2017 年， 受经济回暖及夏季高温影响，电力需求持续好转，全社会用电量达到 63077亿千瓦时，同比增长 6.57%，增速较 2016 年提高 1.56 个百分点。 2017 年，全国新增装机容量仍快速增长。 2017 年，全国电源新增生产能力(正式投产) 13372 万千瓦，同比增长 10.87%。其中水电 1287 万千瓦，同比增长 9.67%;火电 4578 万千瓦，同比减少 5.34%;核电新增 218 万千瓦，同比减少 69.79%;风电 1952 万千瓦，同比增长4.20%;太阳能发电 5338 万千瓦，同比增长 54.31%。我国电力供应能力进一步增强，电源结构继续优化。
2017 年， 电力板块(选中的电力公司)实现营业收入 8170.21 亿元，同比增长 12.99%;实现业绩 515.24 亿元，同比减少 31.10%;实现毛利率 18.16%，同比下降 8.46 个百分点。
表 2： 电力板块 2017 年财务数据概览(单位：亿元)
其中，火电板块实现营业收入 7096.86 亿元，同比增长 13.47%;实现归母净利润 186.98亿元， 同比减少 58.53%;毛利率 13.90%，同比降低 9.19 个百分点; 火电板块表现主要受制于煤炭价格维持高位， 发电成本居高不下。 水电板块实现营业收入 818.74 亿元，同比增长 4.89%;净利润 314.66 亿元，同比增长 11.98%;毛利率 55.75%，同比增加0.34 个百分点; 水电汛期来水转丰，对板块业绩产生正面影响。 地方电网板块实现营业收入 254.60 亿元，同比增长 29.89%;净利润 13.60 亿元，同比减少 14.81%;毛利率15.91%，同比降低 3.66 个百分点; 主要受制于销售电价下调与部分企业经营异常业绩同比大幅下降。
2018 年一季度：业绩已然触底，反弹开启实现同比增长
2018 年一季度，电力板块实现营业收入 2182.08 亿元，同比增长 16.11%;实现归母净利润 131.32 亿元，同比增长 19.05%。电力板块营收保持高速增长主要受益于一季度极寒天气供暖用电需求旺盛，以及 2017 年 7 月 1 日起火电电价上调。 业绩方面，电力板块受限于火电煤价居高以及水电增值税退税优惠到期。
表 4： 电力板块 2018 年一季度财务数据概览（单位：亿元）
表 5：分季度营收同比（重述后）
表 6：分季度归母净利润同比（重述后）
表 7： 分季度毛利率同比（重述后）
2018 年一季度，火电板块实现营收 1957.74 亿元，同比增长 16.68%;归母净利润 81.55亿元，同比增长 33.18%;毛利率 14.43%，同比增加 0.63 个百分点; 主要受益于电力需求旺盛与 2017 年 7 月 1 日起火电电价调升。 水电板块实现营收 151.15 亿元，同比增长 1.78%;归母净利润 46.30 亿元，同比减少 0.61%;毛利率 46.91%，同比增加 1.45个百分点; 主要受限于水电增值税退税优惠到期。 电网板块实现营收 73.19 亿元，同比增长 37.95%;归母净利润 3.47 亿元，同比增长 39.17%;毛利率 13.20%，同比下降1.81 个百分点; 主要受制于部分企业的表现不佳。
2018 年一季度，电力行业在火电板块的引领下，实现了业绩同比和环比显著提升。考虑到煤价在经历了2 月份的峰值之后大幅下降，我们判断电力行业基本面 2017 年已然触底，反弹可期。
火电：“逆周期”持续得到验证
火电行业的业绩受到煤价和利用小时的双周期影响，而且两个影响的方向截然相反：在经济景气度下降阶段，火电利用小时下降，不利于行业营收;然而经济景气度下行时煤价同样下降，虽然发改委通过煤电联动机制调节电价以匹配煤价，但是由于调整时间略为滞后，在煤价下行的过程中将由于电价煤价的不匹配而利好行业的度电利润。在两种截然不同的“周期力”作用下，火电行业的业绩变动与两个“周期力”的强弱有关。
我们在深度报告《电力行业“精研致思”系列深度报告之一：火电周期显，水电防御现》中曾经提出：从历史的情况来看，煤炭价格的“周期力”更加强劲，火电行业的业绩主要随着煤价的高涨与低落而反向波动，呈现出一定的“逆周期性”。 2017 年火电行业业绩的表现进一步验证了火电板块业绩的“逆周期性”。
在该报告中，我们曾经针对各种不同的时间窗口进行分析，并得出结论： 煤价的走势基本上主导了火电的行情，利用小时的变化对于火电行情的影响并不显著，仅在部分短暂的时间内能够影响到火电行情的走势。 2017 年火电板块的行情走势基本符合我们之前研究的结论： 2017 年前 4 个月，由于煤价出现波动趋势未成，中信火电指数的走势与沪深 300 基本一致;从 6 月起，煤价开始出现反弹，并在接下来的时间一直保持增长趋势，中信火电指数走势减弱，收益缺口被逐渐拉大。
其中，龙头级公司华能国际和华电国际在 2017 年的行情走势与板块整体十分类似，均在二季度起走势转弱。主要的区别系华能国际的行情到 2017 年 6 月份才开始走弱，但是华电国际和火电指数从 5 月份起就已经显现颓势。造成该现象的原因主要系华能国际在 2017 年一季度的业绩表现尚可，股价多支撑了一个月。
可以看到，虽然更能代表火电行业燃料成本的电煤价格指数(到厂价，并且考虑长协煤的价格)在 2017 年 7 月才出现走高的迹象，但是煤炭市场价从 2017 年 6 月中旬就开始反弹回升，不等业绩确认直接引发了火电板块和龙头公司的行情走弱。
2018 年在 1-2 月份期间煤价持续上涨，在 2 月中旬左右达到峰值，此后开始了快速的下跌。 2018 年 1-2 月份火电指数持续走出负面的超额收益，在煤价下跌之后指数行情走强消除了负面的超额收益，但是却没有走出正面的超额收益。我们判断该现象可能基于以下原因：
1、 纵然煤炭的市场价格下跌较为明显，但是环渤海动力煤价格指数由于包含长协煤价，波动幅度非常不显著，造成煤价并未显著下降的错觉;
2、 从旺季进入淡季之后，煤价出现季节性下跌是正常现象，市场对于煤价是否出现系统性下降持观望和保守的态度;
3、 火电行业层出不穷的 2017 年业绩快报纷纷显示业绩大幅下降，对于市场情绪存在干扰作用;
4、 火电行业中存在与行业相关度较差的个股干扰指数走势。
如果只看资产较为纯粹、与火电行业相关度较为密切的龙头公司，其行情的走势将与煤价的“逆周期性”表现地较为突出。华能国际和华电国际均在 2 月下旬出现行情明显走强，超额收益由负转正。
水电：来水仍是决定性因素
水电的基本面在 2017 年政策大环境没有发生根本性变化的情形下，来水量的多寡仍是决定性的因素。 2017 年我国南方主要流域的来水呈现“先低后高”的趋势，主要系上一“水利年”来水偏枯，水库存水不足，影响到 2017 年 1-5 月份各流域的发电出力;进入 6 月新一轮“水利年”的汛期以后，来水强势转丰，二季度末和三季度利用小时显著提升，业绩也随之转强。 由于水电出力存在季节性，一般情况下三季度表现能够决定全年业绩水平， 2017 年水电在三四季度优异表现下实现业绩同比提升 11.98%。
水电的行情走势方面，我们之前得出的两大结论也在 2017 年和 2018 年一季度得到了一定程度的验证：
1、 水电板块属于业绩稳定的公用事业类行业，在市场下行时期能够表现出较强的稳定性，但在牛市中表现略逊;
2、 来水量的多寡会一定程度上影响水电的行情表现。
随着市场对于宏观经济复苏与否仍存分歧， 2017 年市场投资风格迎来显著变化，业绩驱动之下价值投资重回主流。 2017 年全年沪深 300 取得显著回报，在此背景之下，我们通过复盘可以看到水电板块 2017 年虽跑输沪深 300，但在确定了来水丰富的二季度末和三季度，水电的行情走势完全不逊于市场。此外，从绝对收益的角度来看水电板块2017 年收益率仍达到 12.76%。
进入 2018 年，随着“独角兽”公司上市审批规则的变动和“中美贸易摩擦”等事件冲击，伴随着大市值白马股估值修复空间的逐步兑现，市场风格开始出现一定的反转，沪深 300 指数收益率中枢出现下移。对比之下，我们在深度报告《电力行业“精研致思”系列深度报告之一：火电周期显，水电防御现》中所提到的“水电公司带来较高的分红比例和相对稳定的收益，并在股市下行期间体现出较强防御性”得以体现，行情相对沪深 300 的超额收益不断增加、绝对收益保持相对平稳。
展望 2018：火电回升，水电承压
火电板块： 一季度火电整体实现业绩 81.55 亿元，同比增长 33.18%。从各公司来看，一季度火电板块的业绩表现呈现明显的两极分化特性，部分公司实现了业绩大幅增长，其中上年同期业绩较弱的华电国际增幅达到 5707%;另外一部分公司出现业绩同比下滑，其中深南电 A、漳泽电力、豫能控股等公司在一季度依旧亏损。
从煤价上来看，一季度煤价依旧偏高， 2 月份电煤价格指数达到 567.21 元/吨，为 2014年以来最高;虽然 3 月份煤价有所跌落，但一季度电煤价格指数均值仍达到 554.30 元/吨，同比增长 6.44%。 同比来看，全国大部分地区都经历了 2017 年 7 月 1 日的燃煤标杆电价上调，但在高煤价的影响下，一季度全国平均的点火价差略低于上年同期。
然而 2018 年一季度我国用电需求持续旺盛，全国火电发电量实现同比大幅增长。部分公司受益于电量的大幅提升，摊薄了固定成本，实现了主营业务毛利率的提升，但仍有部分公司在一季度无法受益于旺盛的电力和热力需求，业绩出现同比下降。从行业整体上来看，火电板块整体的毛利率同比几乎没有发生变化，但业绩却出现同比提升，主要系各公司也在 2018 年一季度实现了综合所得税率的改善。实际上， 四大龙头火电上市公司中，华能国际、华电国际和国电电力实现一季度业绩同比增长，但是大唐发电业绩同比下降，主要系一季度煤价仍处于高位，行业并未形成“煤价走低业绩提升”的共性逻辑。不过，火电板块在一季度已经实现了业绩整体改善的趋势，再考虑到过 2 月份之后煤价大幅下降的表现， 我们维持 2018 年火电将在煤价下行的驱动下实现业绩触底反弹的判断。
水电板块： 2018 年一季度水电板块整体受益于来水持续偏丰，但同时又受制于增值税即征即退优惠政策到期的影响，板块整体业绩在毛利率上升 1.45 个百分点的情况下同比下降 0.61%。考虑到一季度仍受上一个水利年的影响，而 2017 年汛期来水非常丰富，2018 年水电整体面临着来水同比偏枯、增值税优惠政策取消的双重压力，全年业绩表现并不乐观。
火电板块：底部确定，反弹可期
2017 年：量价齐升难胜煤价高企，业绩探明底部
2017 年全国用电需求保持强势增长趋势， 全社会用电量达到 63077 亿千瓦时，同比增长 6.57%， 增速较 2016 年提高 1.56 个百分点。 在经济持续回暖以及夏季制冷用电需求强势增长的推动下，全年火电发电量及利用小时均得到显著改善。
由于用电需求的持续旺盛，全年火电发电量实现同比大幅增长，助力 2017 年火电板块营收同比提升 13.47%。由于煤价仍处于高位运行状态，火电板块成本压力远大于 2016年， 2017 年火电归母净利润同比下滑 58.53%。
表 8：火电板块 2017 年营收及归母净利润同比变化
2017 年， 中信三级行业火电板块 36 家公司中， 34 家公司营收同比上升， 2 家公司营收同比下降。增长的原因主要为夏季高温天气持续及经济持续回暖，全社会用电量需求增长，火电发电量有所增长; 且 2017 年 7 月 1 日起，全国 25 个地区上调了燃煤发电标杆电价。 其中，东方市场和深圳能源增幅较大，营收增幅分别达到 40.21%和 37.35%。
东方市场受益于辐射区域内纺织印染行情回暖以及导热油锅炉替代行动持续推进，供热需求旺盛， 2017 年公司全年外供汽量创下历史新高。 2017 年公司营业收入同比增长 40.21%。
深圳能源主要供电地区在珠三角地区，经济发展水平处于全国较高水平，且率先受益于经济持续回暖，用电需求旺盛。 2017 年，公司完成上网电量 289.78 亿千瓦时，同比增长 20.56%。电量大幅增长以及煤电电价调升，助力公司营业收入同比增长 37.35%。
成本方面， 2017 年煤炭价格持续高位运行：全年全国电煤价格指数平均约为 515.99 元/吨，较 2016 年提升 35.46%，火电板块成本持续承压。 2017 年， 中信三级行业火电板块 36 家公司中， 29 家公司归母净利润同比下滑， 7 家公司归母净利润同比增长， 火电板块总业绩同比下降 58.53%; 33 家公司毛利率同比下滑， 3 家公司毛利率同比增长，火电板块整体毛利率同比下降 9.19 个百分点。
2017 年，中信三级行业火电板块 36 家公司中， 29 家公司业绩同比下降， 7 家公司业绩同比增长。其中红阳能源与大唐发电业绩增速显著，分别达到 167.64%和 165.25%：
红阳能源 2016 年业绩基数偏小，致 2017 年业绩同比增长幅度较大，达到167.64%。公司业绩主要来源于煤炭：受益于煤炭价格上涨及物流收入增加， 2017年煤炭业务收入同比增长 25.06%，而煤炭业务成本仅同比增长 7.34%，毛利率同比增加 10.28 个百分点。
大唐发电业绩实现同比增长 165.25%，主要系 2016 年公司因煤化工业务亏损导致业绩基数偏低。 2017 年虽然电力业务面临较大的经营压力，然而受益于公司实现煤化工业务剥离，成本与费用得到大幅优化， 2017 年业绩因此实现同比增长。
2018 年一季度：营收延续高增长，业绩启动反弹
2018 年一季度，全社会用电量达到 15878 亿千瓦时，同比增长 9.8%。分产业看，第一产业用电量 219 亿千瓦时，同比增长 10.3%;第二产业用电量 10583 亿千瓦时，同比增长 6.7%;第三产业用电量 2504 亿千瓦时，同比增长 16.7%;城乡居民生活用电量2572 亿千瓦时，同比增长 17.2%。受需求影响，一季度全国规模以上火电机组发电量同比增长 6.9%，利用小时同比提升 52 小时。
一般的燃煤电厂在所有电源种类中发电优先级最低(调峰调频、热电联产机组除外)，在其他电源的利用小时和消纳都具备一定政策保障的环境下，电力供需的改善对于火电行业影响最大，一季度旺盛的需求助力火电企业发电量实现同比增长。此外， 2017 年 7月 1 日起，全国 25 个地区上调燃煤发电标杆上网电价，全国平均上调约 1.08 分/千瓦时， 量价齐升助力火电板块营收提升。 2018 年一季度，火电板块实现营业收入 1957.74亿元，同比增长 16.68%。
虽然煤价仍处于高位运行状态，但是一季度极寒天气影响下供热需求增加，火电企业电力和热力业务规模提升有效摊薄了固定成本，联合一季度旺盛的用电需求，助力一季度火电板块业绩同比增长。 2018 年一季度，火电板块实现归母净利润 81.55 亿元，同比增长 33.18%。
表 10： 火电板块分季度营收及归母净利润同比变化
火电板块重点公司跟踪
华能国际： 高煤价压低 2017 年业绩，非电业务助一季度增长
量价齐升提振营业收入，煤价高企压低全年业绩。公司作为全国性的火电龙头公司，发电量受益电力供需关系改善而较 2016 年实现提升。 2017 年，公司完成发电量 3,944.81亿千瓦时，同比增长 25.76%;完成售电量 3,713.99 亿千瓦时，同比增长 25.56%。电价方面，2017年7月1日全国火电标杆上网电价调升，公司平均上网结算电价为 0.41401元/千瓦时，同比提升 0.01741 元/千瓦时，增幅约 4.39%。然而， 2017 年公司单位燃料成本为 0.22592 元/千瓦时，较 2016 年同期上升 34.39%。从绝对值上看， 2017 年燃料成本较 2016 年同期增加 244.63 亿元。受燃料成本大幅提升的影响， 2017 年公司实现业绩 17.93 亿元，同比下降 82.73%。
公司提高分红比例，保障部分股息率。公司每年都有现金分红，自 2010 年以来 A 股历史股息率平均约为 4.09%(股息率按分红预案披露日当天收盘价计算)，一般情况下分红比例维持在 50%左右。 2017 年，公司年报中披露拟按每股 0.1 元的标准进行分红，而公司 2017 年 EPS 仅有 0.11 元左右，公司的分红比例达到 88.14%。以预案公告日股价的股价(6.99 元)计算，公司 2018 年提供的股息率约为 1.43%。 2017 年公司大幅度提升分红比例，部分保障了投资股息率。
多方因素利好，公司业绩同比大幅增长。 2018 年第一季度，公司营业收入同比增长15.11%。 2018 年第一季度，受益于用电需求增长、极寒天气导致供暖用电增加，以及新机组投产，公司发电量同比增长 8.67%。此外受益于 2017 年 7 月 1 日起电价调升，公司 2018 年一季度平均电价同比增长 4.33%。此外，我们判断公司热力业务收入大幅增长，主要原因或有二： 1)一季度极寒天气导致热力需求同比显著提升; 2) 2017 年公司新投产的热电联产机组贡献热力收入。此外，影响公司业绩的因素还有： 1、 投资收益。或因公司参股公司多数为电力公司，受益于当前旺盛的电力需求，参股公司利润高于去年同期使得公司投资收益同比增长; 2、 所得税费用，公司 2018 年一季度综合所得税率约为 26.18%，逼近火电厂的理论所得税率 25%，而 2017 年同期约为 33.70%;3、 少数股东损益。计算公司少数股东损益占比发现， 2018 年一季度少数股东损益占比同比下降，或因公司持股比重高的子公司收入占比提升。 受到主营业务规模提升、投资收益增长、综合所得税率和少数股东损益同时下降的影响， 2018 年一季度业绩同比大幅增长 86.96%。
煤价同比偏低利好成本优化，公司表现有望持续向好。 2 月中旬以来，秦皇岛煤炭平仓价和环渤海煤炭价格均出现一定幅度的下降，从秦皇岛港动力煤平仓价来看， 2018 年 4月份大同优混、山西优混和山西大混的平均价格同比下降。 虽然 4 月 23 日大同优混价格环比上一期略有上升，但考虑到 3 月以来的高降幅，以及国家引导煤炭供需关系改善，
我们判断煤价即便略有回升，仍将低于去年同期水平。
浙能电力： 业绩持续受限煤价高位运行， 部署核电有望长期受益
受益供需改善收入同比增长，难抵高额成本业绩表现不佳。 2017 年公司完成营业收入同比增长 30.67%， 主因系用电需求旺盛叠加新机组投产，助力公司发电量同比提升。2017 年全年公司完成累计发电量 1153.31 亿千瓦时，同比增长 11.14%。公司发电量同比增长主要受益于浙江省旺盛的用电需求。 2017 年浙江省全社会累计用电量同比增长8.25%，用电量的同比增速高于全国平均水平。此外， 2017 年公司新增火电装机容量184.1 万千瓦，光伏装机容量 11.7 万千瓦，为公司贡献额外增量。公司全年发电利用小时达到 4264 小时，同比增加 333 小时。成本方面， 由于 2017 年煤价高位运行，公司燃料成本大幅提升。 2017 年公司燃料成本同比增长 47.10%，公司营业成本因此同比增长 48.52%。在成本猛增的压力下，公司全年业绩同比减少 30.34%。从单季度看， 2017第三季度受益于旺盛的用电需求，电量基数较大，有效摊薄了公司其他固定成本，毛利率为 2017 年单季度最高值。
燃料成本大涨，公司业绩受限。 受益于浙江省用电需求持续旺盛且公司新投产机组贡献电量， 2018 年一季度公司全资及控股发电企业实现发电量 295.45 亿千瓦时，同比增长15.31%， 2018 年一季度公司实现营业收入 129.13 亿元。同比增长 17.69%。成本方面，一季度浙江省电煤价格指数平均值为 633.26 元/吨，同比增长 15.28%，公司营业成本达 120.87 亿元，同比增长 24.86%。燃料价格同比上涨，一季度毛利率为 6.4%，同比降低 5.37 个百分点，导致一季度公司实现业绩 5.73 亿元，同比大幅减少 41.65%。 公司业绩同比下滑 41.65%(减幅绝对值为 4.09 亿元)的原因主要来自于营业利润的同比下滑 38.99%(减幅绝对值为 4.81 亿元)。营业利润的下滑则主要由营业成本的增幅大于营业收入的增幅导致，燃料成本是制约公司业绩的主要因素。
煤价或将环比下降，利好公司成本改善。 2 月以来，秦皇岛煤炭平仓价出现一定幅度的下降。对浙江而言， 2018 年 3 月份电煤价格指数环比 2 月份降低 12.26 元/吨。此外国家发改委引导重点产煤省和煤炭企业保持煤矿连续生产和稳定供应，引导优质煤炭产能加速释放。虽然 4 月 23 日大同优混价格环比上期略有上升，可能会带动浙江煤价有所增加， 但考虑到 2018 年一季度浙江煤价居高，季度平均电煤价格指数创下指数发布以来的新高，以及国家引导煤炭供需关系改善，我们判断煤价即便略有回升，仍将低于2018 年一季度水平，利好公司燃料成本环比改善。
积极投资核电，有望长期受益于核电发展。公司积极布局核电，参股了一批优质的核电企业，并成为中国核电第二大流通股东，核电或成为未来利润的主要增长点，公司有望长期受益于核电项目的投资与发展。
国投电力：煤价和电价因素压低年度表现，产能扩张需求旺盛助力一季度业绩改善
水火大发提振公司营收，煤价高企压低全年业绩。公司营收实现同比增长的主要原因来自各电源发电量的同比大幅提升：受益于湄洲湾二期 2*100 万千瓦机组于 2017 年 9 月全部投产发电，公司 2017 年实现火电发电量 441.80 亿千瓦时，同比增长 13.56%;2017年整体来水较 2016 年同期偏丰，公司 2017 年实现水电发电量 830.16 亿千瓦时，同比增长 3.16%。 公司 2017 年累计完成发电量 1289.49 亿千瓦时，上网电量 1255.31 亿千瓦时，同比增长 7.07%和 7.02%。电价方面，火电电价的调升和水电电价受市场电影响而下降的影响基本互相抵消。然而由于煤价的高位运行，燃料成本推动公司营业成本同比提升 24.52%;且由于公司联营企业中徐州华润、淮北国安、铜山华润、江苏利港、江阴利港和赣能股份均煤电企业， 2017 年业绩大幅下降，导致公司投资收益同比下降57.22%;此外，雅砻江水电公司由于市场电扩大导致电价下降，业绩同比减少 5.98%。
综合影响下，公司业绩出现同比下滑。
受益于产能扩张和需求旺盛，一季度营业收入同比增幅明显。 电量方面，水电发电量同比基本持平，而火电、风电与光伏发电均同比增长。电价方面，公司一季度平均上网电价为 0.331 元/千瓦时，同比增长 5.85%，呈整体上升、个别电站下降的态势。 一季度公司发电业务实现量价齐升，发电量同比增长 16.07%、平均上网电价同比提升 5.85%，从而公司营业收入同比大幅增长 23.15%。 燃料成本大涨、资产减值损失增加等因素稀释业绩增幅。 由于煤炭价格上涨且湄洲湾二期于 2017 下半年投产，公司一季度燃料成本大幅增加，致营业成本同比增长 33%(约 13.96 亿元)。此外，计提应收账款减值准备及湄洲湾二期代垫国网输出线路建设的长期应收款计提减值损失，一季度资产减值损失同比增长 9355%(约 0.38 亿元)。公司营业收入同比增加 23.15%(约 17.66 亿元)，而营业成本及资产减值损失等减项增幅较大(约 14.34 亿元)，且利润结构发生变动。
一季度公司实现归母净利润 9.89 亿元，同比增长 6.37%(约 0.59 亿元)。由于一季度雅砻江公司业绩基本持平，因此公司业绩增长主要来自于火电业务。火电发电量受益于电力需求旺盛、湄洲湾二期在一季度贡献的增量电，实现同比增长 44.55%;受上年 7月 1 日火电电价上调影响，公司火电平均电价同比提升 5.85%。 在公司新机组投产、量价齐升的助力下，即便承担着一季度煤价偏高、燃料成本大增的压力，公司业绩仍实现同比提升。
水电板块： 丰沛来水滋润一年一期，税收优惠到期影响逐渐显现
2017 年：来水强势转丰助力营收及业绩表现“深 V 反转”
整个 2017 年全国各流域的来水总量被明显地分割成为 2 个部分： 2017 年上半年，受到中东太平洋地区由此前长时间的厄尔尼诺现象反转为拉尼娜现象，我国西南流域来水总量延续 2016 年下半年总体偏枯的趋势; 2017 年下半年，入汛以来我国西南流域来水大幅度转丰，水电当月发电量自 7 月开始实现同比增长，水电板块营收及业绩水平因此受到积极影响。整体来看，受到全国各流域入汛来水转丰的影响， 2017 年全国水电机组发电量同比增加 3.40%，利用小时数同比减少 40 小时，降幅持续收窄。
来水转丰助水电板块出力触底反弹，营收及业绩实现增幅同步回正。 2017 年，水电板块实现营业收入 818.74 亿元，同比增长 4.89%;实现归母净利润 314.66 亿元，同比增长 11.98%。 2017 年， 水电板块 9 家上市公司中，有 7 家实现营收同比增长，分别为闽东电力(39.66%)、黔源电力(26.14%)、甘肃电投(19.58%)、韶能股份(12.26%)、华能水电(11.21%)、长江电力(2.47%)和桂冠电力(2.45%); 6 家公司实现业绩同比增长，分别为华能水电(330.75%)、甘肃电投(330.60%)、黔源电力(147.16%)、梅雁吉祥(70.60%)、长江电力(7.12%)和韶能股份(1.18%)。
表 11：水电板块 2017 年营收及归母净利润同比变化
营收增幅最大的公司为闽东电力。该公司 2017 年水电和风电售电量同比均减少接近30%，但公司总营收在房地产业务营收同比确认增加 2229.71%的带动下大幅增长。黔源电力、长江电力和桂冠电力等传统水电公司主要受下属电站所在流域来水偏丰影响。
作为营收下滑的 3 家公司，湖南发展主要受全省电价下调以及健康产业布局尚处于初期运营阶段影响，川投能源受制于计划电量偏低和计划外电量电价偏低，梅雁吉祥则由于机组所在地区降雨量减少从而影响公司发电量。
业绩方面，华能水电受益于流域来水增加、新机组投产以及投资收益增加，业绩增幅较为显著;甘肃电投和梅雁吉祥受益于 2016 年基数较低和经营状况实现扭亏，业绩同比增幅可观;黔源电力、长江电力等依托汛期优质来水助业绩实现同比增长。
根据年报披露，水电板块 10 家上市公司中， 有 9 家拟于今年实施分红派息。 截至本报告日期， 按照预案公告日股价计算，桂冠电力和长江电力股息率分别达到 6.02%和4.22%，位列水电板块第一位和次席。
2018 年一季度：高库容蓄水保障平枯期出力，增值税退税优惠到期限制业绩增长
2018 年一季度，得益于 2017 年汛期优质来水所带来的高库容，各主要水库有序放水发电，我国水电出力延续 2017 年下半年以来的平稳表现：一季度，全国统计口径水电机组完成发电量 1933 亿千瓦时，同比增长 2.6%;完成平均利用小时 617 小时，同比下降 6 小时，延续此前降幅收窄趋势。水电增值税退税优惠到期一定程度上影响水电业绩，2018 年一季度水电板块实现营业收入 151.15 亿元，同比增长 1.78%;实现归母净利润46.30 亿元，同比下降 0.61%。
表 13：水电板块分季度营收及归母净利润同比变化
水电板块重点公司跟踪
长江电力：优异发电表现助力公司业绩增长
电量提升主导 2017 年业绩增长，收益增长费用减少锦上添花。 2017 年受益于公司全年发电量增长 2.35%，公司营业收入同比增加 12.07 亿元，同比增幅 2.47%。水电企业营业成本相对稳定，公司 2017 年营业成本较 2016 年仅增加 2.16 亿元。由此计算， 公司2017 年毛利同比增加约 9.92 亿元。然而公司业绩同比增加额达到 14.80 亿元，高于毛利的提升，主因系： 1、财务费用同比减少。公司通过加强资金调度，减少日均带息负债规模，财务费用减少。此外受欧元升值影响，公司汇兑收益增加，进一步减少了公司的财务费用; 2、投资收益同比增加。一方面由于参股的电力公司受益于电力供需环境改善净利润同比增加，另一方面由于公司处置参股股权获得处置收益 6.6 亿元。
收入提升叠加存量退税款项确认，一季度业绩延续增长之势。一季度公司业绩同比增长4.59%，主因系： 1、受益于一季度来水量同比偏丰，公司发电量同比增长 5.09%，助力营收实现同比提升 3.75%; 2、 公司一季度其他收益达到 7.17 亿元。根据会计政策变更，此前计入营业外收入的增值税退税计入其他收益进行核算，然而 2018 年起，水电增值税退税优惠政策已然到期，公司不应出现如此高额的其他收益。我们判断， 公司一季度的高额其他收益或为此前年度的增值税退税款未按时退还，公司于今年一季度收到了部分应退税款。虽然由于去年同期出售股票获得高额投资收益导致 2018 年一季度公司投资收益同比减少 3.62 亿元，但是收入增长和高额其他收益对业绩的正向影响超过投资收益减少对业绩的负向影响，公司业绩同比增长 4.59%。
川投能源：雅砻江公司表现同比持平，控股电站推动业绩提升
火电停运致营收减少，雅砻江市场化电量扩大限制年度业绩。 2017 年公司控股电力企业累计完成发电量 29.40 亿千瓦时，同比减少 18.16%，主要是公司控股火电企业嘉阳电力全年停运，发电量全部来自水电。嘉阳电力 2017 年营业收入仅为 56.34 万元，同比减少 1.50 亿元。 因此 2017 年公司营业收入同比减少 2.02 亿元，主要受嘉阳电力停运影响。 此外，雅砻江公司由于锦官电源组电能落地省份江苏、重庆要求公司扩大外送电的市场电量占比，基于最悲观的预期采取了计提处理， 锦官电源组的平均上网电价出现下降，净利润同比减少 6.05%(约 4.43 亿元)，根据公司对雅砻江公司 48%的持股比例可知公司投资收益同比减少 2.13 亿元左右。
田湾河利润增长为一季度增长主因，存量增值税返还抵消优惠到期影响。 2018 年一季度， 公司控股的田湾河公司由于发电量同比增长且平均上网电价上涨实现收入增长，直接增加公司净利润 0.43 亿元。 另外， 2018 年一季度雅砻江旗下电站电价实现同比增长，对于川投能源业绩的同比增长也起到了一定的作用。
桂冠电力：来水偏丰助力电量提升，一季度业绩先拔头筹
受限资产减值损失， 2017 年业绩同比减少。 2017 年，公司营收同比增长 2.45%，业绩同比减少 3.23%。 公司营收同比增长的主因系公司发电量同比增长： 受益于 2017 年汛期来水转丰，公司 2017 年下半年发电量大幅增长，填补了 2017 年上半年受限来水偏枯的电量减少量，全年发电量同比增加 2.62%。 2017 年公司营业成本同比增长 1.95%。
在公司营收增速高于成本增速的情况下，公司业绩却同比减少 3.23%，主因系资产减值损失的同比大幅提升。 2017 年末公司对各类资产进行了全面清查及减值测试，共计提各类资产减值准备总额 1.80 亿元。电量多发结构优化，一季度业绩表现突出。 2018 年一季度，公司营业收入同比增长21.36%，业绩同比增长 100.58%。受益于一季度来水较去年同期偏丰，公司一季度发电量同比增加 26.98%，助力营业收入同比大幅增长。成本方面， 一季度公司营业成本同比减少 10.25%，主因系电量结构调整，度电成本较高的火电电量占比大幅降低。营收同比增长而成本同比减少，公司业绩同比大幅增长 100.58%。
拟收购大唐集团聚源电力，装机有望外延提升。公司拟以现金 133,314.80 万元收购聚源电力 100%股份， 收购完成后，有利于解决同业竞争问题，增强公司的水电业务实力，装机容量有望增长约 10%。
高额分红凸显投资价值。公司年报披露， 2017 年公司拟按每股 0.33 元的标准进行分红，分红比例高达 79.69%。按照预案公告日的股价(5.48 元)计算，公司 2018 年提供的股息率约为 6.02%。 公司分红比例和股息率均创下 2010 年以来的新高，高额分红凸显公司投资价值。
地方电网板块：分化依旧，强需难压成本高
2017 年：需求拉动板块营收，外购电成本持续限制业绩增长
2017 年，电网板块实现营业收入 254.60 亿元，同比增长 29.89%;实现归母净利润 13.60亿元， 同比减少 14.81%;实现毛利率 15.91%，同比下降 3.66 个百分点。其中， 营业收入主要受各电网区域内用电需求的增长影响，在全社会用电量随经济同步回暖的驱动下， 2017 年电网板块 10 家公司中， 8 家实现营收同比增长， 4 家实现业绩同比增长。
表 14： 电网板块 2017 年营收及归母净利润同比变化
2017 年，地方电网板块中 4 家公司实现业绩同比增长，然而板块整体业绩却受制于乐山电力、郴电国际和桂东电力业绩大幅下滑影响，同比减少 14.81%。
上市公司中，三峡水利业绩同比增长 48.45%，主因系资产挂牌转让公司非经常性损益增加。涪陵电力全年收入和业绩实现同比增长的原因主要系公司节能业务口径差异和公司节能业务较上年同期相比投运了浙江项目、江西项目、新疆项目和安徽项目。广安爱众售水量、电网售电量、发电量、售气量均有显著提升，业绩同比增加。
然而，乐山电力虽售电、售气量有所提升，但自发电量减少，外购电成本增加降低盈利。
郴电国际由于小水电发电量减少，减少了对小水电的购电，同时增加了对电业局的电量购入，电业局的购电单价高于小水电的购电单价，购电成本增加 2041 万元，业绩同比下滑 69.87%。桂东电力售电规模中外购电量占比 53.37%，同比增加 9.74 个百分点，成本较高的外购电量占比提升导致售电成本增加，且公司平均售电价格同比降低， 2017年业绩同比下滑 69.70%。
根据公告披露， 电网板块下 9 家上市公司计划进行分红。 按预案公告日股价计算，三峡水利股息率为板块内最高，为 1.32%。 地方电网板块股息率普遍不高。
2018 年一季度：用电需求旺盛叠加来水平稳，提振板块业绩
2018 年一季度， 电网板块实现营业收入 73.19 亿元，同比增长 37.95%;实现归母净利润 3.47 亿元，同比增长 39.17%;实现毛利率 13.20%，同比下降 1.81 个百分点。
一季度，全社会用电需求持续回升，其中 1 月-2 月全社会用电量受益于经济活动旺盛叠加寒冬天气同比增长 13.3%， 3 月用电旺季过后，电力需求增速虽理性收窄仍实现同比增长。因此地方电网板块持续受益，营业收入实现较大幅度同比增长。 一季度得益于2017 年汛期优质来水所带来的高库容，各主要水库有序放水发电，我国水电出力延续2017 年下半年以来的平稳表现， 6 家公司业绩同比转好，带动地方电网板块业绩同比增长 39.17%。
表 16： 电网板块分季度营收及归母净利润同比变化
一季度，岷江水电由于上年同期部分用电客户停产技改，本期正常生产，公司销售电量同比增加，业绩同比增幅较大。文山电力受益于一季度投资收益增加，自发供电量同比增加致购电结构变化、购电成本减少影响，业绩同比增长 97.51%。郴电国际一季度售电量同比增加 17.57%，拉动业绩同比增长 16.78%。涪陵电力一季度营收同比提升7.87%，参股公司利润增加致投资收益同比 1572.02%，业绩同比增长 12.52%。然而一季度，西昌电力外购电成本同比增加，业绩同比减少 85.43%。受到营业成本同比大幅上升以及农网改造补助同比减少的影响，三峡水利业绩同比减少 44.61%。乐山电力自发电量同比减少 22.62%，业绩同比减少 44.03%。
总而言之，地方电网并未形成统一的变动趋势，一季度经营环境改善、业绩同比增长的公司占多数，拉动全板块业绩提升。
电网板块重点公司跟踪
三峡水利：资产转让助力年度业绩提升，一季度业绩受限于成本提升与补助减少
2017 年多空博弈，公司营业收入同比小幅下降。 2017 年，公司主营业务整体呈现多空博弈的情况： 利好方面主要体现在公司自发电量受益于汛期来水偏丰实现同比增长，2017 年公司完成发电量 10.104 亿千瓦时，同比增长 29.48%，有利于公司购电成本优化; 利空方面主要体现在 2017 年 7 月 1 日起重庆市下调销售电价，不利于公司营收。
在多空博弈环境下，公司完成营业收入 12.18 亿元，同比减少 3.17%。 受益资产挂牌转让，公司业绩同比大幅增长。 2017 年公司业绩同比增长 48.45%，主因系资产挂牌转让公司非经常性损益增加。公司挂牌转让实业发展有限公司全部股权及债权，实业公司转让价款为人民币 22,278 万元，增加公司 2017 年度净利润 1.16 亿元，助力公司实现业绩同比增长。
需求助力一季度营收增长，受限成本提升补助减少业绩表现不佳。 2018 年一季度，公司营业收入同比增长 5.85%。 虽然公司并未披露一季度售电量数据，我们判断公司营收增长主要受益于旺盛的用电需求带动售电量提升： 2018 一季度，公司所在的重庆地区在今年前 3 个月累计用电量大幅增长 14.02%。强劲的用电需求对于公司售电业务营业收入起到积极作用，因此即使 2017 年 7 月 1 日起重庆分别下调销售电价，公司营业收入仍实现同比增长。 2018 年一季度，受到来水波动与镇泉引水电站引水隧道检修影响，公司发电量同比下降 55.46%。 自发电量的大幅下降使得高成本的外购电占比增加，外购电成本提升，造成营业成本同比增长 14.08%。此外，公司于去年同期收到农网改造专项补助资金 1900 万元，而 2018 年一季度未收到相关补助。 受到营业成本同比大幅上升以及农网改造补助同比减少的影响，公司业绩同比减少 44.61%。
长电增持为第一大股东，“四网融合”有望持续推进。长江电力持续增持公司股份，截至 2017 年末持股比例达 12.00%， 长江电力成为公司第一大股东。此外，三峡集团还通过旗下长电资本和三峡资本增持公司股份，三峡集团共持有公司达到 20%。携手三峡集团，公司有望获得三峡集团廉价水电资源，通过外购电置换优化成本，提升公司盈利水平;同时，公司能够依托三峡集团电能资源，实现供区范围的扩张。国家发改委已经批复三峡集团在重庆混改方案，长电联合被确立为第二批混改试点，整合重庆地方电网资产。 公司未来有望深度参与三峡集团在各地配售电业务的布局，实现售电业务从重庆走向全国。
涪陵电力：节能项目进入投产期，有望持续推动公司业绩增长
配电网节能业务助力公司全年业绩同比增长。公司全年收入和业绩实现同比增长的原因主要系： 1、公司节能业务口径差异。公司节能业务收购完成于 2016 年 4 月，因此 2016年公司统计口径仅包括 2016 年 4 月 23 日至 2016 年末的节能业务相关收益，而 2017年包涵全年节能业务收益; 2、公司部分节能项目投产，为公司增加新增长点。公司节能业务较上年同期相比投运了浙江项目、江西项目、新疆项目和安徽项目，推动公司业绩同比增长。
2018 年一季度节能业务运行良好，多重利好助力业绩提升。 2018 年一季度， 公司存量节能配电业务运行良好，按权益法核算的参股公司利润增加，引起投资收益同比增加1572.02%;收到的违约使用电费款增加，引起营业外收入同比增加 35.87%。多重利好，公司一季度业绩同比增加 12.52%。
2018 年或将迎来项目投产高峰，高额新订单有望持续提供利润。 2017 年 12 月 13 日，公司公告称公司拟与国网湖南省电力公司、江西省电力公司和河南省电力公司签署配电网综合节能改造与提高电能质量项目合同能源管理项目合同，新签订的湖南长沙、江西鄱阳项目和河南二期项目合同预计将于 2018-2019 年开始贡献收益。 连同公司此前订单，公司河南项目等共计 10 个项目预计于 2018 年投产贡献利润，公司业绩有望稳定增长。不过，公司原有的山东、甘肃和重庆项目的效益分享预计将于 2019 年到期，部分项目所得税减免政策即将到期，公司未来业绩存在下滑风险。 新订单的签订有望为公司带来持续收益，对冲公司早期项目到期及一批项目所得税减免政策到期带来的业绩下滑风险。背靠国网保障拿单能力，省网公司配电网节能资产注入值得期待。 2016 年公司收购配电网节能资产时，国家电网承诺 5 年内通过委托涪陵电力经营、出售给无关联第三方或
注入涪陵电力的方式，解决因其控制的部分省级公司配电网节能业务而产生的同业竞争问题，公司的外延式发展值得期待。同时，国家电网承诺其直接或间接控制的除涪陵电力外的其他子公司将不再新增配电网节能业务，国网系统内业务独占性得到保障。公司背靠国家电网，依托国网技术、资金、人才、设备支持，以及广阔的市场空间支撑，未来有望持续签订新的节能项目，保障公司持续高速发展。
投资建议：火电有望引领业绩复苏和行情走强
2018 年以来受益于经济结构转型以及能源结构调整，电力需求旺盛，全社会用电量保持增长。我们预计经济和能源结构的转型以及调整对于全国电力工业运行的影响在未来将会日趋显著和重要，我国电力需求结构有望持续得到优化，全年用电量增速有望维持较高水平。此外， 2018 年 2 月中旬近期以来煤价持续下降，叠加国家各项政策改善煤炭供需关系，促进煤炭优质产能释放， 2018 年煤价整体水平有望低于 2017 年。我们之前在报告《电力行业“精研致思”系列深度报告之一：火电周期显，水电防御现》中提到，煤价不仅是影响火电基本面的关键因素，也左右着火电能否走出超额收益的行情。
我们判断电力行业基本面 2017 年已然触底，煤价在 2018 年预计同比偏低，燃料成本同比得到改善，电力行业有望在火电板块的引领下实现基本面触底反弹。此外，火电行情走势与煤价的“逆周期性”持续得到验证，煤价的走低也有望推动火电行情长期走强。
火电板块我们推荐具备区域性优势并有望深度受益于煤价下行的华能国际， 并建议关注业绩相对煤价的弹性较大的华电国际;水电板块主要推荐长期增长确定性较高、有望保持高比例分红的长江电力、川投能源;电网板块我们推荐有望与三峡集团开展业务合作，并有望受益于重庆市电改推进实现快速发展的三峡水利。
