供需望持續(xù)改善 市場化壓力猶在

劉曉寧 葉旭晨 王璐

根據(jù)用電量測算，電力供需環(huán)境總體在持續(xù)改善，2018年的用電維持高增長，主要得益于煤電供給側改革的持續(xù)推進，有效壓減了新增裝機規(guī)模，且風電、光伏新政的出臺使得裝機增速短期內面臨調整。

火電方面，2016年以來裝機增速大幅下滑，存量機組利用小時數(shù)持續(xù)提升，以央企為主的供給端開啟新一輪去杠桿，火電集團逐步削減資本開支，但受制于電煤價格高企，火電企業(yè)盈利能力承壓。

水電龍頭未來5-10年仍具成長空間，且水電臨近投產(chǎn)高峰，板塊相對收益明顯，相關企業(yè)高股息率特征凸顯，業(yè)績穩(wěn)健具備配置價值，且未來可能受益于減稅措施。

核電方面，多因素利好核電消納，利用小時觸底回升;市場化壓力已體現(xiàn)期待三代核電新電價落地。

天然氣供需兩旺格局明顯。首先是需求端，能源清潔化趨勢未改，天然氣需求景氣無憂;供給端來說，未來三年天然氣高增長確定，考慮到短期內天然氣產(chǎn)量無法大幅躍升、進口PNG受管道限制增量彈性較小，預計天然氣供需缺口主要由進口LNG補足。

總體：供需格局改善市場競價持續(xù)推進

“十二五”期間用電需求疲軟，2015年用電增速僅為0.5%，處歷史低位;2016年用電增速回升至5%，實現(xiàn)觸底反彈;2017年同比增長6.6%，用電需求持續(xù)回暖。

2018年1-10月，全社會用電同比增長8.7%，增速同比增加2個百分點，環(huán)比1-9月下降0.2個百分點，第一、二、三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量的同比增速分別為9.8%、7.2%、13.1%和11.1%;其中第二產(chǎn)業(yè)對增量用電貢獻度為57%，而煤電供給側改革持續(xù)推進，有效壓減了新增裝機規(guī)模，2017年兩會推出煤電供給側改革，當年全國已淘汰、停建、緩建煤電裝機合計6500萬kW，當年全國新增燃煤機組3855萬kW，同比減少3.6%。2018年煤電供給側改革持續(xù)推進，1-9月新增火電裝機2379萬kW，同比減少719萬kW，預計2019年及以后新增煤電機組量將大幅減少。

風電、光伏方面，新政出臺使得裝機增速短期內面臨調整。首先是風電方面，2018年5月，國家能源局發(fā)文，2019年起各省新增核準的集中式陸上、海上風電項目全部競價上網(wǎng)，新政強調風電消納條件，后續(xù)三北地區(qū)風電新增裝機規(guī)模有限，競價上網(wǎng)政策預計將壓低風電上網(wǎng)電價水平，倒逼風電建設各環(huán)節(jié)成本下降（路條、設備、工程建設等），政府清理不達標項目，建設速度有望加快;其次是光伏：2019年中國光伏發(fā)電政策制定即將啟動，規(guī)劃有望小幅提升。“十三五”規(guī)劃中期評估成果座談會上，商討2019-2020年國內光伏需求每年有望上調至40GW以上。

綜合以上各方面，電力總體供需格局持續(xù)改善，優(yōu)質電力資產(chǎn)效率持續(xù)提升。新增裝機以利用小時低的新能源裝機為主，實際新增發(fā)電能力增速低于裝機增速;而用電需求回暖+裝機增速放緩，存量機組效率穩(wěn)步提升，2018年前三季度全國裝機同比增長5.3%，全國用電需求同比增長8.9%，較上年增加2個百分點，2018年前三季度全國火電、水電、核電、風電利用小時同比增加158個、42個、68個和178個小時。

由于電力生產(chǎn)和電力消耗大戶大部分屬于高耗能、高污染企業(yè)，因此環(huán)保政策在電力供需方面發(fā)揮著重要作用。有證據(jù)表明，環(huán)保導致高耗能轉移，南方及中東部用電增速高，北方環(huán)保限產(chǎn)、經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)環(huán)保指標不足等因素引發(fā)高耗能產(chǎn)業(yè)向南轉移，電解鋁、電爐煉鋼等高耗能產(chǎn)業(yè)由北向南轉移，疊加廣東高耗能產(chǎn)業(yè)向西轉移，2018年1-9月廣西用電增速高于20%;前三季度福建省GDP增速8.3%，東部沿海發(fā)達省份中居首列，石油煉化等重工業(yè)發(fā)展帶動其用電增速高于10%;中西部地區(qū)具備經(jīng)濟后發(fā)優(yōu)勢，用電增速普遍高于全國平均。

從政策方面來說，電力行業(yè)正在持續(xù)推進市場化競價，發(fā)用電計劃有序放開。

2017年發(fā)布的《關于有序放開發(fā)用電計劃的通知》旨在擴大市場化交易規(guī)模，新建煤電機組全部執(zhí)行市場電價，中小用戶通過售電公司參與交易，充分引入需求方競爭。2018年《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》正式發(fā)布，主要是在用電側降低市場化交易門檻，2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材4個行業(yè)發(fā)用電計劃;在燃煤方面新建機組全部市場化，自備電廠成為合格主體后推進自發(fā)自用外電量參與交易;在水電和核電方面有序放開并擴大水電市場化交易比例，穩(wěn)妥推進核電機組進入市場;在新能源方面推進規(guī)劃內的風、光發(fā)電在保障利用小時數(shù)之外參與直接市場化。

火電受制于煤價

目前來看，火電裝機增速大幅下滑，存量機組利用小時數(shù)提升，主要表現(xiàn)在以下幾個方面：

首先，煤電供給側改革持續(xù)，火電裝機增速大幅下滑。2016年以來，火電新增裝機容量持續(xù)下滑，2018年1-9月，火電裝機容量同比增速降至3.1%。

其次，新增裝機減少利好存量機組提升利用效率，火電機組利用小時數(shù)大幅回升。由于過去幾年新增裝機容量高速增長，火電利用小時數(shù)2014-2016年逐年下滑。隨著電力供需格局改善，2017年火電利用小時數(shù)同比增長23小時，2018年1-9月大幅增加158小時。

由于電力生產(chǎn)屬于重資產(chǎn)，國內歷來都以國企為主導，而當前的事實是，央企開啟新一輪去杠桿，火電集團削減資本開支。當前五大發(fā)電集團資本負債率普遍高于70%，預計未來將減少資本開支，火電新增裝機有望進一步下滑。

導致以上現(xiàn)象的主要原因是電煤價格高企，火電企業(yè)盈利能力承壓。2016年下半年以來電煤價格持續(xù)處于高位運行：2016年下半年以來，電煤價格指數(shù)基本維持在500點以上高位，2018年1-9月全國平均電煤價格指數(shù)為534元/噸，同比提升4.8%。

火電企業(yè)盈利能力承壓，業(yè)績釋放仍有待煤價下降。受煤價高企影響，火電板塊平均ROE大幅下滑，而2018年上半年電力供需改善，電價小幅提升，火電板塊ROE回升至2.7%。

考慮火電參與市場電交易比例近36%，整體電力市場仍處于供給寬松的背景下，我們判斷煤價下跌會影響市場交易電價折價幅度提升。

水電：龍頭未來仍具成長空間

水電屬稀缺資源，行業(yè)臨近投產(chǎn)高峰，板塊相對收益明顯，主要表現(xiàn)為：三峽右岸電站于2008年年底全部投產(chǎn)，2008年水電板塊指數(shù)較年初漲跌幅，與滬深300對比，相對收益明顯。

三峽地下電站于2012年7月全部投產(chǎn)，2012年上半年，板塊絕對收益最高達到16%;隨著雅礱江中游、金沙江上游電站首臺機組投產(chǎn)的臨近，水電板塊投資價值值得重視。

國家能源局在2018年9月印發(fā)《關于加快推進一批輸變電重點工程規(guī)劃建設工作的通知》，加快推進白鶴灘至江蘇、浙江，雅礱江中游至江西等9項重點輸變電工程建設。

水電板塊相關企業(yè)還有一個重要的特征，即高股息率，業(yè)績穩(wěn)健具備配置價值。水電板塊高分紅特征明顯，整體分紅率呈現(xiàn)上行趨勢，從當前股價來看，水電上市公司股息率處于高位，高分紅水電板塊值得配置。

還有不得不提的一點，水電企業(yè)的增值稅稅負在行業(yè)內是最高，未來有可能會受益于政府的減稅措施。2017年發(fā)布的征求意見稿將水電企業(yè)增值稅調整為13%，裝機超過100萬kW水電站超過12%的部分即征即退，而風電、光伏為即征即退50%;核電在投產(chǎn)次月起15年度內先征后退，1-5年返還75%、6-10年返還70%、11-15年返還55%;天然氣方面，2017年7月起銷售或進口天然氣增值稅率由13%降至11%。

增值稅下調彈性分析結果表明，盈利越差的企業(yè)，降稅后業(yè)績彈性越大，而人力和折舊等無法抵扣增值稅的主營成本占比越高的企業(yè)，降稅后業(yè)績彈性越大（水電）;退稅比例較高的企業(yè)，降稅帶來的業(yè)績彈性相對較小（風電、光伏、核電）。

核電方面，多重因素利好核電消納，包括用電持續(xù)回暖、煤電和新能源裝機規(guī)模壓減、近年來新增核電裝機放緩使得存量機組效率提升。受以上利好影響，核電利用小時觸底回升，2014-2016年，全國核電利用小時數(shù)分別同比下降87個、384個、361個小時;2017年全國核電利用小時數(shù)同比增加48個小時，扭轉近年持續(xù)下跌趨勢，實現(xiàn)觸底回升;2018年1-9月，核電利用小時增加68個小時。

作者為2018年賣方分析師評選水晶球獎公用事業(yè)行業(yè)第一名