电力行业：用电量增速超预期，行业景气度回升
2018年1-4月份，全社会用电量同比增长9.3%，增速比上年提高2.6PCT，是自2011年以来新高；6,000千瓦以上电厂发电设备容量同比增长6.0%，增速较上年同期下降1.5PCT，装机增速创下新低；发电设备平均利用小时数保持回升的趋势，1-4月份同比增加41小时。随着“煤改电”政策的推进以及近期各省份出台的工商业电价下降政策预期将促进用电需求增长，我们认为2018年电力供需失衡预期将进一步得到缓解，行业景气度有望继续回升。
（来源：川财研究所 分析师：杨欧雯）
火电：煤炭价格高位回落，火电企业盈利有望反转
成本方面，2018年煤炭价格总体呈现高位回落的趋势，但仍处于国家发改委划定的红色区域内。国家发改委近期将采取包括增加煤炭产能和运力等9项措施助煤炭价格回归合理区间，火电企业成本有望下降。收入方面，2018年火电上网电价有望通过煤电联动平均上调4.07分/千瓦时，同时市场化交易价差呈现逐渐缩窄的趋势；受益于全社会用电量的快速增长，火电发电量有望保持稳定增长。成本端维持下降的趋势，收入端实现量价齐升，火电企业盈利有望反转，可关注业绩弹性大的优质火电企业华能国际、华电国际。
核电：核电运营业绩向好，审批重启推动新一轮发展
电力行业景气度提升叠加保障核电消纳政策的落地，核电利用小时数回升明显；火电上网电价有望上调将为核电上网电价提供支撑，同时受益于市场化交易价差缩窄，核电运营业绩向好。2018年4月，三门1号机组、台山1号机组接连获准装料，有望年内实现商运。随着第三代核电机组的成功落地，核电安全性有望获得认可，新项目审批有望重启。目前能源“十三五”规划中还有近3000万千瓦的核电核准缺口，若核电新项目审批重启，行业有望迎来新一轮发展，可关注核电运营环节龙头企业中国核电。
水电：消纳有望继续改善，高分红属性凸显长期投资价值
2018年3月，国家能源局发布了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，拟将水电、风电、光伏等可再生能源消纳比例作为强制指标进行考核，水电消纳情况有望继续得到改善，水电企业业绩预期向好。我们认为具有较高股息率、较低单位生产成本的优质公司具备长期投资的价值，可关注水电龙头企业长江电力。
维持行业“增持”评级
我们维持行业“增持”评级。火电可关注华能国际、华电国际；核电可关注中国核电；水电可关注长江电力。
风险提示：电力需求不及预期；煤炭价格大幅上涨；核电审批不及预期等。
一、2018年上半年电力行业回顾：用电量增速超预期，行业景气度回升
1.1.行业整体表现弱于大盘
2018年以来，电力行业整体表现弱于大盘。2018年初至2018年6月12日，电力指数下跌6.53%，跑输沪深300指数1.45pct。同期上证综指下跌6.88%，沪深300指数下跌5.08%，公用事业指数下跌13.13%，公用事业行业在28个行业中排名第18。各子板块中，水电指数上涨1.49%，火电指数下跌6.06%，电网指数下跌14.64%。
截止2018年6月12日，电力行业的市盈率(TTM)为23.7倍，高于近五年平均市盈率37%左右。同期沪深300指数的市盈率(TTM)为13倍，电力行业对沪深300的溢价为87%。各子板块，火电、水电和电网市盈率(TTM)分别为30.2倍、17.3倍和26倍。
个股方面，年初至今电力行业涨幅前三的个股分别是东方市场、嘉泽新能、华通热力，涨幅分别为35.18%、25.19%、13.58%。跌幅前三的个股分别是甘肃电投、华能水电、惠天热电，跌幅分别为36.32%、36.23%、35.54%。
1.2.一季度行业业绩有所改善
营业收入增长较快，净利润同比增长。2018年第一季度电力行业上市公司实现营业总收入共计2288.6亿元，同比增长15.38%；实现归属母公司股东的净利润共计151亿元，同比增长15.89%；整体销售毛利率为17.93%，较去年同期微增0.06pct，销售净利率为8.31%，较去年同期上升0.22pct。
受益于2017年7月起燃煤发电标杆上网电价上调，火电上市公司第一季度实现营业总收入共计1807.5亿元，同比增长16.85%；实现归属母公司股东的净利润62.2亿元，同比增长33.53%；第一季度火电板块整体毛利率较去年同期上升0.74pct至12.77%；净利率为4.37%，较去年同期上升0.78pct。
今年第一季度来水有所改善，水电发电量逐步增加，水电上市公司实现营业总收入共计274.8亿元，同比增加9.44%；实现归属母公司股东的净利润总计63.3亿元，同比增长4.99%；整体销售毛利率为42.18%，较去年同期下降0.95pct；净利率为27.46%，较去年同期下降0.88pct。
受益于各地配售电业务逐步放开，配售电上市公司第一季度实现营业总收入100.2亿元，同比增长33.29%，但毛利率较去年同期下滑1.96pct至14.95%；实现归属母公司股东的净利润总计5.0亿元，同比增长34.4%；净利率为5.24%，较去年同期上升0.08pct。
管理费用率、财务费用率皆下降，带动期间费用率下降。今年第一季度电力行业整体期间费用率为9.92%，较去年同期下降0.54pct。火电、水电、配售电板块期间费用率同比分别下降0.12pct、1.32pct、1.93pct。从细分项目来看，行业财务费用率、管理费用率同比分别降低0.38pct、0.19pct，销售费用率同比上升0.02pct。总体来看，管理费用率和财务费用率皆保持下降，从而带动期间费用率下降。
行业整体资产负债率同比上升，去杠杆压力较大。今年第一季度电力行业整体资产负债率为66.23%，较去年同期上升0.28pct，去杠杆压力仍然较大。从细分板块来看，水电板块资产负债率继续降低，第一季度为60.50%，同比下降2.24pct；火电板块资产负债率继续上升，第一季度为67.89%，同比上升1.53pct；配售电板块第一季度资产负债率上升，为62.53%，同比上升1.14pct。
行业整体净资产收益率有所回升。今年第一季度电力行业ROE为1.67%，较去年同期上升0.18pct。从细分板块来看，火电板块ROE为1.20%，同比上升0.29pct；水电板块ROE为2.18%，同比下降0.07pct；配售电板块ROE为1.59%，同比上升0.30pct。
1.3.电力供需失衡继续缓解，行业景气度回升
2018年1-4月份，全国全社会用电量同比增长9.3%,增速比上年同期提高2.6pct；全国6,000千瓦及以上电厂装机容量同比增长6.0%，增速较上年同期回落1.5pct；全国发电设备累计平均利用小时1221小时，比上年同期增加41小时，电力供需失衡继续缓解。
全社会用电量增速超预期。2018年1-4月份，全国全社会用电量21094亿千瓦时，同比增长9.3%,增速比上年同期提高2.6PCT。总体来看，第二产业用电量占比为68%，仍然贡献了最多的用电量增长，但贡献率逐渐缩小；第三产业、城乡居民用电量占比分别约为16%、15%，皆保持快速增长，合计为用电量增长贡献了超过一半的份额，成为拉动用电量增长新的动力。
第二产业用电量维持较高增速，第三产业、城乡居民用电增速快速增长。分产业看，1-4月份，第一产业用电量205亿千瓦时，同比增长10.3%，增速较上年同期提高3.6PCT，占全社会用电量的比重为1.0%；第二产业用电量14252亿千瓦时，同比增长6.9%，增速较上年同期持平，占全社会用电量的比重为67.6%，对全社会用电量增长的贡献率为46.9%；第三产业用电量3377亿千瓦时，同比增长14.6%，增速较上年同期提高5.7PCT，占全社会用电量的比重为16.0%，对全社会用电量增长的贡献率为25.2%；城乡居民生活用电量3260亿千瓦时，同比增长15.0%，增速较上年同期提高11.4PCT，占全社会用电量的比重为15.5%，对全社会用电量增长的贡献率为26.5%。
电力总装机增速放缓。截止2018年4月底，全国6,000千瓦及以上电厂装机容量17.1亿千瓦，同比增长6.0%，增速比上年同期回落1.5PCT。其中，水电装机容量3.0亿千瓦，同比增长2.9%，增速较上年同期下降1.2PCT；火电装机容量11.0亿千瓦，同比增长3.7%，增速较上年同期下降1.2PCT；核电装机容量3694万千瓦，同比增长6.4%，增速较上年同期下降17PCT；风电装机容量1.7亿千瓦，同比增长10.6%，增速较上年同期下降2.2PCT。
用电量需求回升带动发电量增速提高。2018年1-4月份，全国规模以上电厂发电量20877亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期提高1.1PCT；火电发电量15951亿千瓦时，同比增长7.1％，增速比上年同期回落0.1PCT；水电发电量2633亿千瓦时，同比增长1.3％，增速比上年同期提高5.8PCT；核电发电量827亿千瓦时，同比增长10.2%，增速比上年同期回落10.7PCT；风电发电量1351亿千瓦时，同比增长35.5%，增速比上年同期提高10.7PCT。受益于用电负荷的增长，全国发电量保持较快增长，今年以来来水情况较去年同期稍好，水电发电量同比增加，同时挤压了部分火电出力空间，火电发电量增速略有回落。
设备利用小时数回升趋势明显。1-4月份，除水电外，其它类型发电设备利用小时同比增加。全国发电设备累计平均利用小时1221小时，比上年同期增加41小时；全国水电设备平均利用小时为845小时，比上年同期降低26小时；全国火电设备平均利用小时为1426小时（其中，燃煤发电设备平均利用小时1467小时），比上年同期增加69小时；全国核电设备平均利用小时2287小时，比上年同期增加62小时；全国风电设备平均利用小时812小时，比上年同期增加150小时；全国太阳能发电设备平均利用小时410小时。
二、火电：煤炭价格高位回落，企业盈利有望反转
2.1.煤价呈现高位回落趋势，有望回归合理区间
煤炭价格从高位已有所回落。2017年CCI5500动力煤价格指数全年平均值为644元/吨，同比大幅上涨166元/吨，涨幅为34.7%。2018年由于冬季采暖用电需求大增，煤炭供应紧张，春节前CCI5500动力煤价格指数一度达770元/吨。春节期间煤炭企业加大生产力度，社会煤炭库存提升，随着冬季采暖期的结束，电厂煤耗趋于平稳，加之电厂煤炭库存处于高位，煤炭采购意愿偏弱，煤价从高位回落。随着夏季用电高峰临近，火电出力预期将继续扩大，煤炭需求将同步攀升，煤炭价格上涨压力较大，近期在国家发改委等部门的调节下，煤炭价格有所回落，但短期仍将保持震荡的格局。整体来看，一季度平均煤炭价格仍较去年同期高12%，有较大改善空间。
煤炭价格有望回归合理区间。2017年国内原煤产量34.45亿吨，同比增长3.2%，增速较上年提高12.6pct；煤及褐煤进口数量2.71亿吨，同比增长6.1%，进口煤数量连续两年保持正增长。根据国家发改委介绍，我国于2016年提出的用3至5年时间退出煤炭产能5亿吨，减量重组5亿吨的任务有望在2018年提前完成。随着煤炭去产能工作的逐渐完成，煤炭价格大幅度上涨的概率较小，新增有效产能的投放以及进口煤炭限制的放开将使得煤炭价格逐渐进入下降通道，煤价有望回归合理区域。根据《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中的规定，当价格处于红色区域时，有关部门将启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制，包括投放煤炭储备、加强中长期合同履约监管等。国家发改委近期将采取包括增加煤炭产能和运力等9项措施助煤炭价格回归合理区间，我们认为在政府的主导下，煤炭价格将逐渐回归合理区间，考虑到火电企业中煤炭价格占成本比重达60-70%，若煤炭价格逐渐下降，将利好火电企业。
2.2.收入端有望实现量价齐升用电量增速有望继续回暖。
根据各行业、城乡居民以及全社会每月用电情况的变化趋势，我们预测“十三五”期间全社会用电量年均增速将保持在5.6%左右，具体预测如下：
电力装机增速放缓。“十三五”期间，供给侧改革对火电装机进行结构性调整，淘汰一批落后产能，同时停建缓建煤电产能1.5亿千瓦，电力装机结构有望得到优化，电力装机增速逐渐放缓，全国总装机年均增速回落至5.5%，电力供需失衡有望得到缓解。
火电设备利用小时数有望小幅回升。今年第一季度，全国火电设备平均利用小时为1089小时，比上年同期增加52小时，已有回升的态势。结合用电量增速预测，2018年全社会用电量增速有望继续保持较快增速，用电需求维持稳中有升的态势。供给方面，受供给侧改革影响，火电装机增速明显回落，火电利用小时数有望回升。综合供给侧两方面因素分析，我们判断2018年火电设备利用小时数有望小幅回升。
煤电联动若启动，上网电价有望平均上调4.07分/千瓦时。煤电联动已达启动条件，目前标准煤耗按照311克/千瓦时计算，全国火电平均上网电价按0.37元/千瓦时计算，考虑到2015年火电上网电价平均下调2.91分/千瓦时、2017年7月1日火电上网电价平均上调0.85分/千瓦时。经测算，煤电联动预计上调上网电价平均为2.02分/千瓦时，综合考虑2015年、2017年上网电价调整，2018年火电上网电价有望平均上调4.07分/千瓦时。
市场化交易电价逐步上升。自新一轮电改启动以来，全国电力市场化交易的电量从2014年的3000亿千瓦时提高到2017年约1.6万亿千瓦时，市场化交易电量比重从7%提高到25%。相比于计划上网电价，市场化交易电价较低，我们认为主要原因有两点。第一，市场化交易主体中，发电侧数量大于用电侧数量，供大于求造成交易电价较低。目前在市场化交易中发电侧准入门槛较低，一般为省调机组即可，而用电侧则需要达到一定用电规模的工商业用户，如在广东省电力交易中，年用电量超8000万千瓦的工业用户或超5000万千瓦的商业用户被认定为大用户，可以直接参与市场交易。第二，电力供需总体宽松，发电侧倾向于降低电价来提高发电量，即“薄利多销”。一般认为火电机组利用小时数低于4500小时，电力供需较为宽松，2017年，全国火电机组利用小时为4209小时，整体供需仍维持宽松。参考电力市场化程度较高的广东省市场可以发现，交易电价有明显的上升趋势,2017年2月交易价差约-145.5厘/千瓦时，截止目前，交易价差已缩窄至-39.3厘/千瓦时。我们认为随着用户侧准入条件逐渐放开，以及电力供需关系的逐渐改善，市场化交易电价有望继续上升。
2.3.业绩有望反转，关注弹性较大的优质企业
燃料成本在火电主营业务成本中占比最高。火电机组的营业成本主要由燃料成本、折旧、电力采购成本、人力成本、维修支出等组成。其中，燃料成本是主营业务成本最大的组成部分，煤炭价格的涨跌将直接影响煤电机组的盈利能力，是影响行业业绩的最主要因素。以华能国际为例，截止2017年底，公司主营业务成本共计约1329.5亿，其中燃料成本为927.4亿，占主营业务成本为70%。
成本下降叠加收入量价齐升，火电业绩有望实现反转。目前火电处于利空出尽的情况，一方面煤炭价格高企导致成本上升，另一方面煤价与电价不匹配有煤电联动上调电价的预期，并且在市场化交易的初期，电力交易价差较大。若煤炭价格回落到合理区间并企稳，火电企业成本有望实现实质性的下降，同时收入端随着发电量的增长以及上网电价的提升，公司营业收入也将实现稳定增长。火电业绩有望实现反转。
关注业绩弹性大的优质火电企业。我们对火电企业业绩弹性进行测算，以2017年各企业实现的归属于上市公司股东的净利润为基础，保持其他参数不变，只改变煤价或者电价，分别测算了煤价下调10元/吨以及上网电价上调1分/千瓦时两种情况。结果显示，两种情况下火电企业净利润都将获得增厚，企业业绩对电价上调更为敏感。考虑到火电企业本身的优势情况，结合业绩弹性测算结果，可关注弹性大的优质火电企业，相关标的有华能国际、华电国际。
三、核电：核电运营业绩向好，审批重启推动新一轮成长
3.1.核电是优质的清洁能源，未来发展空间广阔
核电站通过机械能将核能转换为电能。核电站利用核反应堆中核裂变所释放的能量进行发电。核裂变反应在核电机组的压力容器中产生热能，反应堆冷却剂通过吸收这些热量转变为高温流体，高温冷却剂在蒸汽发生器中与给水换热后再回到压力容器中，这个通过主泵带动的循环被称为一回路。给水吸收热量后生成蒸汽，从而推动汽轮机带动发电机组发电，做功后的蒸汽通过冷凝器转化为给水再被送回到蒸汽发生器中，这个通过主给水泵带动的循环被称为二回路。核电与常规火电站的区别仅在于进入汽轮机的蒸汽携带的能量来源不同，火电站是通过燃烧煤炭、石油、天然气等燃料产生热能，核电站则通过铀核燃料裂变产生热能。
核电具有清洁高效、安全稳定、经济性好等特点，是一种可以承担电网基本负荷的优质清洁能源。核电站在运行的过程中只产生少量的放射性废物，并按照国家法规予以严格控制，不会对环境造成明显影响，不产生温室气体等其他污染物。与火电相比，一台百万千瓦核电机组每年可减少排放二氧化碳600万吨，二氧化硫2.6万吨，氮氧化物1.4万吨，清洁优势明显。若考虑到建造及燃料循环的环节，核电会产生少量的排放物，从全寿期来看，温室气体的排放量与风电相当，远低于煤电等化石燃料电厂。据权威数据统计，一座核电厂全寿期的常规废物排放量，只相当于同等规模火电厂的0.5%-4.0%。据统计，1千克铀235全部裂变，能够释放出相当于2700吨标煤完全燃烧放出的能量。一座百万千瓦级的核电站，平均每年只需补充约25吨的核燃料，全年只需几辆卡车运输，而同样功率的燃煤火电站每年耗煤达300万吨，每天需要供煤近万吨，需要上百节火车皮运输，对运输造成了极大的压力。
安全稳定：成熟的技术使核电的安全性得到了保证。世界各国及核电运营企业都将安全作为核电生产的第一要务，在核电建设施工及运营维护的全过程中，均制定了严格的标准和程序，同时也制定了完善的事故处理程序。核电站在设计过程中，一般采用纵深防御来保证其安全性，提供一系列多层次的防御来防止事故，并在未能防止事故时保证提供适当的保护。纵深防御的一个典型应用是在设计中设置的多道实体屏障，将放射性物质置于多道屏障的保护之下，通常采用三道屏障，即：燃料元件包壳、反应堆冷却剂系统压力边界、安全壳。事实证明，成熟可控采用了纵深防御等设计的核电具有很高的安全性。
核电设备利用小时数高居第一。此外与其他所有能源相比，核电可以保持长时间稳定运行，且间隔12-18个月才更换一次核燃料和检修，所以核电可以连续运行很长的时间。同时核电单机容量较大，最高可达近180万千瓦，是理想的承担电网基本负荷的电源。根据中电联公布的2017年电力工业统计数据，核电设备年运行小时数为7108小时，在所有发电类型中高居第一，远高于发电设备平均利用小时（3786）。
核电是优质的清洁能源。总体来看，可以带电网基本负荷的电源中，火电在生产过程中存在较为严重的污染，未来的发展已逐渐放缓；水电对区域位置要求高导致可开发容量有限且存在消纳障碍，而且水电过度开发对生态环境有一定影响。新能源中，风电和太阳能负荷都不稳定，不能承担电网基本负荷，且同样存在消纳障碍。而核电清洁高效、安全稳定、经济性好，是优质的清洁能源。
我国核电发电量占比较低。根据IAEA和BP公布的数据，2016年全球核电发电量平均占比约16%，而我国核电发电量占比约3.6%，远低于全球平均水平，在全球排名比较靠后。与世界主要国家相比，我国差距明显，还有很大的提升空间。其中，美国、韩国、俄罗斯核电发电量占比分别为20%、30%、17%，法国最高，核电发电量占比达到了72%。日本在福岛事故发生以前，核电发电量占比达30%，福岛事故发生以后，大部分机组关停，发电量占比降为2%。
多个政策促进核电发展。为实现到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15％左右的目标，国家在《能源发展十三五规划》、《电力发展十三五规划》等多个文件明确，到2020年运行核电装机力争达到5800万千瓦，在建核电装机达到3000万千瓦以上。2018年2月，国家能源局印发了《2018年能源工作指导意见》，意见中对于核电的规划并未发生变化，对于发展核电的指导方针由“安全发展”转变为“稳妥推进”。
我国已掌握第三代核电技术。经过四十多年的发展，我国核电建设从无到有，形成了中核集团、中广核集团、国家电投集团三足鼎立的格局。同时在沿海范围内也成功建设了一批第二代核电机组，形成了包括秦山、大亚湾、阳江等核电基地，并以此为依托，通过引进、消化、吸收，形成了自主知识产权的第二代核电技术。其中，中核集团在引进的法国技术M310基础上形成了CNP系列技术，包括CNP300、CNP600，ACP1000等，中广核集团在M310的基础上形成了CPR系列技术，包括CPR1000、ACPR1000等。第三代核电技术方面，在我国多年核电研究、设计、制造、建设和运行经验的基础上，中核集团和中广核集团自主研发了HPR1000，而国家电投集团通过完成AP1000技术转让，形成了自主知识产权的CAP1400技术。
3.2.消纳情况改善，核电运营业绩向好
电力供需失衡继续缓解，核电设备利用小时有望继续回升。2017年，受益于全社会用电量快速增长，以及发电装机增速放缓，全国发电设备利用小时数实
现止跌回升。全年发电设备利用小时数为3785.78，同比增长0.78小时；核电设备利用小时数同样实现止跌回升，全年累计利用小时数为7107.94，同比增长65.94小时。2018年第一季度，核电设备利用小时数实现止跌回升，累计利用小时数为1690，同比增长59小时。随着电力供需失衡的继续缓解，全国发电设备利用小时数有望继续回升，从而带动核电设备利用小时回升。
政策护航，核电有望优先消纳。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。根据国务院下发的《节能发电调度办法（试行）》，核电的发电序位仅次于可再生能源发电机组，享有优先调度的权利。国家发改委、国家能源局在《电力中长期交易基本规则（暂行）》明确，核电属于二类优先发电，次于风电、太阳能、气电和可调节水电，在电力直接交易中可以按次序放开发电计划。此外，为保障核电机组的电量消纳，国家发展改革委、国家能源局于2017年2月印发了《保障核电安全消纳暂行办法》，明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，按优先保障顺序安排核电机组发电。
火电上网电价有望上调，核电上网电价获得支撑。公司电价可以分为标杆上网电价和市场化交易电价，对于市场化交易电价，目前主要以市场化协商电价为主，具体价格由供需双方协商确定。对于核电标杆上网电价，根据《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，2013年1月1日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，标杆上网电价确定为0.43元/千瓦时；标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高；2013年1月1日以前投产的核电机组的上网电价仍按原规定执行。根据核电上网电价的规定可以发现，其与火电上网电价关系紧密，考虑到火电目前仍有上调上网电价的预期，且市场化交易电价逐渐上升，核电上网电价将得到有力的支撑。
核电运营业绩向好。根据核电运营的特点，影响其利润水平的主要因素包括：上网电价、发电量（设备利用小时）、工程造价、利率、汇率、核燃料成本、人工成本、计提的乏燃料后处理费用等。而影响其收入的最主要因素为发电量（设备利用小时）和上网电价，影响其成本的最主要因素是折旧、人工和燃料成本等。核电运营成本结构变化较小，若设备利用小时数继续回升，且市场化交易电价折价幅度继续缩窄，核电运营收入将保持稳定增长，企业盈利情况将持续向好。
3.3.审批有望重启，核电迎来新一轮成长
优质清洁能源需求更加迫切，核电安全性持续提升。目前全球能源结构面临转型，油价及煤炭价格持续走高以及全球气候变暖要求削减化石能源占比。未来风电、太阳能等新能源占比将逐渐提高，这就要求基荷电源也要同步提升。但火电的占比将持续下降，而水电由于自然条件的限制，其装机增速已经逐渐放缓，核电作为除火电和水电外，唯一可以承担电网基本负荷的电源且兼具较高的成长性，属于目前迫切需求的优质清洁能源。我国核电安全运行业绩一直表现良好，包括大亚湾、秦山等机组在国际运营者协会组织的评比中多次名列前茅，且在我国核电运行历史上，并未发生过1级以上的事故。近期投产的项目多为二代+项目，其安全性较大亚湾、秦山等第二代机组又有所提高，随着我国在建的第三代机组的投产及稳定运行，我国核电的安全性将得到进一步提升，核电安全性有望得到认可。
第三代核电机组逐渐落地。2018年4月10日，采用EPR技术的台山核电站1号机组获准装料，4月25日，采用AP1000技术的三门核电站1号机组获准装料，顺利的话4-6个月后都有望实现商运。我国未来规划的核电项目以AP1000及华龙一号为主，而作为后续众多机组依托工程的三门核电站1号机组的调试及运行情况将直接影响后续项目的审批，新的AP1000项目有望在三门核电站1号机组成功商运后落地；由于目前在建的HPR1000机组进展顺利，新的HPR1000机组则有望先于示范项目商运获得审批。
新项目审批有望重启。从历史的经验来看，能源需求和安全性得到认可这两大主要因素将有力推动核电的发展。目前核电作为优质的清洁能源是能源转型的必然选择，台山1号机组获准装料后，预计年内将实现商运，随着第三代核电机组的成功落地，核电安全和技术将得到进一步提升，核电安全性有望获得认可。我国同时在积极推动核电领域的重组，如中核集团与中核建集团合并重组，通过强强联合的模式进一步提高产业链的技术能力和协同能力以保证核电的安全性。截止目前，我国筹建的新机组都是第三代机组，出于稳妥的考虑，在第三代机组落地前，新项目审批较为谨慎，这也导致了2016年和2017年核电审批低于预期。我们认为随着第三代技术得到验证，核电新项目审批有望重启。
核电行业有望迎来新一轮成长。若要完成规划，未来三年每年需新审批6-8台机组。截止目前，我国投运核电机组38台，共约3690万千瓦，在建19台机组，共约2100万千瓦。在建的19台机组将有望在2018到2022年之间陆续投产，预计到2020年在运机组可达5200万千瓦，与规划中要求的5800万千瓦差距不大。就目前审批的机组计算，到2020年在建机组仅约600万，与规划中要求的3000万千瓦差距较大，若要完成规划只要求，则2018-2020年，每年需新审批6-8台核电机组，核电装机容量有望在未来三年保持近15%的增长。若新建核电项目进展顺利，我国平稳推进核电发展，按照2030年我国非化石能源消费达20%进行估算，2030年我国核电在运及在建装机有望达到1.5亿千瓦，核电将有望迎来新一轮的成长。
四、水电：消纳有望继续改善，高分红属性凸显长期投资价值
4.1.水电成本结构稳定，盈利能力强
水电主营业务成本的变化与收入相关性较低，较为稳定。水电的主营业务成本主要由折旧费、水费、职工薪酬等组成。折旧费在主营业务成本中的占比非常大，属于固定成本，和收入无线性关系，而且与火电不同，水电仅需支付较低的水费，不受燃料价格波动影响，仅与发电量相关。总体来看，水电主营业务成本变化较为稳定。其中，折旧费是主营业务成本最大的组成部分，约占60%-70%左右，当水电资产折旧提足以后，全部的电费收入都将最大程度转化为利润。以华能水电为例，2016年，公司主营业务成本共计约64.25亿元，其中折旧费为43.36亿元，占主营业务成本为67.49%。
水费征收方式固定，总量随发电量上升而增加。水费包括库区维护基金和水资源费两项内容，其中库区维护基金按照财政部颁布的《大中型水库库区基金征收使用管理暂行办法》执行，根据水库实际上网销售电量，按不高于每千瓦时0.8分钱的标准征收；水资源费参考《关于中央直属和跨省水利工程水资源费征收标准及有关问题的通知》中明确的，按照每千瓦时0.3-0.8分钱的标准进行征收。
固定成本高且几乎无燃料成本，水电盈利能力强。水电使用江河来水作为发电的能力来源，除交纳一定的水费外，几乎无燃料成本，所以水电的盈利能力特别强。以水电龙头企业长江电力为例，2017年公司营业收入501亿，同比增加2.47%；归属母公司净利润223亿，同比增加7.12%。公司销售毛利率为61%，销售净利率为44%，分别高于电力行业42pct和36pct。
4.2.消纳能力继续改善，水电业绩预期向好
水电消纳能力提升促进水电发电量增长。水电装机自“十二五”以来呈现快速增长，同期全社会用电负荷增长放缓，并且对应的电网配套建设以及跨区域电力输送能力不足，导致水电消纳困难。近年来国家已出台多项政策促进水电消纳，弃水现象有所缓解。2018年3月，国家能源局发布了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，拟将水电、风电、光伏等可再生能源消纳比例作为强制指标进行考核，水电消纳情况有望继续得到改善，水电发电量有望保持稳定增长。我们判断，随着多项消纳政策的出台和电力市场化的逐步完善，以及跨省输电通道的建设完成，未来水电的消纳能力将得到有效的增强，水电发电量增长将得到保证。
4.3.关注高分红、低生产成本的优质企业
水电在建工程减少，分红比例有望维持在较高水平。“十二五”期间水电装机容量增长较快，水电装机增加8900万千瓦；受水电开发资源、生态环保等原因限制，“十三五”期间水电增量将有所回落。按照我国水电十三五规划，常规水电站预计新增投产4349万千瓦，较十二五建设规模明显下降，水电企业新增在建工程规模减小，资金支出减少。此外水电在运营期内主要成本为计提的折旧，非付现成本，因此在整个运营期，水电可以提供较为稳定的现金流。未来水电建设规模下降的前提下，分红比例有望维持在较高水平。以长江电力为例，公司公告称2016年至2020年每年利润分配按每股不低于0.65元进行现金分红，对2021年至2025年每年利润分配按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红。2017年每股分红0.68元，分红率为67.2%，对应当前股价，股息率达3.75%，具有很高的确定性收益。
单位生产成本较低的企业无疑更具有竞争优势。水电企业生产成本主要受装机容量、水库库容等因素影响。单体电站装机容量大，其集约化程度高、集控中心可统一调度，能有效控制单位生产成本。长江电力合计装机容量达4549万千瓦，其单位生产成本在水电企业中最低；水库库容越大，其可调节能力越强，可将丰水期多余水量调节至枯水期使用，控制了弃水风险，通过增加发电量降低单位生产成本。华能水电、长江电力单位生产成本低于行业平均水平。
五、相关上市公司
我们维持行业“增持”评级。火电板块，可关注华能国际、华电国际；核电可关注中国核电；水电板块，可关注长江电力。
华能国际（600011.SH）：国内火电上市公司龙头，充分受益行业盈利改善。公司是华能集团旗下最大的火电上市平台，2017年公司拥有可控发电装机容量1,0169.8万千瓦，权益发电装机容量9,079.6万千瓦，装机容量、发电量、营业收入在整个火电行业中保持绝对领先的地位。经过测算，若煤电联动启动，公司净利润增幅为59.41亿元，受益最为充分。公司火电机组中超过50%是60万千瓦以上的大型机组，低排放机组容量占比超过80%，机组结构优质。我们认为公司作为火电行业龙头上市公司，具有优质的装机结构，若煤电联动启动，将充分受益于行业盈利改善。
华电国际（600027.SH）：立足山东，辐射全国的低估值优质火电企业。公司发电资产遍布全国十四个省份，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域，其中山东省装机占比约为38%，目前控股装机容量为4,918.01万千瓦。公司装机机构优质，火力发电机组中，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中600兆瓦及以上的装机比例约占51%。公司目前估值较低，当前股价对市净率为0.87，低于公司历史平均估值水平。若煤炭价格逐渐回落，公司业绩将迎来拐点。
中国核电（601985.SH）：核电行业领导者，受益核电审批重启。公司是中核集团旗下核电运营平台，A股唯一核电运营标的。截至目前，公司在运控股装机达1547万千瓦，占国内核电总装机的42%；在建控股装机达876万千瓦，占国内核电在建装机的41%。核电受益高且稳定，具有较高的准入壁垒，公司背靠中核集团，享有全产业链的优势。同时若核电审批重启，公司未来装机容量有望实现一倍以上的增长空间，业绩将保持稳定增长。
长江电力（600900.SH）：全国水电龙头企业，高股息率、低生产成本保证稳健收益。公司全资拥有葛洲坝、三峡两大水电站，2017年总装机容量4549.5万千瓦，是国内最大的水电上市公司，水电属于稀缺资源，公司属于稀缺性龙头企业。公司装机容量大使得公司具有发电能力优异、单位发电成本低等特点，具备很强的盈利能力。此外，公司当前股价对应股息率达3.75%，并承诺未来三年按每股不低于0.65元进行现金分红，收益具有较高的确定性。我们认为公司是全国范围内的水电龙头企业，凭借强盈利能力保证稳健收益。
风险提示
电力需求不及预期
电力需求下降，电力供应大于电力需求，发电企业收入将受到影响。
政策实施不及预期
煤电联动政策若不启动，火电企业收入将不会大幅增加；水电消纳政策若执行不利，水电企业收入将受到影响。
煤炭价格大幅上涨
煤炭价格若发生大幅上涨，将导致火电企业成本升高，火电企业利润下降。
核电审批不及预期
若目前在建的核电项目进展不及预期，后续核电项目审批将受到影响而不达预期；此外若在运核电机组发生严重事故，核电项目审批也将受到影响或暂停审批。
