238	78,621	4,309	3,308	28,002	1,461	7,548	1,589	124,738
2014A	91,819	83,233	5,697	2,889	30,444	2,008	9,686	2,486	136,463
2015A	100,050	89,506	6,603	3,941	31,953	2,717	13,130	4,218	152,121
2016A	105,388	94,259	7,008	4,121	33,211	3,364	14,817	7,742	164,575
2017A	110,604	98,028	7,629	4,947	34,119	3,582	16,367	13,025	177,703
2018E	113,844	100,268	8,129	5,447	34,715	4,222	18,867	16,525	188,173
2019E	116,546	101,970	8,629	5,947	36,267	4,861	20,267	19,525	197,466
2020E	119,146	103,570	9,129	6,447	37,823	5,446	21,667	22,525	206,607

表2：清洁能源出力假设（单位：小时）

年份	水电	核电	风电	太阳能	水电增量	核电增量	风电增量	太阳能增量
2013A	3,318	7,893	2,080	-	-231	95	19	-
2014A	3,653	7,787	1,905	-	310	-124	-87	-
2015A	3,590	7,350	1,728	-	-79	-176	-384	-
2016A	3,621	7,042	1,742	855	31	18	-361	-
2017A	3,579	7,108	1,948	1,182	11,810.24	2,789.72	3,520.65	1,794.71
2018E	3,431	7,150	1,998	1,215	48,448.27	2,789.72	3,520.65	1,794.71
2019E	3,460	7,052	2,047	1,263	50,359.70	3,202.74	4,005.94	2,277.46
2020E	3,431	6,908	2,047	1,263	52,215.33	3,559.89	4,291.23	2,654.84

表3：火电利用小时预测结果（红色字体为预测值）

年份	全社会用电量（亿千瓦时）	全社会发电量（亿千瓦时）	水电	核电	风电	太阳能	火电	火电利用小时（小时）	同比（小时）
2013A	53,225	52,451	7,890.54	1,106.34	1,401.08	-	42,152.54	5,021	38
2014A	55,213	56,495	10,643.40	1,332.17	1,599.02	-	42,337.30	4,739	-282
2015A	55,500	56,184	9,960.00	1,714.00	1,853.00	-	42,102.00	4,364	-414
2016A	59,198	59,897	11,806.62	2,131.78	2,409.60	662.00	42,886.16	4,165	-199
2017A	63,077	64,179	11,945.00	2,483.00	3,057.00	1,182.00	45,513.00	4,209	23
2018E	67,008	68,364	11,810.24	2,789.72	3,520.65	1,794.71	48,448.27	4,317	108
2019E	70,530	72,126	12,280.09	3,202.74	4,005.94	2,277.46	50,359.70	4,372	55
2020E	73,615	75,432	12,710.68	3,559.89	4,291.23	2,654.84	52,215.33	4,431	59

表4：2017年7月1日起各省份火电标杆电价上调情况（单位：元/千瓦时，含环保电价）

地区	调整前标杆电价	实际调整幅度	调整后标杆电价
北京	0.3515	0.0083	0.3598
天津	0.3514	0.0141	0.3655
冀北	0.3634	0.0086	0.372
冀南	0.3497	0.0147	0.3644
山西	0.3205	0.0115	0.332
山东	0.3729	0.022	0.3949
蒙西	0.2772	0.0057	0.2829
蒙东	0.3035	不作调整	0.3035
辽宁	0.3685	0.0064	0.3749
吉林	0.3717	0.0014	0.3731
黑龙江	0.3723	0.0017	0.374
陕西	0.3346	0.0199	0.3545
甘肃	0.2978	0.01	0.3078
宁夏	0.2595	不作调整	0.2595
青海	0.3247	不作调整	0.3247
上海	0.4048	0.0107	0.4155
浙江	0.4153	不作调整	0.4153
江苏	0.378	0.013	0.391
安徽	0.3693	0.0151	0.3844
福建	0.3737	0.0195	0.3932
湖北	0.3981	0.018	0.4161
河南	0.3551	0.0228	0.3779
湖南	0.4471	0.0029	0.45
江西	0.3993	0.015	0.4143
四川	0.4012	不作调整	0.4012
重庆	0.3796	0.0168	0.3964
广东	0.4505	0.0025	0.453
广西	0.414	0.0067	0.4207
云南	0.3358	不作调整	0.3358
贵州	0.3363	0.0152	0.3515
海南	0.4198	0.01	0.4298

表5：2018年以来有关电价方面的政策汇总

时间	政策名称	政策内容
2018-3-5	《政府工作报告》	提出具体目标，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%
2018-4-19	《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》	制定第一批降电价的四大措施
2018-4-19	《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》	自2018年7月1日起，将国家重大水利工程建设基金征收标准再统一降低25%
2018-5-15	《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》	电力行业增值税税率由17%调整到16%后，省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低，期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价

表6：税率调整在不同情景下的影响（含税电价为1元/千瓦时）

项目	调整前	调整后（税后电价不变）	调整后（税前电价不变）
增值税率	17%	16%	16%
含税电价（元/千瓦时）	1	0.9915	1
不含税电价（元）	0.8547	0.8547	0.8621
度电营收（元）	0.8547	0.8547	0.8621
度电应缴增值税（元）	0.1453	0.1368	0.1379

表7：主要火电公司煤电装机分布（单位：万千瓦）

地区	华能国际	华电国际	国电电力	大唐发电	国投电力	上海电力	浙能电力	皖能电力	粤电力A
全国	8,733	3,894	3,160	3,362	1,376	848	2,487	655	1,572
北京	85	-	-	-	-	-	-	-	-
天津	120	-	-	120	200	-	-	-	-
冀北	-	-	-	466	-	-	-	-	-
冀南	256	174	66	262	-	-	-	-	-
山西	195	-	372	264	-	-	-	-	-
蒙西	-	-	198	60	-	-	-	-	-
蒙东	-	-	-	612	-	-	-	-	-
辽宁	470	-	190	60	-	-	-	-	-
吉林	204	-	-	-	-	-	-	-	-
黑龙江	313	-	-	-	-	-	-	-	-
上海	382	-	-	-	-	388	-	-	-
江苏	749	-	819	266	-	328	-	-	-
浙江	532	-	320	240	-	-	-	-	2,285
安徽	120	390	322	-	129	132	-	655	-
福建	272	-	-	252	399	-	-	-	-
江西	394	-	-	244	-	-	-	-	-
山东	1,780	1,744	-	-	-	-	-	-	-
河南	607	264	-	-	-	-	-	-	-
湖北	359	558	-	-	-	-	-	-	-
湖南	253	-	-	-	-	-	-	-	-
广东	534	73	-	320	-	-	-	-	1,572
广西	-	-	-	-	390	-	-	-	-
海南	234	-	-	-	-	-	-	-	-

表8：主要火电公司煤电装机结构（单位：万千瓦）

地区	华能国际	华电国际	国电电力	大唐发电	国投电力	上海电力	浙能电力	皖能电力	粤电力A
合计	8,733	3,894	3,160	3,362	1,376	848	2,487	655	1,572
100万千瓦及以上	1,420	612	800	400	600	400	600	100	400
60-100万千瓦	3,153	1,595.5	1,134	1,728	255	132	1,320	258	792