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　　◆ 5）尽管经济下行影响发电量增速放缓，但由于煤价的下行，火电企业盈利或将稳步上移，行业逆周期属性或将得以体现；

　　◆ 7）从未来趋势看，我国清洁能源占比较发达国家仍有较大差距，新能源对传统装机的替代将成未来行业发展的主要趋势；

　　◆ 8）主要的包括：严格环保标准与市场化并行、推动竞价上网减少其他成本、加速特高压建设与消纳政策并举、绿证+配额制”加速落地。

　　1）电力是国民经济的重要基础工业,是国家经济发展战略中的重点和先行产业。短期的电力弹性系数波动较大，但中长期数据反映阶段性特征。

　　3）成本端，受煤炭复产不及预期，导致短期内煤价高位运行；但随着检查完成新增优质产能稳步，煤炭供给有望向宽平衡转变。

　　5）尽管经济下行影响发电量增速放缓，但由于煤价的下行，火电企业盈利或将稳步上移，行业逆周期属性或将得以体现。

　　7）从未来趋势看，我国清洁能源占比较发达国家仍有较大差距，新能源对传统装机的替代将成未来行业发展的主要趋势。

　　8）行业主要问题包括：火电产能过剩问题较为严重、新能源项目的“非技术成本”影响平价上网、能源消纳面临一定挑战、新能源补贴具有较大压力。

　　9）主要的包括：严格环保标准与市场化并行、推动竞价上网减少其他成本、加速特高压建设与消纳政策并举、绿证+配额制”加速落地。

　　短期内煤炭复产不及预期对煤价形成一定支撑，但中长期的铁发运量增长与煤炭产能，有望带动煤炭供需向宽松格局转变。看好受燃料成本影响明显、弹性空间大的二线火电龙头。推荐蒙华铁开通后第一受益标的长源电力（000966.SZ）、受益于京津冀大发展的建投能源（000600.SZ），关注区域性龙头皖能电力（000543.SZ）等。持续推荐水电龙头长江电力（600900.SH）。

　　电力是国民经济的重要基础工业,是国家经济发展战略中的重点和先行产业。由于电能的生产与消费的同时性特点 要求电能的生产与消费之间保持平衡，因此电力发展往往适度超前于经济发展。以2018年为例，各季度P同比分别增长6.8%、6.7%、6.5%、6.4%，相对应各季度用电量同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%、7.3%，与用电量趋势一致。

　　短期的电力弹性系数波动较大，但中长期数据反映阶段性特征。从各时期电力生产与经济增长的比较来看，电力消费的增速与P增速的比率在0.4-1.3大区间范围内波动。从中长期的增速看，在以农业和轻工业为主的阶段电力弹性系数较小，进入重工业化阶段电力弹性系数大于1，经济进入新常态后电力系数明显下降，特别是2014-2018年电力系数下降到0.8。我们认为在经济周期内，电力弹性系数可以反映经济发展周期的阶段性特征。

　　电力是可再生能源利用的主要体现形式，能源结构升级是绿色发展的基础。电力推动能源消费结构升级，提升质量。一方面，电能的使用提高了常规化石能源的利用效率,另一方面，使核能、水能和其他可再生能源得以有效地利用,有效为社会经济不断发展提供所需能源，同时缓解了治理面临的压力。随着电力能源结构的不断优化,电力与我国经济发展实现良性互动。

　　一季度经济数据开局向好，用电量增速环比回升。由于多项宏观数据向好，一季度国内生产总值(P)同比增长6.4%，超过市场预期。对应全社会用电量16,795亿千瓦时，增长5.5%，增速同比下降4.3pct，环比提升1.0pct。

　　分产业看，二产增速环比增长，三产继续下滑。二产累计用电量10,945亿千瓦时，同比增长3.0%，增速环比提高了1.8pct；三产用电量2,859亿千瓦时，同比增长10.2%，增速同比、环比分别下降6.6pct、0.4pct；居民2,830亿千瓦时，同比增长11.0%；一产同比增长6.8%。

　　2019年全国用电量增速或将放缓。当前经济稳中有变，国内方面，地产投资放缓或将影响钢铁、建材等行业开工率；国际方面，虽然中美摩擦有所缓解，但外部仍较为复杂严峻，经济面临继续下行压力，用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落。

　　煤炭优质产能稳步，市场逐步向宽平衡转变。2018年全国煤炭产量36.8亿吨，同比增长4.5%。2019年预计煤炭去产能1亿吨，新增产能1.5亿吨，优质产能将继续，产量稳步增长；另一方面，国内运输能力进一步提高，全年铁煤炭发运量预计增运约2亿吨，综合因素影响下，带动下游供需格局向宽平衡转变，煤炭价格中枢有望下行。

　　复产不及预期导致动力煤价格呈“淡季不淡”。煤炭事故导致的安全检查影响煤炭短期内供给，且整体复产不及预期，导致动力煤价格维持高位运行。4月15日秦皇岛山西优混（5500大卡）平仓价627元/吨，周环比、月环比、年同比分别为1.4%、-0.1%、9.6%。但从长期趋势来看，随着检查的完成以及新增优质产能投产，将煤炭需求端充裕。

　　电煤价格指数高位平稳运行。3月中国电煤价格指数为500元/吨，月环比下降2.2%、年同比下降8.5%。分省份看，环比上涨的省份有5个，其中涨幅较大的地区为：浙江（2.4%）、青海（1.8%）、（1.5%）；降幅较大的为云南（-8.3%）、（-6.3%）、福建（-4.1%）。

　　国际煤价呈逐渐下滑趋势。纽卡斯尔港动力煤4月12日报价86美元/吨，同比下降7.0%，月环比下降11.1%，周环比上升9.7%。受中国动力煤进口需求放缓的影响，彭博预计2019年全球动力煤需求量增长率由2018年的6.4下降至1.4%；而印尼、俄罗斯、美国等供应国的扩产将继续驱动供应量增长，供需偏松的背景下，预计2019年全球动力煤价格或将会面临下降。

　　火电标杆上网电价和销售电价趋于下调。2011年至今，发改委4次下调电价，2次上调电价。从价格调整趋势看，上网电价和销售价格整体呈大趋势下行。

　　水电定价现有三种模式，效益较好的大水电或将面临上网电价下调。2014年2月以前投产的水电站，仍旧按照“一厂一价”的机制执行；2014年2月以后投产的省内调度水电站，原则上按照该省的水电标杆上网电价执行；2014年2月以后投产的跨省区送电的水电站，按照落地端倒退电价执行。由于火电和新能源电价难以进一步下调，在2019年降低一般工商业平均电价背景下，效益较好的大水电或将面临电价下调。

　　光伏标杆电价持续下调。2015年以来，发改委每年均调整光伏上网补贴，光伏上网标杆电价从之前的0.9-1元/度下调至0.5-0.7元/度，降幅达30%~45%。“补贴逻辑”与“平价上网”并行，整体上网电价或将继续下行。2018年“531新政”落地，光伏补贴减少；2019年1月平价上网政策出台，开始向平价上网过渡。“补贴缩减”与“平价上网”并行模式下，预计未来也将成下行趋势。

　　风电标杆电价下调，竞价上网模式。自2009年以来，发改委四次下调风电上网标杆电价，风电标杆电价下降20%左右。尽管下调幅度低于光伏，但由于其原本的基数较低，相较于光伏补贴空间更少。2018年5月，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，风电竞价上网模式。从目前的状况看，以大型国企为首的风电运营商将有序控制竞价节奏，出现恶性竞价的可能性相对较低。但根据“指导电价”的情况看，风电上网价格面临一定下行压力。

　　政策密集型出台，平价上网加速到来。2019年4月12日，能源局公布《2019年风电、光伏发电建设管理有关要求》征求意见，提出优先开展平价上网风电项目推进，并在确定2019年第一批平价上网项目名单之前，暂不组织需补贴项目的竞争配置工作。此外，文件中还鼓励存量项目自愿转为平价，对于转平价的项目按最优先级别配置消纳能力。随后，国家发改委召开会议，讨论将风电“指导电价”继续下调，I陆上风资源区分别调至0.34元/千瓦时，距离脱硫燃煤电价的差距进一步缩小。

　　非建设成本与设备利用率将成“平价上网”的重要因素。从目前的状况来看，光伏、风电的建造成本受政策影响已同比出现较大幅度下降，短期内下行空间有限。而非建设成本与发电量的提升仍存在一定空间。1月9日，国家发改委、国家能源局公布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出了一系列支持政策措施。我们认为，随着项目非建设成本的消除、消纳确保设备维持高利用率，平价上网盈利性有望得以。

　　电力行业净资产收益率下行。从2013年至2017年，电力行业净资产收益率逐渐降低（12.9%→6.1%），尽管于2018年出现企稳回升，但仍处于历史较低水平。权益乘数整体保持稳定，资产负债率较高导致权益乘数较大；净利率先升高后下降，在2015年达到最优（12.4%）；总资产周转率稳中有升，2018年达到0.34。

　　电力行业上市公司负债水平较高，“去杠杆”背景下权益乘数趋于稳定。电力行业属于重资产行业，资产负债率处于较高水平，五大发电集团中有四家公司资产负债率在75%以上，在“去杠杆”的国家战略背景下，企业提高资产负债率可能性微弱，权益乘数提升概率较小。

　　经济下行叠加电价下调政策导致行业营收增幅空间有限，资产周转率预计保持稳定。虽然2018年我国电力消费增长8.5%，但是从长期来看，经济下行压力加大，未来电力消费增长空间有限。从历史趋势来看，电力行业回归公共事业属性，标杆上网电价逐步下调，发电企业总营收上升空间趋窄。考虑到电力行业整体资产规模已基本形成，预计未来发电公司总资产周转率趋于平稳。

　　煤炭供需格局有望改善，火电企业或将直接受益。尽管经济下行影响发电量增速放缓，但整体仍预计保持正增长。而煤炭价格受产能与经济周期的双重影响，大概率面临中枢下移。火电企业的盈利能力受利用小时数、燃料成本、上网电价三个主要因素影响，且度为电价燃料成本利用率，因此在在发电端上网电价保持平稳的假设下，我们预计火电企业的盈利能力或将稳步上移，行业逆周期属性将得到体现。由于火电仍在电力行业处于主导地位，将同步带动电力行业整体ROE回升。

　　行业进入成熟期，电力投资小幅减少。随着我国电力基础设施建设完善以及基数扩大，“十三五”期间电力投资从高速增长换挡过渡至中低增速。截至2019年3月，全国电力投资908亿元,同比下降16.0%。其中，电网累计投资502亿元,同比下降23.6%;电源累计投资额406亿元，同比下降4.2%。传统装机的投资仍占半壁江山。火电2019年1-3月完成投资额79亿元，占电源总投资的19.5%，水电投资额155亿元，占比38.2%，合计电源总投资的一半。

　　传统装机仍占主导地位，新能源实现较快增长。截至2019年3月，全国发电装机容量达18.1亿千瓦，同比增长6.0%。其中，火电装机11.4亿千瓦，增长3.8%；水电3.1亿千瓦，增长2.7%；风电、光伏分别达1.89、1.31亿千瓦，增长13.2%、25.5%。

　　全球经济体发电结构差异较大，我国在核电、燃气发电及“风光”等清洁能源发电方面仍有增长空间。2018年，我国核电发电量占比4.2%左右（2017年3.8%）。相比较，世界核电发电量占比均值为10%左右，美国核电发电占比高达19.8%。此外，中国天然气发电与核电类似，远低于全球平均（23.2%）以及发达经济体（美国32%，日本39.4%）。

　　欧盟的新能源发电遥遥领先，我国仍有较大发展空间。虽然中国拥有全球最大的光伏和风电装机，但光伏和风电等可再生能源发电占比仍低于全球平均水平。欧盟的光伏和风电占超过20%，其中等领先国家更是超过30%，中国风电和光伏发电未来仍有较大发展空间。

　　新增装机增速继续保持负增长，传统装机分化。截至2019年3月，新增装机1,788万千瓦，同比下降28.2%。其中，火电装机661万千瓦，同比上升3.4%；水电29万千瓦，同比降低62.3%。由于1-3月属于装机淡季，数据的波动性较大。但长期来看，传统装机下滑的趋势仍然明显。受环保和淘汰落后产能等因素影响，新增火电产能规模受到严控；根据全国水力资源复查，我国水电经济可装机容量4.02亿千瓦，截止2018年底累积装机容量达到2.9亿千瓦。受水电开发资源有限、生态环保等原因,水电装机增量显著回落。

　　季节性影响风电并网装机增速，看好2019年抢装浪潮下的投资机会。截至2018年底，全国风电、光伏装机达到3.6亿千瓦，占全部装机比例近20%。2019年1-3月，风电、光伏新增装机分别为478、495万千瓦，同比下降9%、56%。但从开工侧看，由于2019年底是风电补贴下调节点，整体装机需求强烈。

　　平价上网提速带来短期的不确定性影响。4月12日，国家能源局发布了《2019年风电、光伏发电建设管理有关要求》的征求意见稿，提出优先开展平价上网风电项目推进，并在确定2019年第一批平价上网项目名单之前，暂不组织需补贴项目的竞争配置工作。对于存量项目，鼓励自愿转为平价，按最优先级别配置消纳能力。考虑到风电的造价成本约在7000元/KW，距离平价仍有一定的距离。而对于存量补贴项目的并网政策的不确定性，对短期内的装机可能会有负面影响。

　　从长期来看，在产能过剩、增速放缓的电力行业，清洁能源对传统装机替代将成为行业主要发展机会。而随着技术革新驱动风光成本下降，平价上网时代逐步到来，特高压建设确保发电消纳，新能源开发利用将持续扩大。

　　根据《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020 年和 2030 年非化石能源分别占一次能源消费比重 15%和20%，而2018年占比已达到14.3%左右，大概率超过既定目标。根据BP相关预测，到2040年中国可再生能源占比26.2%，年复合增长率达8.5%。因此，无论是从能源绿色发展的战略规划，还是市场投资的主要方向看，新能源将是行业未来的主要趋势。

　　五大发电公司盈利增长，营收总额超过全国电力、热力生产和供应业的20%。2018年，全国用电增速回升、电力利用小时数增加、“弃风弃光弃水”问题得到缓解。受益于此，五大发电公司营业利润实现增长。华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团和国家能源集团总营收同比分别增长6.4%、5.6%、12.81%、8.5%和11.07%。五大发电公司实现营收总额1.45万亿元，占全国电力、热力生产和供应业的23.6%。

　　新增装机容量高度集中于新五大发电公司。受益于全社会用电量较快增长、清洁能源消纳改善等有利形势，新五大发电公司新增发电装机9084万千瓦，占全国新增发电装机的73%。其中，国家能源集团新增新能源装机5387，占全国新增新能源装机的43.3%。新五大发电公司现有装机容量84240万千瓦，年发电量32639亿千瓦时，分别占全国发电装机和发电量的44.3%和48.1%。

　　火力发电设备平均利用小时处于低位，火电设备产能过剩成为常态。自2015年以来，我国经济发展进入新常态，用电量增速放缓，火电装机增速不降反升，火电利用小时数处于较低水平。截止2018年底，火电装机达到11.4亿千瓦，火电平均利用小时数4361小时。若按火电较合理的利用小时数5000-5500小时测算, 火电存在1.4亿千瓦～2.3亿千瓦的装机闲置。按照3800元/千瓦投资造价计算，形成了5500～9000亿元的投资浪费。

　　目前地方自主确定年度可再生能源的建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目，因此存在将资源与投资相互绑定的现象，例如以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费。“非技术成本”一方面增加企业经济负担，也同时使项目开发成本“隐性”增加，加大平价上网的难度。根据相关人士的测算，非技术成本使新能源度电成本提高0.05-0.1元左右。

　　（1）资源和需求逆向分布。风光资源大部分分布在“三北”地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大。

　　（2）清洁能源高速发展与近年来用电增速不匹配。近年来风电、光伏发电的装机整体保持着较快的增长速度，远超全社会用电量的增速，供需不匹配问题造成了较大的消纳压力。

　　（3）我国电力系统尚不完全适应如此大规模波动性新能源的接入。风电、光伏发电存在比较大的波动性，大规模并网后，给电力系统的调度运行带来了较大挑战。

　　新能源补贴缺口较大，影响行业健康发展。截止2018年6月我国新能源发电补贴缺口已达到1200亿元。未来新能源补贴退坡，光伏和风电装机量继续提升。补贴拖欠缺口影响新能源发电企业现金流，降低新能源电站的效益，增加新能源发电成本，新能源发电企业面临资金压力。

　　加大环保检查力度，通过严格的环保标准引导热电落后产能淘汰。能源发展“十三五”规划针对煤电提出“优化规划建设时序，加快淘汰落后产能，促进煤电清洁高效发展”的发展要求。清理火电落后产能是我国能源结构调整和低碳清洁化的长期战略，排放达标、升级、上网调度优先级低影响中小火电的竞争力，加速关停落后产能。进一步提高环保、能耗、安全、技术等标准，有助于加快淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组。

　　电改加快竞价上网，市场化推动发电端优胜劣汰。目前，电力市场供给宽松，电力市场化竞争降低发电企业利润空间。边际发电成本低的发电企业在报价上具备更多优势，更易谋取相对较多的边际收益及更多的交易电量，扩大企业整体盈利水平。大型新建煤电超净排放机组边际发电成本更具优势，市场竞价加速小型机组淘汰。对比发电边际成本，并考虑环保带来的发电收益，小型机组报价能力及收益能力远低于大型新建机组，市场竞价将加速小型机组的淘汰。

　　竞价上网推动新能源开发模式精细化。竞价上网制度是通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。在竞价上网后，风资源价值优势相对降低，企业能力、设备先进性、技术方案和申报电价等成为竞争要素。电价是影响企业盈利能力的关键因素，整体的设计方案、机型先进性的目的都是实现低电价。新能源开发模式会向精细化发展，开发企业会谨慎对待项目开发各个阶段，项目决策也会更加科学、慎重。新能源市场发展到适当阶段引入市场竞争机制，引导新能源企业转变粗放式装机模式，投资更加注重高品质、高效益的装机。

　　竞价上网倒逼上游企业加速整合。竞价模式下，新能源开发企业更加关注设备的可靠性、技术水平、全寿命周期成本，选择提供发电能力高、性价比好、创新强的电力设备企业，上游优质企业市场占有率提升。总体而言，竞价上网制度有助于提高新能源电源的发电效率，推动新能源产业发展。

　　特高压是解决新能源消纳的关键，促进能源互联互通。特高压直流输电具备点对点、超远距离、大容量送电能力，同时具备经济优势。在我国“风光”发电地区与电力消费增长地区不匹配的背景下，特高压的建设有利于加大我国跨地区输电能力，在强化新能源并网消纳的同时满足受端省份的用电需求。特高压建成后，我国新能源消纳问题有望进一步得到解决。

　　特高压建设成为“新基建”，或将获得更多融资渠道。2018年年末的经济工作会议明确指出：基建的重心不再是房地产，而是新型基础设施建设。2018年9月国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，规划12条特高压工程，加快推进 9 项重点输变电工程建设。向社会资本特高压投资，有效特高压建设持续性。

　　国际“绿证”制度效果显著，政策经验可供借鉴。绿证即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。全球20多个多个国家实行了绿色电力证书交易制度。推行绿色电力证书交易，通过市场化的方式，给予生产清洁能源的发电企业必要的经济补偿，是可再生能源产业实现可持续健康发展的有效措施，是一种市场化的补贴机制。

　　配额制强制分配可再生能源消费任务，促进新能源发电消纳。在配额制度下，电网公司根据年度配额任务（可再生能源和非水可再生能源消费比重），将保障性电量向各个义务主体来进行强制分配，促进可再生能源消纳。

　　“绿证+配额制”有效改善企业现金流。在配额制强制分配制度下，义务个体必须优先完成配额。义务个体和新能源发电企业之间进行绿证交易，可以随着电量电费结算实现资金流快速周转。目前，可再生能源企业补贴退坡和拖欠困境下，通过绿证交易，可再生能源发电企业补贴资金的快速入账，有效改善企业的现金流和经营状况。

　　截止2019年4月19日，在剔除金融行业后A股总市值45.3万亿元，其中电力上市公司总市值达到1.5万亿元，占A股总市值（剔除金融）的3.5%。从资产角度看，截至2018年三季度，全部A股（剔除金融）总资产59.4万亿元，电力上市公司总资产达到3.51亿元，占A股总资产的5.9%。截止2018年底，全国电力、热力生产和供应业总资产14.75万亿，其中电力上市公司总资产3.5万亿，占比达23.7%。

　　A股电力行业上市公司多在2006年之前上市，2013年至今仅有4家电力公司在A股上市。A股电力上市公司共有64家，其中火电、水电、热电、新能源发电分别为32家、22家、5家和5家。华能国际是A股市值最大的电力公司。

　　从公司业务类型看，A股上市的公司主要为传统电力行业，而A股上市的新能源发电公司相对较少。如龙源电力（、华能新能源（0958.HK）、大唐新能源（1798.HK）、华电福新（0816.HK）等五大电力集团的新能源板块均在H股上市。

　　年初至今，电力指数增长平缓，增长20.8%，明显弱于同期。电力行业市净率（PB）随A股与估值波动基本一致，目前电力行业估值水平也处于历史较低。电力行业相对A股估值在2015-2016年存在一定的溢价。2015年以来，由于煤炭价格走强，电力行业企业盈利能力走低，板块估值持续下移。近期电力板块估值修复，电力行业与A股整体估值差距有所减小。目前低于A股平均市盈率11.4%，略低于历史平均值（-10.4%）。

　　我们比较了电力板块A股、美股、欧股2011年至今的历史TTM市盈率，当前电力A股市盈率为23.1X，美股为18.7X，欧股为14.9X。

　　美股重点电力企业历史平均市盈率为15 .3X，欧洲为15.1X，低于A股的19.8X，主要原因是中国与欧美市场的电力公司发展阶段不同，行业公司面临的社会不同。美国经济约以每2％～3％的速度增长，电力行业已发展相对成熟，基本还原了公用事业属性，所以长期估值水平较为平稳。

　　短期内检修复产的不及预期对煤价形成一定支撑。有望带动煤炭供需向宽松格局转变。看好受燃料成本影响明显、弹性空间大的二线火电龙头。推荐蒙华铁开通后第一受益标的长源电力（000966.SZ）、受益于京津冀大发展的建投能源（000600.SZ），关注区域性龙头皖能电力（000543.SZ）等。持续推荐水电龙头长江电力（600900.SH）。

　　推荐：是指未来6－12个月，行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）超越交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报20%及以上。该评级由分析师给出。

　　谨慎推荐：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）超越交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报。该评级由分析师给出。

　　中性：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）与交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报相当。该评级由分析师给出。

　　回避：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）低于交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报10%及以上。该评级由分析师给出。梦见家里着火

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