全社会用电量：2017-2018年，全社会用电量增速将维持在5%-6%左右
为实现2020年GDP和城乡居民人均收入比2010年翻一番的目标，2016年至2020年中国经济年均增长底线是6.5%。根据细分子行业用电需求，我们预测2017-2020年的全社会用电量增速有望分别为：6.5%、5.5%、5.4%和5.1%，全社会用电需求将稳步增长，电力行业的盈利能力将得到保障，利好优质电力企业。
核电：三代核电进展顺利，2018年核电产业将迎快速增长
由于核电消纳有保障，且上网电价较为稳定，核电盈利能力主要由装机容量决定。2017年7月，三门核电1号机组热试结束，同时《华龙一号技术融合方案》亦获复批，由于十九大召开，核电审批工作延后。目前三门核电1号机组已经开始装料前准备，华龙一号后续项目的审批工作也将陆续展开，我们预计2018年或将迎来新一轮核电建设大潮，装机容量加速扩张，核电公司盈利能力有望大幅提升。三大核电企业积极布局海外核小堆，或将为核电市场带来新增量。
水电：盈利能力稳定，价值被低估，看好长期投资
水电是所有发电电源中成本最低廉者，并最终反映在上网电价上，目前水电上网电价具有绝对优势。2017年11月，《解决弃水弃风弃光问题实施方案》印发，弃水现象将得到缓解，利用小时数有望保持稳定。随着市场交易电量占比越来越大，将会缩小水电和火电的上网电价的差值，水电上网电价有望触底回升，水电企业的盈利能力将得到提高。绝对估值法显示大型水电企业内在价值高于当前市值，长期投资价值显著。
火电：火电行业盈利能力将改善，回归正常收益
2017年煤炭均价较2016年大幅上涨，或触发煤电联动。我们预计2018年煤价同比降低12.7%。如果启动煤电联动机制，经测算2018年的全国煤电标杆电价平均上调幅度为2.05分/千瓦时。全国平均点火价差将增加至0.155元/千瓦时，仍低于2016年的平均点火价差0.1664元/千瓦时。火电企业的盈利能力将较目前得到改善，但只是回归正常收益。
风险提示：用电量增长速度过低，核电建设和审批进度低于预期，来水偏枯风险，电价上调不及预期风险，煤价跌幅不及预期。
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正文
经济企稳，全社会用电量将持续增长
2017年前三季度，电力行业量增利减。根据中电联数据，2017年前三季度火电发电量34525亿千瓦时，同比增长6.4%，发电量增速是2014年以来的最高值;SW电力板块归母净利润合计为497.2亿元，同比减少28%，是2013年以来的最低值;SW电力板块平均净资产收益率为5.21%，同比下降2个百分点，是2012年以来的最低值。造成量增利减的主要原因是2016年以来煤价大幅上涨，火电企业的燃料成本随之大幅增加;水电上网价格降低等因素。
当前电力板块PB偏低。截止11月27日，64家SW电力板块A股上市电力公司PB中位数仅1.61倍，其中皖能电力PB更是跌至0.83倍。2017年前三季度，电力板块表现较为疲软。我们预计随着电力改革的持续推进，电力公司的盈利能力将得到改善，电力公司的估值将得到修复。
图表1：市值百亿以上的电力公司PE和PB(2017/11/27)
经济运行将保持稳定。十八大报告强调指出：确保到2020年实现全面建成小康社会的宏伟目标，实现国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番，2016年至2020年中国经济年均增长底线是6.5%。
我们预计2017-2018年全社会用电量增速有望达5%-6%，超年初预期。华泰宏观组预计2017年全年GDP增速有望达6.8%，超过年初预期目标的6.5%。2017年1-10月，全国全社会用电量52018亿千瓦时，同比增长6.69%，增速比上年同期提高1.93个百分点;分产业来看，第一产业用电量累计用电量995亿千瓦时，同比增长7.4%;第二产业累计用电量36279亿千瓦时，同比增长5.7%;第三产业用电量7366亿千瓦时，同比增长10.7%;城乡居民生活用电量7376亿千瓦时，同比增长7.6%。第二产业用电需求作为全社会用电量增长的主要原因，增速率低于整体用电需求增速，从4月份开始，第二产业用电量增速开始回落，月度增速环比呈现下降趋势。我们预计，2017年用电需求回暖迹象明显，全年全社会用电量增速有望达到6.5%，比去年高出1.5个百分点。我们预计2018年全社会用电量66542亿千瓦时，同比增长5.5%。
图表2：预测需求电量(亿千瓦时)和同比增速(%)
工业用电增速前高后低，2017年预计增速5.6%。工业用电作为全社会用电需求的主力军，预计2017年增速高于去年2.7个百分点，达到5.6%。根据2017年1-10月份分行业用电量的累计同比增速和当月同比增速趋势，我们对2017年用电需求预测如下：
图表3：2017年1-10月份分行业用电量累计同比增速(%)
图表4：2017年1-10月份分行业用电量当月同比增速(%)
图表5：分行业用电需求预测(亿千瓦时)
核电：三代核电进展顺利，核电产业将迎快速增长期
独特优势：清洁环保、运行稳定、安全高效
清洁环保：我国能源消费过度依赖煤炭等化石能源，在全国总装机容量中，火电比例一直居高不下，引发了一系列环境问题。根据中电联数据，每燃烧1吨标准煤将产生二氧化碳2620千克，二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克和280千克炉渣，带来严重的环境问题。而在核电生产过程中，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘等物质均为零排放。根据中电联数据，2016年全国累计发电量6.0万亿千瓦时，其中核电累计发电量为2132亿千瓦时，同比增长约24.4%，约占全国总发电量的3.5%。与燃煤发电相比，2016年全年核能发电相当于减少燃烧标准煤约6568万吨，减少排放二氧化碳约17208万吨，减少排放二氧化硫55.83万吨，减少排放氮氧化物48.6万吨。
图表6：2015年煤电污染物在全国排放量中的占比(%)
图表7：2016年全国各电源发电量占比(%)
安全高效：从安全性来看，根据概率安全分析，以AP1000为代表的三代核电站事故率低至10-6次/年，比我们生活当中的大部分行业都要安全。核电站有三层防护屏障，防止发生泄漏。核电站周围一年的辐射剂量和乘坐一次飞机相当。从高效性来看，核能要比化学能大得多，一座百万千瓦的煤电厂每年要消耗约300万吨原煤，而一座同样功率的核电站每年仅需补充约30吨核燃料，后者仅为前者的十万分之一。
运行稳定：目前大部分核电站处于基荷运行，不参与调峰。基荷运行可以提高燃料利用效率。核电的换料周期相对固定，一般都是连续运行12个月或180个月换一次料，所以核电站的运行方式高效稳定。2016年，光伏发电、风电、水电、火电和核电发电设备利用小时数分别1103小时、1742小时、3621小时、4285小时和7042小时。核电发电设备利用小时数远高于其他电源利用小时数。
图表8：核电辐射与日常生活辐射对比(毫希)
图表9：2016年全国各电源利用小时数(小时)
政策利好，核电未来发展空间大
我国政府始终秉承安全高效发展核电的方针，在未来能源规划中对核电提出了较高的目标，且近几年的能源政策中核电规划始终保持一致。根据近年来陆续发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》、《电力发展“十三五”规划》及《“十三五”核工业发展规划》等文件的规划目标，到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上。
《能源战略发展行动计划(2014~2020年)》：2014年，国务院印发《能源战略发展行动计划(2014~2020年)》，计划到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上。
《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》：2016年，国家发改委和国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》，坚持安全发展核电的原则，加大自主核电示范工程建设力度，着力打造核心竞争力，加快推进沿海核电项目建设。建成三门、海阳AP1000自主化依托项目，建设福建福清、广西防城港“华龙一号”示范工程。开工建设CAP1400示范工程等一批新的沿海核电工程。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作。认真做好核电厂址资源保护工作。“十三五”期间，全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦。
《“十三五”核工业发展规划》：2017年，发布《“十三五”核工业发展规划》，规划明确到2020年，我国核电装机力争达到5800万千瓦，在建规模3000万千瓦。
图表10：近年核电规划汇总
2018-2020年核电或将迎来建设潮。根据国家核安全局数据，截至2017年11月20日，我国投入商业运行的核电机组有37台，累积装机容量约3581万千瓦;在建核电机组19台，累计装机容量2200万千瓦。我国核电装机容量占比仅为2%，距离2015年全球核电装机容量平均占比6.4%还有很大差距。在建19台核电机组在2020年前全部投运，届时核电装机容量达到5781万千瓦，基本完成5800万千瓦的装机目标。但是上述规划中还有3000万在建容量需要在2020年前开工，这就意味着未来三年内将开工建设30台百万机组核电站，平均每年开工建设10台。
图表11：2016年全国各电源装机占比(%)
图表12：2016中国与全球核电装机占比(%)
图表13：截至2017年11月我国商运核电机组
图表14：2017年11月我国在建核电机组
技术路线明确，三代核电建设稳步推进
三代核电技术路线是CAP系列和华龙一号。目前，我国的第三代核电技术路线主要有两种，一种是引进消化吸收再创新的CAP1000和CAP1400，另一种是中核和中广核自主研发的HPR1000(华龙一号)。AP1000依托项目为三门核电1/2号机组和海阳核电1/2号机组，华龙一号示范项目为福清5/6号机组和防城港3/4号机组。
三门核电1号机组准备装料。2017年6月30日，AP1000全球首堆三门核电1号机组热试工作全部完成，正式进入装料准备阶段，装料是指将核燃料棒装入核电机组，也是核电机组并网发电前的最后一个关键步骤。完成装料后，核电机组将进入带核状态，这标志着AP1000全球首堆并网发电已经不远了。我们预计2018年上半年将实现并网发电，后续项目将有望获批开工。
图表15：AP1000首堆工程节点
《华龙一号技术融合方案》通过国家能源局复批。2017年7月26日，国家能源局复函，同意华龙国际核电技术公司上报的《华龙一号技术融合方案》。这意味着国内其他计划采用华龙一号的核电项目，离获得国家核准建设的目标又迈进了一步。华龙一号是中国自主研发的世界第三代核电技术，是由中核集团推出的ACP1000核电技术和中广核推出ACPR1000+核电技术融合而成的。在《华龙一号技术融合方案》上报国家能源局之前，在国家能源局的指导下，中核集团、中广核和华龙公司开展了多轮沟通，技术融合工作取得了一定进展，但在安全系统配置等方面存在分歧。我们认为，随着《华龙一号技术融合方案》的复批，华龙一号的后续项目审批将会加快。
图表16：华龙一号技术融合节点
困扰核电审批的问题将被消除，2018年或将是国产三代核电大批量建设元年。从2016年至今，尚未有新的核电机组开工建设，其主要原因就是三门1号机组(AP1000首堆)未能实现商运，以及“华龙一号”技术路线未能完成融合。近期，这两个困扰核电建设的因素都将被消除。2017年7月，三门核电1号机组热试结束，《华龙一号技术融合方案》也得到复批。目前三门核电1号机组已经开始装料前准备，华龙一号后续项目的审批工作也将陆续展开。预计2018年或将迎来新一轮核电建设大潮。
华龙一号机组数量占优，中国核电控股机组接近一半。CAP1400初步设计方案已于2014年通过审查。预计三门核电1号机组并网发电后，将会核准开工。CAP1400大量采用非能动技术，技术先进，但是设备制造难度较大。大量设备系首次制造使用，没有工程实践经验，示范项目进展可能较为缓慢。华龙一号在能动安全的基础上采取了有效的非能动安全措施，技术较为成熟，工程难度较小。华龙一号示范项目福清5/6号机组和防城港3/4号机组已于2015年开工建设。从目前核电筹建状态来看，华龙一号机组数量为58台，明显占据优势。中核集团控股机组共有40台，占筹建机组的一半，中广核次之，国电投紧跟其后。
图表17：筹建中的核电机组
核电企业积极布局海外和小堆，带来核电市场新增量
我们认为核电“走出去”战略初现成果。2013年10月，国家能源局《服务核电企业科学发展协调工作机制实施方案》首次提出核电“走出去”战略。CAP1400和华龙一号是我国完全具有自主知识产权的三代核电品牌，国产核电出口以CAP1400和华龙一号为主。从项目进度来看，目前华龙一号已开工建设，CAP1400尚未核准开工。所以核电出口，华龙一号可能会占得先机。华龙一号关键设备国产化率已经达到90%。国际原子能机构预计，2016年至2025年十年间，除中国大陆外，全球约有60-70台100万千瓦级核电机组建设，海外核电市场空间将达1万亿元。我们认为我国核电出海的时机已经成熟，中国核电企业凭借国内充足的订单，三十年的技术积累、相对低廉的造价及充沛的资金实力，有望在全球核电竞争中脱颖而出。目前我国核电三大核电集团正积极布局全球市场。近年来已于巴基斯坦、英国、阿根廷等多个国家签署了核电站项目合作协议并取得了一系列实质性进展。
图表18：中国国产核电走出去战略布局
小堆市场前景广阔。国际原子能机构(IAEA)将小堆定义为300MW以下的核反应堆。目前，随着核电技术的不断发展，多功能模块式小型堆逐渐成为各相关企业后续的重点规划产业，中核集团、中广核集团、中船重工集团均规划有陆上、海上的小型堆。核电小堆不仅可以用作发电，而且可以进行工业供热供汽，为城市供暖，还可用于海水淡化和海洋开发，市场前景广阔。根据中船重工719所副总工程师朱涵超此前表态，中船重工将在2022年前建造20座海洋核动力平台。根据公司公开数据，按每座20亿元计算，20座海洋核动力平台总造价大约为400亿元。
中核占领小堆先机。2016年4月22日，国际原子能机构(IAEA)向中核集团提交了ACP100通用反应堆安全审查(GRSR)终版报告。这是我国自主小堆技术首次面向国际同行审查，标志着中核集团自主设计、自主研发的多用途模块化小型反应堆ACP100成为世界上首个通过IAEA安全审查的小堆技术，是全世界小堆发展的一个重要里程碑。
盈利能力：装机容量加速扩张，核电公司盈利能力有望大幅提升
核电盈利能力主要由装机容量决定。核电公司的盈利模式主要由上网电量和度电利润决定。由于核电设备利用小时数有政策保证，基本维持在7000小时左右，所以核电的上网电量主要由装机容量确定。度电利润则由上网电价和成本确定。核电参与市场交易的占比很小，根据中国核电和中广核电力2017年半年度报告显示，2017上半年，核电市场交易电量约为169亿千瓦时，占上网电量的15%左右。未来几年内，核电的上网电价主要参照核电上网标杆电价0.43元/千瓦时。核电的主要成本是折旧、财务费用和运行材料(包括核燃料)成本费用。
图表19：核电盈利模型
《保障核电安全消纳暂行办法》颁布，核电利用小时数有保障。2017年3月，国家发改委、国家能源局印发了《保障核电安全消纳暂行办法》。其中规定，在市场条件受限地区，优先发电权计划按照所在地区6000千瓦以上电厂发电设备上一年平均利用小时数的一定倍数确定。倍数确定公式如下：全国前三年核电平均利用小时数除以全国前三年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数。以此推算，未来几年内国内核电机组发电小时数应能保持在较高水平。根据2017年前10个月的运行数据，我们预估2017年核电设备利用小时数为7140小时，略高于去年。我们预测2018-2020年核电装机设备使用效率维持在80%，利用小时维持在7008小时。
图表20：核电利用小时预测(小时)
前期建设出“成果”，2018-2020年核电装机容量将大幅增长。截至2017年11月20日，我国在建核电机组共有19台，最早的开工时间为2009年，最晚开工时间为2015年。根据国家能源局数据，一般情况下，核电机组建设工期为60个月。不出意外情况，在建的19台核电机组将在2020年前全部投运，核电装机容量达到5781万千瓦，较2017年11月份投运核电装机3582万千瓦，增长61.4%，基本完成《“十三五”核工业发展规划》中5800万千瓦的装机目标。
图表21：2020年前将投产机组
图表22：核电装机容量预测(万千瓦)
核电的主要成本是折旧、财务费用和运行材料成本费用。以中国核电为例，2016年总营业成本为239.5亿元，折旧费用为67.7亿元，占比28.3%;财务费用为43.3亿元，占比18.08%;运行材料费用为45.6亿元，占比19%。且这三项费用近五年占营业总成本比例相对稳定。从近五年的数据中可以看出，营业总成本和核电装机容量大致成正比关系。根据行业经验，目前三代核电站的寿命一般为60年，二代核电站寿命为40年，但通过后期延寿，一般也可以达到60年。而中国核电的平均折旧年限为30年，在核电站运营后期，固定资产折旧完毕，折旧已经计提完毕，营业成本将显著缩小，核站的盈利能力将更为明显。根据我们的测算，若折旧年限在当前30年基础上延长至60年，则每年将节省折旧费用33.8亿元，占当前税前利润的35%左右。
图表23：2012-2016年中国核电的折旧费用(亿元)
图表24：2012-2016年中国核电的财务费用(亿元)
图表25：2012-2016年运行材料费用(亿元)
图表26：2012-2016年营业总成本(亿元)与装机容量(万千瓦)
享受税收优惠：售电增值税税率17%，同时执行财政部、国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知(财税〔2008〕38号)的规定;先征后退核电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策。返还比例分三个阶段逐级递减。具体返还比例为：自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%;自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%;自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%;自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。所得税税率为25%，同时考虑“3免3减半”优惠政策。并享受《企业所得税法》及其实施条例规定的税收优惠。如：研究开发费用加计扣除、安置残疾人员所支付的工资的加计扣除等等。2016年，中国核电公司收到税费返还21.1亿元，占税前利润的22.9%。根据中国核电的装机结构和投产时间，该比例在未来几年内将维持在20%左右。
归母净利润随装机容量增加而增加。2016年，中国核电归母净利润为44.7亿元。2017年前三季度归母净利润为41亿元，同比增长9%。
图表27：2012-2016年税费返还(亿元)
图表28：2012-2016年归母净利润(亿元)与装机容量(万千瓦)
优质标的：中国核电、浙能电力
中国核电：核电发电企业的A股龙头，盈利持续增长。截至2017年11月份，中国核电投入商运的机组共17台，控股核电装机容量达1434万千瓦，占全国核电总装机容量的40%，仍有6台在建机组将于2020年前投运。2018年，田湾3/4号机组和三门1/2号机组共4台机组将投入运行，增加装机容量462万千瓦，同比增速为32.2%。2020年，田湾5/6号机组共2台机组将投入运行，增加装机容量223.6万千瓦，同比增速为11.8%。届时中国核电控股核电装机容量将达到2119.6万千瓦，占全国核电总装机容量的36.7%。
2016年公司实现营收300.1亿元，同比增长14.5%，其中核电销售贡献296.4亿元，占比98.7%;实现归母净利润44.9亿元，同比增长28.8%，其ROE为11.5%，高于四大火力发电企业(华能国际、国电电力、华电国际、大唐发电和浙能电力)的平均值，盈利能力稳健。我们认为盈利能力或将在2018年随装机容量的大幅增加而增长，ROEWind一致预期为11.77%。
浙能电力：积极参股核电，核电权益或将为公司贡献更多利润。公司是浙江省能源集团电力主业资产整体运营平台，是地方性的火力发电企业。2016年公司实现营收391.8亿元，实现归母净利润62.8亿元，同比下降10%。相对来讲，公司的盈利能力优秀，其ROE为10.77%，无论是在全国性还是地方性火电上市企业中均居前列。公司参股了一批优质的核电企业，包括核电秦山联营有限公司20%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、中核辽宁核电有限公司10%的股权、秦山核电有限公司28%的股权以及国核浙能核能有限公司50%的股权。2016年核电权益装机容量181万千瓦，核电权益贡献利润12.57亿元，同比增长8.6%，占归母利润的20%。在总利润下降的情况下，核电权益贡献利润大幅增长，占比也得以提高。随着公司参股的三门核电1/2号机组2018年的投产，我们预计核电权益将为公司贡献更多利润。我们认为，浙能电力作为浙江省内火电龙头，核电资产优异，盈利能力强，属于电力上市企业中的优质稳健标的之一。
水电：盈利能力稳定，价值仍被低估
独特优势：清洁环保、成本低廉
发电装机仅次于火电，具有比较优势。2017年1-10月份，水电发电占全国各电源发电量的17.8%，水电装机占全国各电源装机的18.0%，仅次于火电。与其他电源发电相比，水电具有一系列的比较优势：与火电相比更为清洁环保;与光伏、风电相比更为稳定，水电的利用小时优于风电、光伏，次于核电、火电，尽管水力发电受来水量不确定性的影响，但相对而言也是一种较为稳定的发电选择，同时具有调峰性能，在调峰选择上仅次于火电;且是所有发电电源中成本价格最低廉者;也是发电利用效率最高的，水电厂用电率2015年仅为1.71%，是所有电源发电中最低者。
图表29：2017年1-10月全国各电源发电量占比
图表30：2017年10月全国各电源装机占比
清洁环保：水电属于可再生能源，是一种利用水流的位能差而产生的电能，不会像火电那样造成较大的化工能源消耗，发电过程也不会产生污染物。
图表31：2017年1-10月全国各电源新增装机(GW)
图表32：2017年1-10月全国各电源利用小时数(小时)
价格低廉：水电的成本主要来自前期的工程建设成本;投运后，成本主要来自折旧和财务费用，相对来讲，水电是所有发电电源中成本最低廉者，并最终反映在上网电价上，目前水电上网电价具有绝对的比较优势。
图表33：2015年全国各电源厂用电率
图表34：上网电价水电具有竞价优势(元/千瓦时)(2015年)
盈利模式：水电-电流-现金流
水电盈利能力持续表现良好。2017年前三季度水电发电量8147亿千瓦时，同比增长0.3%。SW水电板块归母净利润(合计)为297亿元，同比增加3.1%，是近十年以来的最高值，其中长江电力和川投能源表现抢眼。2012-2016年，水电上市企业归母净利润持续大幅度攀升，2016年同比增速更是达到28.3%。
图表35：2017Q1-3SW水电公司归母净利润同比增速(%)
图表36：SW水电板块归母净利润合计值(亿元)和同比增速(%)
水电公司的盈利模式主要由收入端和成本端决定。收入端由发电量和上网电价确定，发电量由装机容量和利用小时确定，水电的成本端水电的主要成本是折旧和财务费用。
图表37：水电公司盈利模式图
收入端：装机容量稳定增长，上网电价或企稳回升
筹建机组众多，装机容量将稳定增长。截至2017年10月，水电装机容量已达2.95亿千瓦，占全国发电装机容量的18%，发电量占总发电量的17.8%。全国主要水电基地已投产装机容量约1.5亿千瓦，在2018-2022年预计新增装机1.1亿千瓦，装机容量可增长76.6%，较2016年全国水电总装机也可增长34.3%。因此，我们认为全国水电装机容量将在2018-2022年期间保持稳定增长，从而带动水电发电量增长，从供给端带动水电利润扩大。
图表38：全国主要水电基地装机容量及分属公司
我们认为弃水现象或将得到缓解，利用小时数有望保持稳定。2017年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，明确采取有效措施提高可再生能源利用水平，推动解决弃水弃风弃光问题取得实际成效。方案指出坚持政府引导与市场主导相结合。强化能源相关规划的约束力和执行力，加强事中事后监管，建立健全可再生能源电力消纳监督考核机制。着力完善市场体系和市场机制，发挥市场配置资源的决定性作用，鼓励以竞争性市场化方式实现可再生能源充分利用，云南、四川水能利用率力争达到90%左右，浙江能够有效保证水电发电设备的利用小时数。
图表39：全国水电和主要公司利用小时数
完善水电电价形成机制，水电上网电价政策呈现多样化格局。水电上网电价根据情况分别按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推三种方法确定。2014年1月11日，国家发展改革委印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，各省(区、市)水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。水电比重较大的省(区、市)，可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。2014年，国家发改委印发《完善水电上网电价形成机制的通知》，通知明确了跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，按照落地省份电价倒推;省内上网电价实行标杆电价制度;建立水电价格动态调整机制等上网电价形成机制。
市场电量比例不断提高，水电上网电价有望触底回升。根据中电联数据，2017上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%;市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。我们预计随着市场交易电量占比越来越大，将会缩小水电和火电的上网电价的差值，有助于水电上网电价的提高。
图表40：2013-2016年全国水电及重点公司上网电价
成本端：折旧与财务费用是主要构成部分
水电发电成本相对固定，其中固定资产折旧占经营总成本的比重最大，其次是财务费用、库区基金和水资源费。固定资产主要包括大坝和发电机组。下面以长江电力和川投能源为例，分析两家公司水电成本端构成情况。
长江电力：折旧成本占比60-65%，财务费用占三费比例90%。
折旧占营业成本比例60-65%。水电发电成本中占比重最大的是固定资产折旧，固定资产主要包括大坝和水轮发电机器。2016年葛洲坝固定资产折旧完毕，在2029年三峡折旧计提完之前，成本端折旧总额都会保持在为120-130亿元左右的水平。根据行业经验，一般来讲，水电项目的实际寿命有望达100年以上，长江电力的平均折旧年限为27年，而在水电站运营后期，固定资产折旧完毕，折旧已经计提完毕，营业成本将显著缩小，水电站的盈利能力将更为明显。根据我们的测算，若折旧年限在当前27年基础上延长25年，则当前净利润将增厚25%左右。
图表41：2012-2016年公司折旧变化(百万元)
图表42：2012-2016年公司财务费用变化(百万元)
财务成本受市场利率影响。公司成本费用端主要由财务费用构成，公司财务费用占三费比例在90%左右。财务费用随综合借款利率变动而变动：2016年，公司财务费用为66.8亿元，同比下降23.9%，主要原因是利率下降所致。公司财务成本控制较好，发债成本低于同期银行贷款利率。
图表43：长江电力近年来发债成本vs同期银行贷款利率
享受税收优惠。水电企业在收入端会享有一定的增值税优惠政策，税收政策的变动会对企业的盈利产生较为重要的影响。2014年，财政部发布《关于大型水电企业增值税政策的通知》。其中规定，100万千瓦的水力发电站(含抽水蓄能电站)销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日，对其增值税实际税负超过8%的部分实行即征即退政策;自2016年1月1日至2017年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。2017年9月份国家能源局发布《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》，单个项目装机容量5万千瓦及以上的水电站销售水力发电电量,增值税税率按照13%征收，过100万千瓦的水电站(含抽水蓄能电站)销售自产电力产品,自2018年1月1日至2020年2月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。水电企业由于享受一定税收优惠政策，在净利润上会产生积极影响。以长江电力为例，2016年长江电力收到退税28.7亿元，占当年归母净利润13.8%。由此可见税收优惠政策大大削减了水电企业的成本，再加上本身成本低廉，从而使水电拥有得天独厚的优势。
绝对估值：内在价值丰厚，看好长期投资
成本法估值：针对水电站已建设完毕，进入稳定运营期的水电企业。可以采用采用成本法水电站进行评估，计算资产的重置成本。以长江电力为例，长江电力拥有的四座水电站早已建设完毕，进入稳定运营期。我们采用成本法对四座水电站进行评估，三峡水电站、葛洲坝水电站、溪洛渡水电站、向家坝水电站投资造价分别约为6874元/千瓦、5000元/千瓦、9429元/千瓦、9500元/千瓦，结合四座水电站在2016年底的装机容量，考虑物价指数的上升，得出CPI调整后平均造价，算得四座水电站的重置成本将达4,565亿元。
图表44：四座水电站成本法估值
公司参股的资产的重置成本估值。公司积极参与产业投资，在一级市场和二级市场的股权投资是公司资产的重要组成部分。保守来看，我们对这部分资产采取公允价值计量，对参股的上市公司当前价值以当前股价对应的市值计量，对非上市公司(三峡财务、湖北清能)参考公司账面价值(假设公允价值=账面价值)进行合理估算，得出公司参股资产的重置成本为262亿元。
图表45：参股资产成本法估值
成本法得出公司内在价值每股18.8元，当前估值仍处于低位。在考虑公司拥有的四座水电站和参股资产情况下，公司资产的重置成本将超过4,819亿元(其中水电站重置成本达4,565亿元，参股资产重置成本达254亿元)。通过重置成本倒推计算得出公司股权内含价值为4,143亿元，对应每股内含价值18.8元，高于目前股价11.8%。
DCF估值：水电企业不同于A股的大多数企业，其自由现金流一向相当不错：由于水电成本的刚性特征，且水电业务毛利率较高，发电消纳有保障，除去水电项目建设期需要大量的资本性开支外，后续现金流稳定且有保障。基于上述逻辑，可以长江电力进行DCF估值分析。
假定条件：基于公司历史财务报表中反映的公司资本结构和财务状况情况，我们假定有效税率为25%，目标权益资本比为20%，贝塔系数为0.6，无风险利率采用10年期国债到期收益率为3.0%，风险溢价为6.0%，债务资本成本为4.4%，计算得出WACC值为5.9%。
DCF估值结果：在永续增长率为0%的假设条件下，未来现金流折现至2017年，得出长江电力的权益价值为4,919亿元。由于自由现金流折现中并未考虑公司在一级市场和二级市场的股权投资未来的收益，我们进一步对参股的上市公司当前价值以当前股价对应的市值计量，对非上市公司(三峡财务、湖北清能)参考公司账面价值进行合理估算，得出公司参股资产当前市场价值为254亿元。则DCF估值考虑公司的股权投资后，长江电力的权益价值为5,173亿元，对应每股权益价值为23.5元，高于目前股价39.7%。
图表46：自由现金流预测(单位：亿元)
敏感性分析：我们对WACC和永续增长率做了一系列的敏感性分析，以便分析假设条件和永续增长率对企业价值的影响，我们看到，永续增长率在原始假设值的基础上上升0.5%，就会使每股权益价值上升至25.01元，企业价值较原始估值上升6.2%。而WACC在原始假设值的基础上上升0.5%，就会使每股权益价值下降至21.69元，企业价值较原始估值下降7.9%。
图表47：每股权益价值敏感性分析
未来现金流稳定，DCF估值远超当前市值。作为纯水电企业，我们通过DCF测算的结果，长江电力的权益价值为5,173亿元，对应每股权益价值为23.5元，高于目前股价39.7%，长期投资价值凸显。
优质标的：长江电力、川投能源
长江电力：水电上市企业龙头。我们通过对比A股水电上市公司发现，长江电力的营业收入远超过同行业其他公司，其行业龙头地位明显;在电力行业公司盈利疲软背景下，水电企业盈利能力表现更佳，2016年，长江电力的ROE达到了16%以上，盈利能力强劲。我们给予公司2017~2019年EPS为0.99/1.01/0.98元，BPS为6.17/6.50/6.76元的盈利预测。当前股价对应2017~2019年PE为17.0/16.7/17.2倍，PB为2.73/2.59/2.49倍。
综合以上两种绝对估值结果，给出目标价18.8元(两种估值结果的下限值);参考水电可比公司2017年平均PE，公司作为水电龙头，享有一定估值溢价，给予2017年20.0-20.5倍PE，根据PE相对估值法，给出目标价19.8-20.3元。估值下限采用绝对估值法的18.8元，上限为2017年PE估值上限，综合得出2017年目标价18.8-20.3元。
图表48：水电企业2016年营收对比(亿元)
图表49：水电企业2016年ROE对比
川投能源：参股雅砻江，资产优质。根据2017年公司三季报披露数据来看，雅砻江水电运营状况良好，发电量、营业收入、净利润等指标稳中有升，我们预计全年综合上网电价有望与16年上网电价基本持平;但因煤价上涨公司关闭火电厂，本年度火电业务不贡献利润，17年全年营收可能迎来12.7%左右的下滑，但受雅砻江投资收益增加的抵消影响，预计2017年全年归母净利润比2016年小幅增加2.9%。电力行业公司盈利疲软背景下，水电行业整体业绩稳定，盈利能力强劲。
我们给予公司2017~2019年EPS为0.82/0.83/0.85，BPS为5.19/5.71/6.25的预测。当前股票价格对应2017年~2019年的PE为12.44/12.29/12倍，PB为1.97/1.79/1.63倍。参考水电可比公司17年平均PB估值为2.5倍，给予公司17年2.5-2.6倍PB，对应目标价12.98-13.49元。
图表50：可比公司估值表
火电：火电行业盈利能力或将改善，回归正常收益
2017年火电行业量增利减。根据中电联数据，2017年前三季度火电发电量34525亿千瓦时，同比增长6.4%，发电量增速是2014年以来的最高值。SW火电板块归母净利润合计为140.5亿元，同比减少59.6%，是2013年以来的最低值。造成量增利减的主要原因是2016年以来煤价大幅上涨，火电企业的燃料成本随之大幅增加。
图表51：2012-2016年SW火电板块归母净利润(亿元)
图表52：秦皇岛动力煤近五年平仓价(元/吨)
目前火电行业总资产收益率偏低。2017年火电企业盈利能力急转直下。火电行业属于重资产行业，我们认为需要保证合理的资产收益率才能维持企业的正常经营。2017年前三季度SW火电板块的总资产报酬率为2.69%，处于2013年以来最低水平，低于十年期国债利率3.94%，这是不合理的。为了恢复到合理水平，火电行业势必会迎来政策调整和结构改革。
火电行业的业绩主要由上网电量和度电利润决定。上网电量由装机容量和利用小时确定，而利用小时由供需关系确定。度电利润则由上网电价和煤价确定。目前上网电量主要分为计划电量和市场交易电量，故上网电价由标杆电价和市场电价加权平均得到。
我们预计2017年市场交易电量占比将达到30%，市场电价对盈利影响将加大。2017上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%;市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时，市场交易电量占比27.9%。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价)为0.347元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.315元/千瓦时。
图表53：火力发电盈利模式示意图
供给端：火电装机结构不断优化，利用小时企稳回升
推进供给侧结构性改革，淘汰落后产能，火电机组结构不断优化。2017年7月，国家发改委印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》的通知。通知中要求继续推进煤电超低排放、节能改造和灵活性改造，规范整顿企业燃煤自备电厂，全面促进煤电行业转型升级、绿色发展，加快建设国际领先的高效清洁煤电体系。同时要求加快淘汰落后产能，依法依规关停不符合强制性标准的机组，进一步优化煤电结构。“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。我们预计到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。超临界、超超临界机组比例持续提高，单机60万千瓦及以上机组比重明显提升，2016年底已达到43.4%，单机容量100万千瓦机组数量达到96台，居世界首位，比2012年增长近1倍。
图表54：300MW以下机组占比(%)
图表55：标准煤耗(克/千瓦时)
火电投资额将逐年下降，装机容量增速将随之降低。2017年前10月，火电建设投资完成额572.8亿元，同比下降25.3%。我们预计随着投资额度下降，未来火电装机容量增速也将放缓。有助于煤电利用小时数的提升，提高煤电企业资产收益率。
图表56：火电投资额(亿元)和同比增速(%)
图表57：煤电装机容量(亿千瓦)和同比增速(%)
我们认为火电发电设备利用小时数将企稳回升。从2017年前三季度数据来看，火电利用小时为3117小时，同比增加47小时。根据中电联数据，2017年受来水偏枯影响，前三季度水电发电小时为2674小时，同比降低92小时。水电对火电的挤压效益减弱，17年全年火电发电增速有望企稳回升，叠加装机容量增速放缓，我们预计17年火电利用小时约为4165小时，和去年持平。综合供需两方面因素，一是用电需求方面，全社会用电需求“十三五”期间年均复合增速有望达5.8%，维持稳定增长态势;二是电力供给方面，装机结构不断优化，火电装机增速明显趋缓，步入结构调整期，对火电利用小时数摊薄影响有望减弱。我们预计火电利用小时“十三五期间”有望企稳回升，预计2017-2020年火电利用小时分别为4165、4170、4254、4308，同比分别增加0、5、84、54小时。
图表58：各电源利用小时数预测(小时)
图表59：火电利用小时预测(小时)
成本端：明年煤价将小幅回落，煤电联动调价幅度有限
燃料成本是火电企业主要成本构成。火电企业的燃料成本占比60%-70%。以华能国际为例，根据公司公告，2016年发电业务成本为440.2亿元。燃料费用为288.6亿元，占比65.5%。随着装机结构的优化，供电煤耗逐年降低，燃料成本占发电成本比例也有所下滑。2016年，由于煤价上涨，燃煤成本占发电成本比例有所回升。2020年前，供电煤耗不会大幅下降，燃料成本占发电成本的比例将维持在60%-70%之间。
图表60：2012-2016年华电国际燃料成本(亿元)
我们预计煤炭供需关系将得到缓解，明年煤价将回落。明年将推动动力煤供应的主要因素有：2017年和2018年新增产能;现有煤矿增产能力获得批准。预计煤炭价格将从今年的630元/吨回落至500元/吨-570元/吨。估计CCI5500千卡动力煤价格平均在人民币550元/吨左右，将同比下降12.7%。
2017年煤炭均价较2016年大幅上涨，或触发煤电联动。2016年，国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，通知规定，2014年平均电煤价格为基准煤价，原则上以与2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。煤电价格实行区间联动，周期内电煤价格与基准煤价相比波动每吨30元为启动点，每吨150元为熔断点。当煤价波动不超过每吨30元，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制;煤价波动超过每吨150元的部分也不联动。煤价波动在每吨30元至150元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。2014年中国电煤价格指数平均价格为444元/吨，2016年11月至2017年10月周期内平均电煤价格指数为507元/吨。超过触发煤电联动的启动点。2018年大概率启动煤电联动政策。
收入端：保证重资产合理收益，标杆上网电价或随煤价上调
火电行业属于重资产行业，需要保证合理的资产收益率才能维持企业的正常经营。2017年前三季度SW火电板块的总资产报酬率为2.69%，处于2013年以来最低水平，低于十年期国债利率3.94%。我们认为，为了恢复到合理水平，上调标杆上网电价或是关键途径。
我们预计明年火电上网标杆电价或上调2.05分/千瓦时。上网电价形成机制主要由标杆电价和市场电量电价构成。我们根据燃煤机组标杆上网电价与煤价联动公式计算出2018年较2014基准上网电价应上调的金额，同时考虑2016年1月下调的金额、2017年7月上调的金额和2018年煤价将回落12.7%带来的成本降低，最终得出2018年应在目前上网电价的基础上调的金额。我们预计2018年的全国煤电标杆电价平均上调幅度为2.05分/千瓦时。
图表62：2018年煤电联动的测算(单位：分/千瓦时)
点火价差是煤电企业的盈利关键。点火价差=上网电价÷(1+增值税率)-入炉煤价×度电煤耗。我们根据上网电价和度电燃料成本的变动可以计算出2018年的点火价差。我们预计2018年全国点火价差有望增加至0.155元/小时，仍低于2016年的平均点火价差0.1664元/千瓦时。火电企业的盈利能力将较目前得到改善，但只是回归正常收益。
图表63：2018年点火价差的测算(分/千瓦时)
优质标的：华能国际、浙能电力
华能国际：国内火电龙头，资产优质，盈利稳健。公司作为华能集团旗下最大火电上市平台，集中了集团公司旗下优质的发电资产;2016年公司ROE在五大火力发电企业中位居第一，2016年点火价差为0.168元/千瓦时，排在五大火力发电企业中第二位，在火电上市企业中属于盈利稳健类型;截至2016年末，公司装机容量达到8387.8万千瓦，权益装机容量达到7661.8万千瓦，其中清洁能源占比达到13.0%，装机容量列全市场之首，且装机结构持续优化;同时公司充分受益集团内部的华能山东、华能吉林、华能黑龙江、中原燃气等资产注入落地，带来可控装机容量增长1560.7万千瓦，公司产能进一步提升。我们认为，华能国际作为全国最大的火电上市企业，装机资产量大且清洁能源占比高，集团注入资产盈利能力提升可期，将是火电行业经营环境改善的优先受益标的之一。
浙能电力：立足浙江的区域性火电龙头，盈利质量优。公司是浙江省能源集团电力主业资产整体运营平台，是地方性的火力发电企业;公司的盈利能力优秀，其ROE和净利润率无论是在全国性还是地方性火电上市企业中均居前列;浙江省的点火价差高居全国第四，截至2016年末，公司在浙江省内控股及管理装机容量为2740万千瓦，约占浙江省统调装机容量的48%，公司2016年的点火价差为0.165元/千瓦时，排在五大火力发电企业中第三位;同时公司积极参股核电，助力结构优化;且是国改的潜在受益标的之一。我们认为，浙能电力作为浙江省内火电龙头，资产优良，属于火电上市企业中的优质稳健标的之一。
图表64：五大火电企业16年ROE对比
图表65：五大火电企业净利润对比(亿元)
图表66：火电上市公司装机一览
图表67：主要火电上市公司上网电价与度电成本
图表68：火电上市公司点火价差对比(元/千瓦时)
建议关注
我们建议关注标的如下：1)核电：中国核电、浙能电力;2)水电：长江电力、川投能源;3)火电：华能国际。
图表69：建议关注标的
风险提示：
目前来看,电力行业发展的的主要风险因素如下：
1)用电量增速过低：无论是经济增速还是电力弹性系数过低，都会造成全社会用电量增速低于预期。这样使得电力供需形式恶化，影响发电机组的利用效率。
2)核电建设和审批进度低于预期：如果三门核电1号机组装料和启动试验进度不及预期，CAP1000和CAP1400的后续项目审批将会延后;如果华龙一号后续项目的审批进度不及预期，项目的开工建设进度将会受到影响。这都会造成核电装机容量的增速低于预期，从而影响核电行业的盈利能力。
3)来水偏枯风险：水电站运行的一大决定性因素是河流流量，而河流流量又取决于气象环境等外在条件，人为难以控制，预测存在难度。如果来水量减少，将不利于水电机组顺利运行，发电量也将受到影响。
4)电价上调不及预期风险：不启动煤电联动或者电价上调幅度过低，都会造成点火价差低于预期，影响火电行业的盈利能力。5)煤价跌幅不及预期：我们预计2018年
点火价差将会低于预测值，造成火电行业盈利能力不及预期。
