电力行业2018年投资策略：用电量景气增长，砥砺前行中各赴前程.pdf

请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 08 用电量景气增长，砥砺前行中各赴前程电力行业 2018 年投资策略 2017 年 12 月 14 日 郭荆璞 首席分析师 刘 强 分析师 马步芳 研究助理 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区闹市口大街 9 号院 1 号楼 邮编： 100031 用电量景气增长，砥砺前行中各赴前程 2018 年投资策略 2017 年 12 月 14 日 2018 年用电量维持中速上升，供应格局延续宽松状态。 受宏观经济的新常态与美国税改带来的影响，拉动电力需求的第二产业增量降低。受其影响，我们预计 2018 年全国用电量增速5.3%， 2019-2020 年，年均增速 4.1%，至 2020 年全社会用电量达到约为 7.2 万亿千瓦时。2018-2020 年电力供应将延续宽松状态。 2020 年，全国发电装机将超过 20 亿千瓦，比 2016年增长约 26%，年均复合增速约为 6%，我们预计将高于同期用电量复合增速。其中，非化石能源发电装机比重将从 2017 年的 38%上升至 42%。 火电三项利好叠加，火电盈利触底反弹。 2016-2017 火电行业因煤价高企陷入盈利困境，火电行业接近于周期性底部。但国家煤电去产能成效将持续发酵，特高压通道逐步建成助力煤电利用小时数不断增加，叠加 2018 年燃料成本上行风险小、燃煤上网电价大概率上调、供给侧改革、国企改革、煤电一体化走向纵深，以及煤价逐步回归理性空间等预期，火电行业盈利能力有望稳步改善。 风电利用小时数回升，弃风率进入下行通道。 在风电成本逐渐降低、技术条件成熟、特高压外送电通道逐步建成等条件下， 2020 年左右，“三北”地区风电外送和东、中部地区风电都将具有一定的经济性。再加上弃风状况的改善带来的风电利用小时数回升，和未来燃煤发电装机占比逐渐减少，这将对风电投资和新增装机产生正面影响，风电产业链将迎来新的发展机遇。中长期来看，随着光伏发电逐渐实现平价上网和海上风电的快速发展，风电行业的增量发展预计将集中于东、中部地区和海上风电市场。 光伏困境之中尚有曙光。 2018 年光伏的投资热度仍将维持，但由于历史“先见先得”项目占用指标，以及电价下调、成本降幅低于电价下调、高经济性屋顶面积减少等原因导致投资回报率下降影响分布式光伏装机预期，我们预计光伏 2018 年的装机容量大约在 40GW。 电价电量双重提升，大水电迎来利好。 多项专项资金取消及下调合计 1 分 /千瓦时、大水电增值税实际税负超过 12%的部分实行即征即退政策加上煤电联动预期，我们预计 2018 年水电电价大概率上调，同时来水丰沛及多条特高压输配线路改善消纳状况都将有利于利用小时数的提高，电价上调叠加利用小时数增加预期利好水电公司。 本期内容提要 :证券研究报告 行业研究投资策略 电力行业 看好 中性 看淡首次评级 电力行业相对沪深 300 表现 -10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%电力(申万)沪深300资料来源：信达证券研发中心 郭荆璞 行业首席分析师 执业编号： S1500510120013 联系电话： +86 10 83326789 邮 箱： guojingpucindasc 刘 强 分析师 执业编号： S1500514070005 联系电话： +86 10 83326707 邮箱： liuqiang1cindasc 马步芳 研究助理 联系电话： +86 10 83326842 邮 箱： mabufangcindasc 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 行业评级： 2018 年在房地产与基建投资增速放缓的影响下， 用电量增长较 2017 年有所下降，供需宽松格局扩大，行业整体景气度不佳。我们预计水电来水较 2017 年有所上升，推升利用小时数，增加盈利，加之水电新开发项目减少，企业资本金支出减少进入现金回流期，有望维持高比例分红；煤炭价格的企稳使得火电盈利水平平稳；光伏发电新增装机受项目收益率降低，增量放缓，因此我们给予行业“中性”评级。 建议关注的公司： 华能国际（ 600011）、广州发展（ 600098）、川投能源（ 600674）、国投电力（ 600886） 风险因素： 经济增长不达预期，煤电联动搁置，水电来水量低 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 目 录 电力需求保持景气 电力供应持续宽松 . 2宏观经济增长拉升用电需求 . 2电力工业处于结构优化升级的新常态 . 3火电：三项利好叠加，火电盈利触底反弹 . 5现状：煤电去产能进行时 助力推高利用小时数 . 5现状：火电经济性优势明显 仍是我国主力电源 . 6成本：电煤价格高企 煤电企业持续亏损 . 7收入：煤电供给侧改革增加利用小时数 . 9收入： 2018 年燃煤上网电价将上涨 12 分 /千瓦时 . 13展望：上网电价上调将提升火电企业盈利水平 . 15展望：供给侧改革、煤电重组利好存量大机组 . 16风电：消纳利用程度提高 存量将逐步改善 . 17现状：风电投资持续下降 提升现有产能将成重点 . 19成本：风电造价成本呈下降趋势 . 19收入：红色预警 6 省份风电装机将缓慢恢复 . 20收入：弃风率下降 利用小时数提升 . 24收入：政策激励有限 补贴退坡是必由之路 . 28展望：风电发电侧平价上网将近 . 29展望：产业链竞争关键：更低成本、更高利用效率 . 29光伏：困境之中尚有曙光 . 30水电：电价电量双重提升，大水电迎来利好 . 39多项新政出台，大水电企稳 . 41来水预期前景好，提升盈利预期 . 41特高压通道投运，改善水电消纳 . 42投资策略 . 43行业评级 . 44风险因素 . 44表 目 录 表 1：总市值排名前十位的火电上市公司净利润及增长情况 . 8表 2：部分建成和在建的特高压通道 . 11表 3：上期燃煤发电企业电煤价格变动值计算方法 . 14表 4：历年燃煤机组标杆上网电价调整状况 . 15表 5：全国 /省级燃煤发电机组标杆上网电价 . 15表 6：大型发电集团 60 万千瓦以上燃煤机组比例 . 16表 7 ： 2012-2016 年风电项目单位千瓦造价（元 /千瓦） . 19表 8：主要风电企业装机容量情况 . 22表 9 ： 2016 年风电重点地区最低保障收购年利用小时数 . 24图 目 录 图 1：历年 110 月全社会用电量增速及第二产业对全社会用电量增长贡献率 . 2图 2 ： 2017 年发电结构 . 3图 3： 2020 年发电结构预测 . 3图 4：中国全社会用电量现状和预测（亿千瓦时） . 3图 5：中国发电量现状和预测（亿千瓦时） . 3图 6：中国发电结构累计装机量现状和预测（万千瓦） . 4图 7：中国发电利用小时数现状和预测（小时） . 4图 8：全国 2018 年装机总量及结构预测 . 4图 9：全国 2018 年发电总量及结构预测 . 4图 10 ： 2017 年前三季度分省火电新增装机及增速（吉瓦， %） . 6图 11 ： 2016-2017 年前三季度分省火电累计利用小时数及增速（小时， %） . 6图 12： 2017 年前三季度分省火电累计发电量及增速（亿千瓦时， %） . 6图 13：不同发电形式的上网电价比较（元 /千瓦时） . 6图 14：秦皇岛动力煤价格（元 /吨） . 7图 15：神华下水动力煤长协价 VS 现货价（元 /吨） . 7图 16：火电行业营业收入及增长率（亿元， %） . 8图 17：火电行业净利润及增长率（亿元， %） . 8图 18：火电行业毛利率及净利率（ %） . 8图 19：火电行业 ROA 及 ROE（ %） . 8图 20 ： 2015-2017 年全国火电平均利用小时数（小时） . 9图 21 ： 2015-2017 年全国火电新增装机容量（万千瓦） . 9图 22：全国煤电装机增量预测（亿千瓦） . 10图 23：全社会用电量累计增速（ %） . 10图 24：全国火电发电量预测（亿千瓦时， %） . 12图 25：中国电煤价格指数（克 /千瓦时） . 13图 26：销售电价的构成 . 14图 27：全国风电累计装机、新增装机及增速（吉瓦， %） . 17图 28： 2016 年分区域风电利用小时数（小时， %） . 18图 29：我国弃风率情况（ %） . 18图 30： 2017 年弃风地区分布 . 18图 31 ： 2016-2017 前三季度各省风电新增装机及增速（万千瓦， %） . 20图 32 ： 2017 年前三季度新增风电装机分布（吉瓦） . 21图 33：中国海上风电累计和新增装机情况（万千瓦， %） . 21图 34： 2016 年海上风电不同功率机组装机容量 . 23图 35：风电累计及新增装机预测（吉瓦， %） . 23图 36 ： 2016-2017 前三季度全国各省风电利用小时数（小时） . 24图 37：全国风电平均利用小时数预测（小时） . 28图 38 ： 20142018 年光伏新增装机量（万千瓦） . 30图 39： 2017 年按月光伏新增装机量（万千瓦） . 30图 40：分类型家庭户数（亿户） . 34图 41：螺纹钢期货价（元 /吨） . 35图 42：阴极铜期货价（元 /吨） . 35 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 表 10：火电灵活性试点项目清单 . 25表 11：与风电相关的特高压线路 . 27表 12：可再生能源补贴情况 . 28表 13：全国陆上风力发电标杆上网电价预测（元 /千瓦时） . 29表 14 ： 20142016 年国家指标分配情况（万 kW） . 30表 15：光伏“十三五”剩余年份指标规划（ GW） . 31表 16：各省 2016 年地面电站增补指标规模 . 32表 17：各省 2017 年规模指标分配情况 . 33表 18：不限指标省份各年新增容量（ GW） . 34表 19：工商业屋顶分布式项目投资关键参数及 IRR 测算 . 37表 20：标杆电价及等效小时数对全投资 IRR 敏感性分析 . 37表 21：单位总投资及等效小时数对全投资 IRR 敏感性分析 . 38表 22： 2018 年光伏预计新增装机量 . 38表 23：分布式交易试点前后电价结算模式的差异 . 39表 24 ： 20172020 部分水电站投产计划 . 40表 25：未来 10 年预计投产水电配套特高压输送通道 . 42图 43：浮法玻璃价格（元 /吨） . 36图 44 ： 2017 年光伏组件成本下降幅度较小（美元 /瓦） . 36图 45：下半年下降幅度较小（美元 /瓦） . 36图 46：水电行业装机量（ GW） . 40图 47：我国主要流域历年来水情况（亿立方米） . 41图 48：水电行业利用小时数（ h） . 41图 49：水电行业发电量 . 42 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 2 电力需求保持景气 电力供应持续宽松 “十三五”期间，我国经济发展进入新常态，处于经济结构调整加快、发展动力转换的过程中，全社会用电增速明显放缓。在“十二五”期间开工建设的发电设备逐步投入运行，局部地区电力供过于求，设备利用小时数偏低，电力系统整体利用效率下降，我国电力供应将进入持续宽松的新阶段。 宏观经济增长拉升用电需求 2017 年宏观经济稳中向好，用电量增速上升。 2017 年 1-10 月份，宏观经济延续稳中向好，全社会用电量依然保持 6.7%的高增长，增速比上年同期提高 1.9 个百分点。 分产业看， 1-10 月份，第一产业用电量 995 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量的比重为 1.9%；第二产业用电量 36280 亿千瓦时，同比增长 5.7%，占全社会用电量的比重为 69.7%；第三产业用电量 7367 亿千瓦时，同比增长 10.7%，占全社会用电量的比重为 14.2%；城乡居民生活用电量 7376 亿千瓦时，同比增长7.6%，占全社会用电量的比重为 14.2%。 电力消费结构不断调整，消费增长主要动力逐步从第二产业转移到第三产业，第三产业和居民生活用电量比重继续分别提高 0.6 和 0.1 个百分点，第二产业比重降低 0.7 个百分点。第二产业中，消费增长动力也从高耗能行业转移到高技术制造业、交通运输 /电气 /电子设备制造业等。 图 1：历年 110 月全社会用电量增速及第二产业对全社会用电量增长贡献率0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017第二产业贡献110月用电量增速资料来源： CEIC，信达证券研发中心 2018 年电力需求将保持平稳增长。 历史数据表明，第二产业是全社会用电量增长的主要推动力，全社会用电增速随第二产业对全社会用电量增长的贡献率正相关变动。 2018 年，由于美元进入加息周期，同时减税政策落地，我们认为中国加息也将成为大概率事件，而下游需求尚未发生根本性变化，因此我们认为 GDP 及固定资产投资增速可能在 2018 年面临较大的下行风险。此外，考虑到我国单位劳动效率仍低于全球平均水平，人口在经济整体发展中起到了举足轻重的作用，我们判断20182020 年人口增长数不会高于“十三五”初期，宏观经济的新常态叠加美国税改带来的影响，第二产业对电力需求的增量供需降低， 我们预计， 2018 年全国用电量将由 2017 年的 63,186.62 亿千瓦时增加到 66,555.61 亿千瓦时， 用电量增速 5.3%， 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 3 同比回落 1.4 个百分点。 2019-2020 年，电力需求将继续保持相对较低的自然增长，年均增速 4.1%，至 2020 年全社会用电量达到约为 7.2 万亿千瓦时。 电力工业处于结构优化升级的新常态 中国正在经历能源格局的深刻调整，能源消费由粗放、低效转向节约、高效，能源生产由黑色、高碳转向绿色、低碳。目前，我国处于化石能源为主的阶段，新能源的开发和利用规模日益扩大。 电力结构持续优化，电源投资建设向非化石能源方向倾斜。 为支撑经济社会发展，电力投资建设稳步推进。截至 10 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量 16.7 亿千瓦，同比增长 7.3%，增速比上年同期回落 3.5 个百分点。其中，水电 3.0 亿千瓦，火电 10.8 亿千瓦，核电 3582 万千瓦，并网风电 1.6 亿千瓦。 1-10 月份，全国规模以上电厂发电量 51944 亿千瓦时，同比增长 6.0%，增速比上年同期提高 2.1 个百分点。 2018-2020 年电力供应将延续宽松状态。 我们预计 2018 年全社会用电量平稳增长，但各类电源装机持续增加，供应格局继续保持宽松，利用小时数由 2017 年的 3579 小时下降至 3543 小时。非化石能源发电装机规模高速增长，非化石能源占电力供应比重上升至 38%，火电比重则下滑至 62%。至 2020 年，全国发电装机将超过 20 亿千瓦，非化石能源发电装机比重上升至42%；电力供应将延续宽松状态，全国平均发电利用小时数逐年下降至约 3,391 小时。 图 2 ： 2017 年发电结构 图 3： 2020 年发电结构预测 资料来源：信达证券研发中心 资料来源：信达证券研发中心 图 4：中国全社会用电量现状和预测（亿千瓦时） 图 5：中国发电量现状和预测（亿千瓦时） 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 4 0%2%4%6%8%10%12%14%16%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,000发电量YoY资料来源：中电联，信达证券研发中心 资料来源：中电联，信达证券研发中心 图 6：中国发电结构累计装机量现状和预测（万千瓦） 图 7：中国发电利用小时数现状和预测（小时） 0%5%10%15%20%25%05001,0001,5002,0002,500水电火电核电风电光伏 YoY-8%-6%-4%-2%0%2%4%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000利用小时数 YoY资料来源：中电联，信达证券研发中心 资料来源：中电联，信达证券研发中心 图 8：全国 2018 年装机总量及结构预测 图 9：全国 2018 年发电总量及结构预测 请阅读最后一页免责声明及信息披露 cindasc 5 核电, 2.2%风电, 9.6%光伏, 8.9%水电, 18.8%火电, 60.5%1878GW火电, 68.