来源：证券研究
◆ 2）需求端，19年1-2月全社会用电量大幅下滑；经济下行压力加大预计2019年用电量增速或将放缓。
◆ 3）成本端，煤炭优质产能稳步释放，下游需求放缓，煤炭供需逐步向宽平衡转变。
◆ 4）政策端，电价下调趋势明显，风、光向平价上网过渡。
◆ 5）尽管经济下行影响发电量增速放缓，但由于煤价中枢下行，火电企业盈利有望修复，行业逆周期属性或将得以体现。
◆ 6）行业进入成熟期，电力投资维持小幅增长；集中度较高，五大发电集团基本垄断。
◆ 7）新能源对传统装机的替代将成未来行业发展的主要趋势。
核心观点
一、最新观点
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。从电量增速与GDP增速比值看，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。
需求端，19年1-2月全社会用电量大幅下滑；经济下行压力加大，预计2019年用电量增速或将放缓。
成本端，煤炭优质产能稳步释放，下游需求放缓，供需逐步向宽平衡转变。
政策端，传统电价下调趋势明显，风、光向平价上网过渡。
尽管经济下行影响发电量增速放缓，但由于煤价中枢下行，火电企业盈利有望修复，行业逆周期属性或将得以体现。
行业进入成熟期，电力投资维持小幅增长；行业集中度较高，五大发电集团基本垄断。
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。
行业主要问题：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等。
主要建议：严格环保标准与市场化改革并行、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”加速落地等。
二、投资建议
短期内事故和检修导致煤炭供给收缩，对煤价形成一定支撑，但中长期的铁路发运量增长与煤炭产能释放，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。推荐蒙华铁路开通后第一受益标的（000966.SZ）、受益于京津冀大发展的（000600.SZ），建议关注区域性龙头（000543.SZ）等。持续推荐水电龙头（600900.SH）。
三、核心组合
燃料价格大幅上涨；电力需求下滑明显；上网电价下调。
01 宏观经济承压，行业逆周期属性显现
（一）电力是国民经济的重要基础工业
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GDP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%，季度GDP增速与用电量增速趋势一致。
（二）经济下行压力加大，用电量增速放缓
经济下行压力加大，用电量增速同比降幅较明显。1-2月全社会累积电量11,063亿千瓦时，同比增长4.5%，增速同比降低8.8pct。
分产业看，二产和三产增速同比降幅明显。二产累计用电量7,059亿千瓦时，同比增长1.24%，增速同比下降10.3pct；三产用电量1,994亿千瓦时，同比增长10.45%，增速同比下降8.4pct；居民1,899，同比增长11.11%；一产同比增长7.9%。
（三）煤炭产能逐步释放，价格中枢下行
动力煤价格继续保持“旺季不旺”。3月18日秦皇岛山西优混（5500大卡）平仓价628元/吨，周环比、月环比、年同比分别为-1.0%、6.3%、-1.9%。 尽管煤炭事故导致的安全检查影响煤炭短期内供给，但从长期趋势来看，优质产能将保证需求端充裕。
（四）上网电价趋于下行，风电、光伏向平价上网过渡
1.火电上网电价和销售电价趋于下行，大水电或面临电价下调
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。2019年3月5日，政府工作报告提出深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。
2.新能源发电竞价、平价上网加速来临
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。
（五）煤炭价格下行或将成为2019年ROE提升的重要因素
电力行业净资产收益率下行。从2013年至2018年前三季度，电力行业净资产收益率逐渐降低（12.9%→6.0%），目前处于较低水平，行业表现不景气。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%），截止2018年前三个季度净资产收益率为7.7%；总资产周转率稳中有降，2018年前三季度达到0.21。
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。而煤炭价格受产能释放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，且敏感度为电价>燃料成本>利用率，因此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。
02 电力行业处于成熟期，新能源发电成为主要趋势
（一）电力投资换挡至中低增速
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3969，占全国新增新能源装机的49.4%。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%。
传统装机仍占主导地位，新能源实现较快增长。截至2018年底，全国发电装机容量达19.0亿千瓦，同比增长6.9%。其中，火电装机11.4亿千瓦，增长3.5%；水电3.5亿千瓦，增长3.2%；风电、光伏分别达1.84、1.74亿千瓦，增长12.6%、34.2%。
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%，其中德国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。
传统装机增速继续保持负增长。截至2019年2月，新增装机1,891万千瓦，同比下降49.5%。其中，火电装机548万千瓦，同比下降7%；水电27万千瓦，同比降低60.3%。由于1-2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成果，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、生态环保等原因限制,水电装机增量显著回落。
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发展主要趋势。
03 行业面临的问题及建议
（一）现存问题
1.火电产能过剩问题仍较为严重
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。若按火电正常利用小时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。
目前地方政府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。
3.部分区域内能源消纳仍面临一定挑战
（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。
4.新能源补贴具有较大压力
新能源补贴缺口较大，影响行业健康发展。截止2018年6月我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。
（二）建议及对策
1.严格环保标准与市场化改革并行，加速落后产能淘汰
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、改造升级、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，并考虑环保改造带来的发电收益，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。
2.推动竞价上网，减少企业其他成本
竞价上网推动新能源开发模式精细化。竞价上网制度是政府通过招标的方式，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。
3.加速特高压建设确保消纳
特高压建设成为“新基建”，或将获得更多融资渠道。2018年末的经济工作会明确指出：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。在投融资方面，向社会资本开放特高压投资，有效保证特高压建设持续性。
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。
4.“绿证+配额制”加速落地
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。“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。
04 电力行业在资本市场中的发展情况
（一）上市公司资产超电力行业整体的1/5
截止2019年3月22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1.6万亿元，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。是A股市值最大的电力公司。
（二）年初至今板块表现，估值处于历史中位置
（三）还原公用事业属性，美股电力行业估值略低于A股
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24.1X，美股为15.8X，欧股为15.7X。
05 投资建议及股票池
短期内煤炭供给收缩对煤价形成一定支撑，但中长期的铁路发运量增长与煤炭产能释放，有望带动煤炭供需向宽松格局转变。目前华电、华能等一线龙头估值水平偏高。看好受燃料成本影响明显、弹性空间大的二线火电龙头。推荐蒙华铁路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），建议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）。
06 风险提示
燃料价格大幅上涨；电力需求下滑明显；上网电价下调。
评级体系：
银河证券行业评级体系：推荐、谨慎推荐、中性、回避。
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。