《供需望持续改善 市场化压力犹在》
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根据用电量测算,电力供需环境总体在持续改善,2018年的用电维持高增长,主要得益于煤电供给侧改革的持续推进,有效压减了新增装机规模,且风电、光伏新政的出台使得装机增速短期内面临调整.
火电方面,2016年以来装机增速大幅下滑,存量机组利用小时数持续提升,以央企为主的供给端开启新一轮去杠杆,火电集团逐步削减资本开支,但受制于电煤高企,火电企业盈利能力承压.
水电龙头未来5-10年仍具成长空间,且水电临近投产高峰,板块相对收益明显,相关企业高股息率特征凸显,业绩稳健具备配置价值,且未来可能受益于减税措施.
核电方面,多因素利好核电消纳,利用小时触底回升;市场化压力已体现期待三代核电新电价落地.
天然气供需两旺格局明显.首先是需求端,能源清洁化趋势未改,天然气需求景气无忧;供给端来说,未来三年天然气高增长确定,考虑到短期内天然气产量无法大幅跃升、进口PNG受管道限制增量弹性较小,预计天然气供需缺口主要由进口LNG补足.
总体：供需格局改善市场竞价持续推进
“十二五”期间用电需求疲软,2015年用电增速仅为0.5%,处历史低位;2016年用电增速回升至5%,实现触底反弹;2017年同比增长6.6%,用电需求持续回暖.
2018年1-10月,全社会用电同比增长8.7%,增速同比增加2个百分点,环比1-9月下降0.2个百分点,第一、二、三产业和城乡居民生活用电量的同比增速分别为9.8%、7.2%、13.1%和11.1%;其中第二产业对增量用电贡献度为57%,而煤电供给侧改革持续推进,有效压减了新增装机规模,2017年推出煤电供给侧改革,当年全国已淘汰、停建、缓建煤电装机合计6500万kW,当年全国新增燃煤机组3855万kW,同比减少3.6%.2018年煤电供给侧改革持续推进,1-9月新增火电装机2379万kW,同比减少719万kW,预计2019年及以后新增煤电机组量将大幅减少.
风电、光伏方面,新政出台使得装机增速短期内面临调整.首先是风电方面,2018年5月,国家能源局发文,2019年起各省新增核准的集中式陆上、海上风电项目全部竞价上网,新政强调风电消纳条件,后续三北地区风电新增装机规模有限,竞价上网政策预计将压低风电上网电价水平,倒逼风电建设各环节成本下降（路条、设备、工程建设等）,政府清理不达标项目,建设速度有望加快;其次是光伏：2019年中国光伏发电政策制定即将启动,规划有望小幅提升.“十三五”规划中期评估成果座谈会上,商讨2019-2020年国内光伏需求每年有望上调至40GW以上.
综合以上各方面,电力总体供需格局持续改善,优质电力资产效率持续提升.新增装机以利用小时低的新能源装机为主,实际新增发电能力增速低于装机增速;而用电需求回暖+装机增速放缓,存量机组效率稳步提升,2018年前三季度全国装机同比增长5.3%,全国用电需求同比增长8.9%,较上年增加2个百分点,2018年前三季度全国火电、水电、核电、风电利用小时同比增加158个、42个、68个和178个小时.
由于电力生产和电力消耗大户大部分属于高耗能、高污染企业,因此环保政策在电力供需方面发挥着重要作用.有证据表明,环保导致高耗能转移,南方及中东部用电增速高,北方环保限产、经济发达地区环保指标不足等因素引发高耗能产业向南转移,电解铝、电炉炼钢等高耗能产业由北向南转移,叠加广东高耗能产业向西转移,2018年1-9月广西用电增速高于20%;前三季度福建省GDP增速8.3%,东部沿海发达省份中居首列,石油炼化等重工业发展带动其用电增速高于10%;中西部地区具备经济后发优势,用电增速普遍高于全国平均.
从政策方面来说,电力行业正在持续推进市场化竞价,发用电计划有序放开.
2017年发布的《关于有序放开发用电计划的通知》旨在扩大市场化交易规模,新建煤电机组全部执行市场电价,中小用户通过售电公司参与交易,充分引入需求方竞争.2018年《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》正式发布,主要是在用电侧降低市场化交易门槛,2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业发用电计划;在燃煤方面新建机组全部市场化,自备电厂成为合格主体后推进自发自用外电量参与交易;在水电和核电方面有序放开并扩大水电市场化交易比例,稳妥推进核电机组进入市场;在新能源方面推进规划内的风、光发电在保障利用小时数之外参与直接市场化.
火电受制于煤价
目前来看,火电装机增速大幅下滑,存量机组利用小时数提升,主要表现在以下几个方面：
首先,煤电供给侧改革持续,火电装机增速大幅下滑.2016年以来,火电新增装机容量持续下滑,2018年1-9月,火电装机容量同比增速降至3.1%.
其次,新增装机减少利好存量机组提升利用效率,火电机组利用小时数大幅回升.由于过去几年新增装机容量高速增长,火电利用小时数2014-2016年逐年下滑.随着电力供需格局改善,2017年火電利用小时数同比增长23小时,2018年1-9月大幅增加158小时.
由于电力生产属于重资产,国内历来都以国企为主导,而当前的事实是,央企开启新一轮去杠杆,火电集团削减资本开支.当前五大发电集团资本负债率普遍高于70%,预计未来将减少资本开支,火电新增装机有望进一步下滑.
导致以上现象的主要原因是电煤高企,火电企业盈利能力承压.2016年下半年以来电煤持续处于高位运行：2016年下半年以来,电煤指数基本维持在500点以上高位,2018年1-9月全国平均电煤指数为534元/吨,同比提升4.8%.
火电企业盈利能力承压,业绩释放仍有待煤价下降.受煤价高企影响,火电板块平均ROE大幅下滑,而2018年上半年电力供需改善,电价小幅提升,火电板块ROE回升至2.7%.
考虑火电参与市场电交易比例近36%,整体电力市场仍处于供给宽松的背景下,我们判断煤价下跌会影响市场交易电价折价幅度提升.
水电：龙头未来仍具成长空间
水电属稀缺资源,行业临近投产高峰,板块相对收益明显,主要表现为：三峡右岸电站于2008年年底全部投产,2008年水电板块指数较年初涨跌幅,与沪深300对比,相对收益明显.
三峡地下电站于2012年7月全部投产,2012年上半年,板块绝对收益最高达到16%;随着雅砻江中游、金沙江上游电站首台机组投产的临近,水电板块投资价值值得重视.
国家能源局在2018年9月印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》,加快推进白鹤滩至江苏、浙江,雅砻江中游至江西等9项重点输变电工程建设.
水电板块相关企业还有一个重要的特征,即高股息率,业绩稳健具备配置价值.水电板块高分红特征明显,整体分红率呈现上行趋势,从当前股价来看,水电上市公司股息率处于高位,高分红水电板块值得配置.
还有不得不提的一点,水电企业的增值税税负在行业内是最高,未来有可能会受益于政府的减税措施.2017年发布的征求意见稿将水电企业增值税调整为13%,装机超过100万kW水电站超过12%的部分即征即退,而风电、光伏为即征即退50%;核电在投产次月起15年度内先征后退,1-5年返还75%、6-10年返还70%、11-15年返还55%;天然气方面,2017年7月起销售或进口天然气增值税率由13%降至11%.
增值税下调弹性分析结果表明,盈利越差的企业,降税后业绩弹性越大,而人力和折旧等无法抵扣增值税的主营成本占比越高的企业,降税后业绩弹性越大（水电）;退税比例较高的企业,降税带来的业绩弹性相对较小（风电、光伏、核电）.
核电方面,多重因素利好核电消纳,包括用电持续回暖、煤电和新能源装机规模压减、近年来新增核电装机放缓使得存量机组效率提升.受以上利好影响,核电利用小时觸底回升,2014-2016年,全国核电利用小时数分别同比下降87个、384个、361个小时;2017年全国核电利用小时数同比增加48个小时,扭转近年持续下跌趋势,实现触底回升;2018年1-9月,核电利用小时增加68个小时.
作者为2018年卖方分析师评选水晶球奖公用事业行业第一名
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