公司是浙江省能源集团电力主业资产整体运营平台，控股装机占浙江省近半，有望受益火电回暖、资产结构优化及国企改革与电力体制改革持续推进。
（来源：微信公众号“分析师” ID: iAnalyst 作者：高志鹏、郑丹丹）
投资要点
利用小时数回升，煤炭价格回落，火电主业有望改善
受益工业景气度回升及水电压制减弱，2017年一季度浙江火电利用小时数同比上升68至951，结束5年来持续下降趋势。考虑能源结构调整大背景下，浙江“十三五”期间几无火电新增安排，存量火电机组利用水平有望恢复。煤炭价格近期高位小幅回落，考虑煤炭行业盈利情况已大幅改善，后续“276工作日制”将不再严格执行，煤炭供需情况有望缓解，助公司盈利情况环比改善。
顺应能源结构转型趋势，加大核电布局，助资产结构持续优化
公司顺应全国能源结构调整大趋势，积极参股核电资产，目前在运核电权益装机为1366.24MW，在建权益装机500MW，年均贡献10亿元以上投资收益。后续公司还有望参与三门核电剩余4台机组、中核徐大堡核电站、金七门核电及龙游核电开发，远期将为公司贡献丰厚投资收益。
国改、电改持续推进，公司有望长期受益
2016年以来国企混改进程持续加速，公司在浙江省电力系统中占据重要地位，推动混改具备“天时、地利”，后续有望受益混改持续推进。浙江电改持续推进，公司有望借助电力市场直接交易争取更多市场份额，并且通过参与增量配电网投资拓展自身业务范围。
盈利预测及估值
我们预计，公司在2017~2019年将实现40.30亿元、57.84亿元、65.79亿元净利润，当前股本下EPS0.30元、0.43元、0.48元，对应18.9倍、13.2倍、11.8倍P/E。（据2017.5.24收盘价测算。）
1立足浙江的优质发电企业
1.1 公司是浙江省能源集团电力主业资产整体运营平台
浙江浙能电力股份有限公司（简称“浙能电力”，600023.SH），于2013年12月完成A股上市。公司控股股东为浙江省能源集团，实际控制人为浙江省国资委，股权结构如图1所示。作为浙能集团电力主业资产整体运营平台，公司主营业务包括火力发电、热力产品供应以及对核电投资等。近年来公司在电力生产领域投资规模逐年扩大，电力装机容量、发电量等生产指标呈现稳健增长态势，已经发展成为浙江省乃至全国范围的区域能源龙头企业。
1.2 电站装机占浙江全省一半左右，地位举足轻重
根据公司公告，截至2017年一季末，公司控股火电装机容量为26.772GW。此外公司还受托管理温州特鲁莱等电厂约3GW左右装机。公司控股及管理装机合计30.297GW，其中浙江省内统调装机的27.366GW，约占全省统调装机容量的48%，在浙江省电力系统中占有举足轻重的地位。公司控股及管理火电装机以燃煤机组为主，燃煤机组总装机容量为24.947GW，占公司控股及管理总装机容量的82.34%。表1为公司控股火电机组装机容量情况。
此外公司还通过参股投资了一批火电、核电及水电资产，不仅拓宽了公司的利润来源，更丰富了公司的电源结构。截至2017年一季末，公司参股电站总装机27.005GW，权益装机为8.795GW，相当于公司2016年底控股权益装机的43.86%。相较于控股装机，公司通过参股形式投资电站装机类型更为丰富，其中燃煤机组权益装机为6.7054GW、核电权益装机1.366GW、气电权益装机573.36MW、水电权益装机150MW。公司参股装机情况如表2所示。
2010年以来，随着舟山煤电2*100万千瓦超超临界机组、台州第二电厂2*100万千瓦超超临界机组、镇海热电、长兴燃气和常山燃机蒸汽联合循环热电联产机组等相继投产，公司管理和控股装机容量逐年增加。其中2016年公司新投产新疆阿克苏热电 1 号机组，增加容量350MW，同时通过节能增容技改新增生产能力200MW。2016年公司发电量1037.67亿千瓦时，同比增长13.39%，发电量约占同期全省统调发电量49%，是浙江省供电保障的主力军。图2、图3分别是2013年以来公司控股火电机组装机容量及增速情况和发电量及增速情况。
公司的资产负债率远低于其他主流火电运营商，助公司财务费用水平居相对有利地位。2016年公司的资产负债率仅为37.35%，而其他主流火电运营商则普遍在70%左右，差距显著，受益公司资产负债率较低，近年来公司财务费用水平一直处于相对低位，2016年公司财务费用率仅为2.81%，在同类公司中保持相对优势。表3为2010年以来浙能电力与同业公司资产负债率、财务费用率对比。
2火电主业有望改善
2.1 存量火电资产利用小时数有望触底回升
2.1.1 用电量水平回暖，水电压制减弱，或有助存量火电机组利用水平提升
工业景气度回升，助用电情况持续回暖。2016年7月以来，财 新PMI（中国制造业）终值始终保持在荣枯线之上，显示制造业整体运行连续九个月扩张，从而带动用电量水平回暖。2016年，全社会用电量累计59198亿千瓦时，同比增长5.0%；其中，第一产业用电量1075亿千瓦时，同比增长5.3%；第二产业用电量42108亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量7961亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量8054亿千瓦时，同比增长10.8%。2017年1季度，制造业复苏趋势维持，全社会用电量同比增长6.9%至14461亿度，保持平稳复苏，后续国内用电需求有望维持回暖趋势。图4与5分别为2015年1月至2017年3月全社会用电量及增速和四大高耗能产业用电量及增速。
浙江省地处东部，位于长江三角洲区位，长期以来保持了较快的经济发展速度，与广东、江苏、北京和上海等省市共同位于全国经济较发达区域前列。图6是2010年-2016年浙江省与全国全社会用电量增速的对比情况。如图可以看出，浙江与全国用电量变化趋同，但是变化幅度更为显著。
2017年浙江来水量或恢复常态，水电对火电压制现象有望减弱。受拉尼娜现象影响2016年浙江水电超发明显，2016年浙江水电全年利用小时数为2504，为近十年来最高水平。2017年一季度浙江来水量减弱，水电一季度利用小时数为368，较去年同期下降238，恢复常态水平，水电发电量也同比下降15.17%至35.8亿千瓦时。
受用电水平回暖及水电压制减弱综合影响，2017年一季度浙江火电利用小时数同比上升68至951，结束了连续5年的下降趋势，发电量也同比增长5.38%至583.5亿千瓦时。我们认为，如浙江省2017年来水情况恢复以往常态，可有效减弱其对火电压制，利好存量火电机组利用水平改善。图7是2010-2016年浙江火电、水电设备利用小时数统计。
2.1.2 受国内能源结构调整推动，新增火电机组比重将下降
近年来，我国逐步施行以调整结构为基调的经济政策，以及以节能增效为导向的能源政策，用电量增长逐步趋缓。2016年全国用电量累计5.92万亿度，同比增长5%，如图8所示。此外根据能源局于2016年底发布的《电力发展“十三五”规划》来看，至2020年底，预期我国全社会用电量为6.8-7.2万亿度，年均增长3.6-4.8%。我们认为，在用电量维持低速增长、清洁能源发电装机持续建设投产的背景下，以煤炭为主要燃料的火电产业，装机容量占比或将下滑。
2016年4月起，国家能源局通过开展煤电项目规划建设情况专项监管、加大淘汰落后产能、采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，适当缓解煤电过剩产能，加快推动煤电由电量型电源向电力型电源转变。
2016年10月20日，国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，对煤电外送通道配套煤电项目的投产结构进一步规划，以化解潜在的煤电过剩的风险。（1）新疆准东煤电基地准东至华东、宁夏宁东煤电基地宁东至浙江、内蒙古鄂尔多斯煤电基地上海庙至山东、陕西陕北煤电基地榆横至山东输电通道配套煤电项目的投产规模，2020年底前要控制在国家规划规模的一半以内。（2）内蒙古锡盟煤电基地，锡盟至山东、锡盟至江苏输电通道配套煤电项目的总投产规模，2020年底前要控制在730万千瓦以内。（3）其他纳入规划及核准（在建）外送煤电项目（含煤电基地、点对网外送项目），也要结合受端电力供需形势和煤电规划建设风险预警，调整核准（建设）时序，把握投产节奏。
根据《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》目标，到2020年煤电装机规模将控制在1100GW以内。2017年1月，甘肃、宁夏、内蒙、青海、陕西、新疆、山西、山东、河南、广东、广西等11个省区，相继出函对省内“十三五”期间煤电投产规模进行规划，力争完成2020年底装机规模控制在1100GW的目标，具体投产规模安排如表4。
浙江省火电装机占比较高，后续新增火电装机空间亦有限。根据中电联报告，2016年浙江省发电设备装机容量为83.31GW，其中火电装机60.62GW，占比72.77%，较全国64.04%的比例高出8.75%，图9与10分别为2016年底，浙江省与全国电力装机结构对比。根据《浙江省电力发展十三五规划》，“十三五”期间，全省将新建装机15.2GW左右，其中新建非化石能源装机13.3GW，占新建总装机的 88%左右，到2020 年，浙江省境内电力装机容量达到94GW左右，其中火电装机共58.85GW。同时考虑到目前浙江省火电占比较高，未来优化电力装机的动力较强，“十三五”期间火电新增装机空间十分有限。
我们认为在目前电力供给相对过剩的情况下，提高煤电能耗、环保等准入标准，加快淘汰落后产能是大势所趋。后续浙江省内火电机组增量空间十分有限，在用电量水平平稳复苏的情况下，将有助优质存量火电机组利用水平提高，利好公司业绩兑现。
2.2 动力煤价格仍维持高位，但持续向上动力不足，有望回落
全国动力煤价格自2016年6月初启动上行，至今全国动力煤价格仍维持高位。根据秦皇岛煤炭网数据，环渤海动力煤综合平均价指数（Q5500K）自2016年6月初从390元/吨的价格启动上行，至2016年11月达到607元/吨的最高价，经过短期回调，之后再次上涨，在2017年3月达到606元/吨，至此涨幅达到55.38%。但从2017年3月初至今，环渤海动力煤综合平均价指数（Q5500K）缓慢下行，至5月17日价格为593元/吨，后续有望持续回落。如图11为环渤海动力煤综合平均价指数（Q5500K）走势。
动力煤价格高位运行，严重侵蚀下游火电企业利润。根据各大火电企业2016年报来看，华能国际、华电国际、国电电力、粤电力A、浙能电力等5大火电企业燃料成本占总成本比例分别为63.59%、59.04%、42.07%、62.07%、67.39%，火电企业燃料成本占比较高，煤炭价格波动将对于企业经营产生较大影响。如表5，为五大火电企业2016与2017年1季度净利润对比，同期环渤海动力煤综合平均价指数（Q5500K）同比上涨55.13%，五大火电企业净利润同比下降72.83%。
当下煤炭价格情况下，煤炭企业盈利能力显著改善，2017年已无必要实施大规模减产措施，煤炭供应紧张问题将有效缓解。根据秦皇岛煤炭网报道，煤炭企业职工已恢复正常工作时间，山西省今年将在压减低效产能的基础上新增优质产能7000万吨，我们预判，鉴于目前国内煤炭市场价格走势，煤炭价格已较低位大幅抬升，煤炭行业整体盈利能力大幅改善，煤炭行业276工作日制度或将不在严格执行，煤炭供应紧张问题将有效缓解。此外，2017年3月经济运行调节局相关负责人表示，2017年已没有必要在大范围实施煤矿减量化生产措施，随着供需关系趋于宽松，煤价有望呈现平稳回落态势、不会大幅上升。
港口、电厂库存缓慢回升，5月水电旺季来临，动力煤价格有望持续回落。根据秦皇岛煤炭网相关数据，2017年5月17日，沿海三大港口煤炭库存较上周环比增加0.52%至1332.7万吨，六大沿海发电集团煤炭库存回升至1236万吨，库存天数19.97天比上周增长1.29天，港口、电厂库存仍处于缓慢回升趋势。考虑5月将进入水电旺季，动力煤需求将下降，电厂补库存意愿不强，后续动力煤价格仍有望维持回落态势。如图12与13分别为沿海三港（秦皇岛港、天津港、曹妃甸港）与沿海六大发电集团煤炭库存变动情况。
浙江电煤价格维持高位，如后续煤炭价格下滑将显著影响公司业绩。根据公司2013-2016年年报测算，我们预计公司2013-2016年标煤不含税入炉均价分别840元/吨、827元/吨、710元/吨、730元/吨，同时根据国家发改委最新公布的2017年3月浙江省电煤价格指数559.77元/吨，预计2017年公司标煤入炉均价有望达到830元/吨，较公司2016全年平均水平提高15%左右。考虑机组节能改造持续影响，我们预计公司2017年机组标煤单耗有望达到295g/度左右，如2017年公司燃煤火电上网电量保持不变，单煤炭成本变动将在2016年基础增加公司营业成本30亿元左右，如后续浙江省电煤价格有所回落，将显著降低公司成本开支。表6为公司成本开支相对于煤炭价格的敏感性分析。
2017年或是火电行业拐点，公司在经历行业低谷之后，业绩有望在随后几年持续改善。我们认为当前煤炭价格处于高位，后续持续上行的概率不大，如果煤炭价格下行，公司发电成本将会降低，从而改善公司本年业绩；此外，本年度煤炭均价预计较2016年平均水平有较大抬升，后续将大概率触发煤电联动机制，火电上网标杆电价有望上调将进一步提升公司盈利能力。
3加大核电布局，助资产结构持续优化
3.1 电力结构转型过程中，核电是当下替代火电的最佳资产
核电属于优质高效清洁能源，发展核电可促进我国能源结构转型以及改善环境污染情况。2016年1月5日，国务院发布“十三五”节能减排工作方案通知，要求到2020年，全国万元GDP能耗比2015年下降15%，化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物排放总量较2015年分别下降10%、10%、15%以及15%，发展核电能够有效促进节能减排任务完成。核能发电相较于火电更加清洁，根据核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放。核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少等优点，目前国内近年来核电年利用小时数基本维持在7200h以上，远高于水电、光伏、风电等清洁能源发电水平，是未来我国能源结构调整中替代火电的最为合适的选择。图14是国内各种能源利用小时数情况统计。
国内核电发电量占比仍低，未来有望大规模替代火电。2014年以来我国核能发电量较之前有了明显增长，但核能发电量占比较其他国家仍然有较大差距。根据中国核能行业协会统计数据，2016年，国内核能发电量为2105.19亿kWh，占全国各类电源总发电量的比例仅为3.56%。根据IAEA统计数据，2016年我国核能发电量仅为3.56%，如图15，较美国、俄罗斯、英国等主流核电国家20%比例仍有较大差距。
国内核能发电量占比在2015-2025之间将持续增长，但至2025年核能发电量占比仍低，亦具备长期发展空间。根据《电力发展“十三五”规划》预计，到2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%到4.8%，人均用电量5000千瓦时左右，接近中等发达国家水平。此外根据近年来核电机组投运节奏，我们预计核能发电量占比在2015-2025年间将持续增长，但到2025年核能发电量占比也仅为6.21%。图16为2015-2025年国内核电占比变动趋势。长期看，国内核能发电占比有望达到发达国家的15%以上水平，未来每年仍有5.5GW核电机组的建设任务，在火电发展受限的大背景下，核电有望维持长期稳定增长，参股更多核电资产将为公司贡献稳定投资收益。
3.2 参股多家核电站，有助公司资产结构持续优化
公司积极布局核电，参股了一批优质的核电站。目前公司持有核电秦山联营有限公司20%的股权、秦山核电有限公司28%的股权、秦山第三核电有限公司10%的股权、三门核电有限公司20%的股权以及中核辽宁核电有限公司10%的股权，如表7所示。
核电盈利能力优于火电，三门核电投运在即，核电投资收益占比再度提升。截至2016年底，公司参股核电在运机组权益装机为1366.24MW、在建权益装机500MW，2016年公司核电投资收益为10.04亿元，占公司当年净利润16%。目前在建三门核电1号机组已经进入热试尾声有望于2017年并网发电，而2号机组也将大概率于2018年并网发电，两台机组顺利并网之后，公司核电投资收益将再度提升。表8为浙能电力目前参与在运行与在建电站2016-2022年间发电量、收入及投资收益预测。
核电储备项目充足，将有助公司资产结构持续优化。除在运行与在建核电项目外，公司还将参与三门核电剩余4台机组、中核徐大堡核电的投资开发。根据国家核安全局相关文件，三门核电3、4号机组选址阶段环评报告已经获批，3号机组核岛基坑负挖已经取得安全检查报告，后续有望开建，中核徐大堡核电也做好了开工前准备工作，三门二期与徐大堡核电于近年开工确定性较强，如三门核电剩余4台机组顺利建成，徐大堡核电按规划建设6台AP1000机组，公司将新增核电权益装机1.75GW。控股股东浙能集团与中核集团成立中核浙能能源公司推动金七门核电与龙游核电建设，如后续相应电站顺利建成且集团资产完成注入，届时公司核电机组权益装机容量将在增加5.75GW。公司目前筹备建设核电项目如表9所示，如项目按计划顺利推进，公司远期核电权益装机有望达到9.37GW，为目前在运行核电装机的6.86倍。此外公司还与国家核电技术公司成立国核浙能核能有限公司以推动台州雀儿岙等浙江海岛核电前期工作。如果后续三门核电3-6号机组、徐大堡核电、金七门核电站及龙游核电站建设顺利且金七门与龙游相应资产完成注入，远期将在很大程度上优化公司电力装机结构，并贡献丰厚投资收益。
4国改、电改持续推进，公司有望长期受益
4.1 占据“天时、地利”，公司混改进程有望持续加速
2016年以来国企混改进程持续推进，公司作为浙江省电力龙头企业，可谓占据“天时、地利”混改进程有望持续加速。2016年9月28日，国家发展改革委副主任刘鹤主持召开专题会，研究部署国有企业混合所有制改革试点相关工作，东航集团、联通集团、南方电网、哈电集团、中国核建、中国船舶等中央企业和浙江省发展改革委负责同志出席会议，并由此确定了混改“6+1”试点的格局，浙江省成为“6+1”试点中唯一的地方试点，公司控股股东浙能集团作为浙江省属大型国有企业，推进混改首当其冲，可谓占据“地利”。
推进混合所有制改革是深化国企改革的重要突破口，必须加快推进改革，解决国有企业市场主体地位不明确、国有经济布局过宽、效率低下等问题。刘鹤指出，要在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等关系国计民生和经济安全的重要领域开展混合所有制改革试点，以开放竞争性业务、破除行政垄断、打破市场垄断，推进政企分开、政资分开、网运分开、特许经营等。电力行业被摆在混合所有制改革7大行业的首位，同时结合近期中核集团与中核建集团拟战略重组事件来看，电力领域后续混合所有制改革动作有望持续落地，公司作为浙江省发电领域龙头企业，电力装机占比近半，有望受益电力领域混改推进，可谓占据“天时”。
浙江国企改革目标明确，后续有望稳步推进。根据《浙江省省属企业改革发展“十三五”规划》（以下简称“《规划》”），“十三五”期间，浙江将力争省属企业资产总额年均增长10%左右，净资产总额年均增长8%左右，利润总额年均增长7%左右，净资产收益率达到6.5%，资产负债率控制在合理水平。浙江省属企业力争全部进入全国行业前列，行业地位和影响力进一步增强。争取新增2-3家“千亿”企业，共有9-10家企业进入中国500强，力争省属控股上市公司达到15家以上，省属国有资产证券化率达到75%左右。我们认为，“十三五”期间，浙江省有望依循《规划》，持续推动省属国有资产持续上市，以提升国有资产证券化率，并有望通过资产重组、引入战投、推动员工持股等多种形式提升省属国企经营效率。
公司控股股东浙能集团旗下未上市资产众多，相关资产有望通过注入上市公司提升浙能集团资产证券化率。根据浙能集团2015年社会责任报告披露，2015年浙能集团实现营业收入679.52亿元，其中上市公司浙能电力与宁波海运贡献407.35亿元，公司资产证券化率达到65.9%，处于较高水平，但尚未达到“十三五”规划75%目标。截至2016年底，浙能集团旗下尚有电力投资、电力建设、天然气、煤运、金融等相关产业资产未能上市，如表10所示。其中电力投资、电力建设、煤运等相关资产与公司主业相关性较高，后续有望通过注入上市公司，提高集团资产证券化率，并提升上市公司经营能力。
浙江省在省属企业“十三五”规划中明确提出：“优先支持人才资本和技术要素贡献占比较高的转制科研院所、高新技术企业、科技服务型企业开展员工持股试点”；“鼓励发展目标明确、具备再融资能力的国有控股上市公司，依法依规实施股权激励、限制性股票或激励基金计划”；“对战略性新兴产业项目，鼓励采用项目团队跟投、市场化项目收益分成等激励方式”。公司2014-2016年三年扣非后净资产收益率分别为14.83%、13.57%和10.91%，均高于6%，符合十三五规划中对实施员工持股要求和再融资要求，后续有望受益浙江国企混合所有制改革进程持续推进。
4.2 浙江电改持续推进，公司有望直接受益
2014年9月，浙江省便制定印发了《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）》，并启动首次直接交易试点，随后两年浙江省不断放松电力用户准入门槛，直接交易电量规模持续扩大。2016年是全国电改进程加速推进的一年，浙江售电侧改革试点方案也于2016年10月获得国家发改委批复，同年11月浙江输配电价综合改革试点方案亦获批。浙江省可以说是国内践行直供电交易、售电改革、输配电价改革较早的区域之一。浙江电改主要进程如表11。
开展电力市场直接交易是大势所趋。2016年底，发改委、能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，为在全国范围内开展电力交易提供指引性标准，此外双边协商交易不进行限价，且集中交易电价可有一定比例上浮，为发电企业转移成本提供手段，或有效缓解发电企业多年来经营窘境。2017年4月10日，发改委、能源局印发《关于有序放开发用电计划的通知》，从推进发用电主体签订购电协议、减少燃煤机组计划电量、取消电力用户目录电价等多个角度入手，加速电改推进。我们认为浙江省目前已经在培育售电侧市场主体、核定输配电价、推进增量配电网试点项目等多方面取得积极成效，后续有望开展电力市场直接竞价交易，进一步放大电力市场直接交易规模。
参考广东电改，具有发电、售电、客户资源的售电公司具有较强竞争力。2016年3-9月，广东售电竞争交易市场共有49家售电公司最终成交，其中粤电力A旗下的粤电电力销售公司以18.3%的市场份额牢牢占据细分领域第一的位置，穗恒运A旗下的恒运能源销售公司以13.4%的份额位居第二，排名第3-6位的售电公司市场份额较为接近，处于9%-13%之间，如图17所示。2017年广东电力市场长期协议交易于2017年1月完成，总成交电量达到837.05亿度，为去年长期协议电量3倍左右，共有82家售电公司最终成交，其中成交量前7名售电公司均为首批公司售电公司，如图18所示。发电资源与客户资源优势依然明显。
2016年12月1日，国家发改委发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》确定了全国首批105个增量配电网业务改革试点，其中浙江省有6个项目入围，如表12所示。我们预计公司有望凭借其所拥有的发电资源、用户资源、区域资源三大优势，取得其中约2个项目的投资开发权益。
我们认为，随着浙江电改的持续推进，电力市场直接竞价交易、增量配电网投资建设有望逐步放开，而公司也有望凭借自身在电力领域的强大实力，借助电力市场直接交易争取更多电量交易市场份额，并且通过参与增量配电网投资拓展自身业务范围。
5盈利预测及估值
5.1 收入与成本预测
我们对于公司未来近3年各项主营业务的收入与成本做了预测，见于表13，核心假设如下：
1、 浙江省内全社会用电量维持平稳增长。
2、 浙江省电煤价格维持平稳回落趋势，2017-2019电煤均价分别为550、530、520元/吨；受电煤联动机制影响， 2017-2019浙江燃煤机组含税环保标杆电价分别为0.4123、0.4523、0.4523元/度。
3、 浙江省未来三年来水量维持常态水平，不出现大幅波动；全省火电装机按照“十三五”规划节奏建设、投产。
4、浙江省国企改革、电力体制改革持续推进。
5.2 估值分析
我们预计，公司在2017~2019年将实现40.30亿元、57.84亿元、65.79亿元净利润，对应当前股本下EPS0.30元、0.43元、0.48元。考虑公司是A股市场主流火电运营商之一，我们选取华能国际、华电国际、大唐发电、粤电力A、建投能源等5家具有代表性公司进行比较，如表14为六家公司未来三年业绩与估值情况，其中浙能电力数据为我们预测，其他公司经营数据来源于Choice一致性预期。
通过对比，公司2017-2019年P/E水平均低于可比公司26.7倍、18.9倍、14.7倍的平均水平，相对较低；公司目前P/B水平为1.30倍，与可比公司平均水平相当，低于华能国际、大唐发电、建投能源3家公司，处于合理区间。
综合考虑公司目前资产状况较为优质，后续核电资产占比或将持续增加，带动公司业绩稳健成长，给予公司“增持”评级。
风险提示
浙江省全社会用电量增速或不达预期；煤炭价格下降程度或不达预期；火电去产能推进力度或不达预期；国企改革、电改推进或不达预期。
原标题：浙商·电力研究 | 浙能电力：受益火电回暖与核电建设，以及国企改革和电改推进
