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行業(yè)分析：供需轉(zhuǎn)變加速，局部地區(qū)偏緊。經(jīng)濟(jì)運(yùn)行平穩(wěn)疊加1-2月極端天氣、北方“煤改電”、三產(chǎn)及居民生活用電的大幅增長，1-4月全社會用電量同比增長92%，比上年同期提高25個百分點(diǎn)。在供給側(cè)，1-4月全國發(fā)電量同比增長77%，增速與上年同期基本持平；規(guī)模以上電廠裝機(jī)容量同比增長60%，比上年同期下降16個百分點(diǎn)；利用小時同比增加42小時，比上年同期降幅改善43小時，水、火、核、風(fēng)的利用小時數(shù)均呈同比改善趨勢。這驗(yàn)證了我們之前在年度策略報告中所作出的判斷，供需狀態(tài)的轉(zhuǎn)換加速到來，供給逐步向需求靠攏，2018有望達(dá)到平衡。且部分地區(qū)冬、夏用電高峰期大概率將再次出現(xiàn)負(fù)荷缺口，拉閘限電已不可避免。

首推核電：在審批重啟前，大膽布局。APlOOO全球首堆三門1號獲批裝料，年底正式商運(yùn)；“華龍一號”進(jìn)度超預(yù)期，新機(jī)組有望提速；中俄200億大單落地田灣，這些積極因素昭示著核電重啟已近在咫尺。煤電去產(chǎn)能導(dǎo)致的基荷缺口、清潔能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、“中國制造2025”和“一帶一路”國家戰(zhàn)略等內(nèi)在推力，對核電這一“大國重器”的大規(guī)模發(fā)展提出了迫切的需求，其必將重回舞臺中央。我們認(rèn)為，核準(zhǔn)重啟給核電板塊帶來的投資機(jī)會將會是18-19年電力行業(yè)最大的看點(diǎn)之一，建議提前布局產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)標(biāo)的。

關(guān)注火電：煤價制約下的盈利空間，謹(jǐn)慎博弈。觀察開年以來火電指數(shù)和電煤價格的走勢，可以發(fā)現(xiàn)多數(shù)時間內(nèi)兩者趨同，并非通常認(rèn)為的完全對立。分析可知，除了煤價以外，用電需求也是決定火電板塊行情走勢和盈利能力的關(guān)鍵因素。當(dāng)市場對這兩個關(guān)鍵因素孰輕孰重的看法出現(xiàn)分歧時，就會因?yàn)槎嗫詹┺亩a(chǎn)生階段性的波動行情。在煤電聯(lián)動希望渺茫、電煤價格調(diào)控失效的情況下，建議關(guān)注但保持謹(jǐn)慎。持有水電：優(yōu)質(zhì)資源日漸稀缺，長期看好。水電穩(wěn)居全國第二大電源的地位，成本可控、利潤高企。即使增值稅優(yōu)惠政策暫未延續(xù)而導(dǎo)致短期內(nèi)盈利承壓，但大水電穩(wěn)定、優(yōu)質(zhì)、稀缺的特質(zhì)未變，不改其長期投資邏輯。

投資建議：需求向好、供給偏緊，帶動行業(yè)景氣度回暖，維持電力行業(yè)“強(qiáng)于大市”的評級。核電板塊強(qiáng)烈推薦A股唯一純核電運(yùn)營標(biāo)的中國核電，建議關(guān)注參股多個核電項(xiàng)目的浙能電力、以及擬回歸A股的中廣核電力；火電板塊推薦全國火電龍頭華能國際，建議關(guān)注上海電力；水電板塊我們持續(xù)推薦水火共濟(jì)、玫守兼?zhèn)涞膰峨娏?，以及全球水電龍頭長江電力。

風(fēng)險提示：1、政策推進(jìn)不及預(yù)期：核電審批的重啟仍有較大的政策不確定性。2、煤炭價格大幅上升：煤炭去產(chǎn)能政策造成供應(yīng)大幅下降，優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的釋放進(jìn)度落后，導(dǎo)致了電煤價格難以得到有效控制。3、降水量大幅減少：水電收入的主要的影響因素就是上游來水量的豐枯情況，而來水情況與降水、氣候等自然因素相關(guān)，可預(yù)測性不高。4、設(shè)備利用小時繼續(xù)下降：電力工業(yè)作為國民經(jīng)濟(jì)運(yùn)轉(zhuǎn)的支柱之一，供需關(guān)系的變化在較大程度上受到宏觀經(jīng)濟(jì)運(yùn)行狀態(tài)的影響。

一、 投資策略：大膽布局核電重啟，謹(jǐn)慎博弈火電反彈

1.1 年度投資策略回頭看行情回顧：截止 6 月 15 日，電力（申萬）指數(shù)下跌 7.11%，跑輸滬深 300 指數(shù) 0.23 個百分點(diǎn)，在 103 個申萬事級指數(shù)中排第 25 位。各子板塊中，風(fēng)電板塊表現(xiàn)最好，上漲 1.90%；光伏發(fā)電板塊表現(xiàn)最差，下跌 22.57%。剔除次新、重組、停牉股，板塊年內(nèi)漲幅前五的公司是長江電力、福能股份、華電國際、華能國際、桂冠電力；跌幅前三是甘肅電投、惠天熱電、西昌電力。我們在 2018 年度策略報告里推薦和建議關(guān)注的重點(diǎn)公司中，有三家均在年內(nèi)漲幅榜前十之列，分別是長江電力（13.34%）、華能國際（8.12%）、國投電力（4.90%）。

1.2 中期投資策略更新相比我們之前所提出的 2018 年度投資策略，此次中期投資策略我們首推提前布局核電重啟帶來的行業(yè)反轉(zhuǎn)性機(jī)會；對于我們在年度策略報告中首推的火電業(yè)績反彈，考慮到年初至今的板塊行情已經(jīng)得到部分兌現(xiàn)，且煤價短期內(nèi)仍存在繼續(xù)上行的風(fēng)險，建議謹(jǐn)慎關(guān)注；因增值稅返還優(yōu)惠政策尚未落地，部分水電企業(yè)利潤可能出現(xiàn)短期下滑，但大型水電的穩(wěn)定、優(yōu)質(zhì)、稀缺特質(zhì)未發(fā)生變化，不改變其長期投資邏輯。

二、 行業(yè)分析：供需轉(zhuǎn)變加速，局部地區(qū)偏緊

2.1 需求側(cè)：三產(chǎn)及居民用電大幅提升拉動用電量高速增長 2018 年開年至今，國民經(jīng)濟(jì)延續(xù)穩(wěn)中向好發(fā)展態(tài)勢，經(jīng)濟(jì)運(yùn)行開局良好。一季度國內(nèi)生產(chǎn)總值 19.88 萬億元，同比增長 6.8%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)增加值 8904 億元，同比增長 3.2%；第二產(chǎn)業(yè)增加值 7.75 萬億元，同比增長 6.3%；第三產(chǎn)業(yè)增加值 11.24 萬億元，同比增長 7.5%。1-4 月份規(guī)模以上工業(yè)增加值同比增長 6.9%，比一季度的增速加快 0.1 個百分點(diǎn)，比上年同期加快 0.2 個百分點(diǎn)。

宏觀經(jīng)濟(jì)總體持穩(wěn)為全社會用電量增長提供了有力支撐，疊加 1-2 月份極端寒冷天氣、北斱“煤改電”和三產(chǎn)及居民生活用電的大幅增長，1-4 月全社會用電量達(dá)到 21094 億千瓦時，同比增長 9.2%, 增速比上年同期提高 2.5 個百分點(diǎn)。分產(chǎn)業(yè)看：

第一產(chǎn)業(yè)用電量 274 億千瓦時，同比下降 5.2%，比上年同期減少 12.1 個百分點(diǎn)；

   第二產(chǎn)業(yè)用電量 14252 億千瓦時，同比增長 5.7%，比上年同期減少 1.3 個百分點(diǎn)；

第三產(chǎn)業(yè)用電量 3377 億千瓦時，同比增長 23.6%，比上年同期提高 15.0 個百分點(diǎn)，為 2010 年以來最高的增速；

城鄉(xiāng)居民生活用電量 3260 億千瓦時，同比增長 16.2%，比上年同期提高 12.7 個百分點(diǎn)。

從需求結(jié)構(gòu)上來看，第三產(chǎn)業(yè)的用電量已經(jīng)超越城鄉(xiāng)居民生活用電，成為第二大電力需求來源。對比 2011 年與 2018 年前 4 月的分產(chǎn)業(yè)用電量情況，可以發(fā)現(xiàn)：一方面，一產(chǎn)和二產(chǎn)在全社會用電總量中的占比分別下滑了 0.6、6.9 個百分點(diǎn)；另一方面，三產(chǎn)用電量上升了 5.0 個百分點(diǎn)，城鄉(xiāng)居民生活用電量也上升了 2.5 個百分點(diǎn)。而對比 2017 年和 2018 年前 4 月用電數(shù)據(jù)，一產(chǎn)、二產(chǎn)占比分別下降了 0.2、2.5 個百分點(diǎn)，三產(chǎn)、居民生活分別上升了 1.8、0.9 個百分點(diǎn)。用電需求在加速從傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)向新關(guān)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)換，這也側(cè)面印證了國家供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革和創(chuàng)新驅(qū)動的轉(zhuǎn)型升級成效。

2.2 供給側(cè)：裝機(jī)增速持續(xù)放緩，部分地區(qū)供不應(yīng)求

強(qiáng)勁的用電需求帶動發(fā)電側(cè)延續(xù)著 2017 年的較高增速。1-4 月份，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量 20877 億千瓦時，同比增長 7.7%，增速與上年同期基本持平。其中：

全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量 2633 億千瓦時，同比下降 1.9％，增速比上年同期改善 2.8 個百分點(diǎn)。全國水電發(fā)電量前三位的省份為四川、云南和湖北，合計(jì)占全國水電發(fā)電量的 60.2%。

全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量 15951 億千瓦時，同比增長 7.0％，增速比上年同期回落 1.2 個百分點(diǎn)。全國除山東、青海、河北、江蘇、天津和北京外，其他省份火電發(fā)電量均實(shí)現(xiàn)正增長。其中，增速超迆 50%的省份有福建、亐南，增速超迆 20%的省份有湖南、重慶、寧夏，增速超迆 10%的省份有廣西、四川、甘肅、內(nèi)蒙古、海南、廣東、江西、山西。n

全國核電發(fā)電量 827 億千瓦時，同比增長 10.3%，增速比上年同期回落 10.6 個百分點(diǎn)。

全國 6000 千瓦及以上風(fēng)電廠發(fā)電量 1351 億千瓦時，同比增長 35.5%，增速比上年同期提升 10.6 個百分點(diǎn)。

與上年吋期相比，2018 年 1-4 月水電發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比下降 1.2 百分點(diǎn)、火電占比下降 0.5 個百分點(diǎn)、核電上升 0.1 個百分點(diǎn)、風(fēng)電上升 1.4 個百分點(diǎn)。

2.2.1 裝機(jī)增速保持下滑態(tài)勢

隨著電力行業(yè)供給側(cè)改革的持續(xù)推迚，裝機(jī)容量增速不斷下降，尤其是以煤電為主的火電行業(yè)。截至 2018 年 4 月底，全國 6 兆瓦及以上電廠裝機(jī)容量 17.11 億千瓦，同比增長 6.0%，比上年同期下降 1.6 個百分點(diǎn)。其中，

水電裝機(jī) 3.00 億千瓦，同比增長 2.9%，比上年同期下降 1.5 個百分點(diǎn)；?

火電裝機(jī) 11.00 億千瓦，同比增長 3.7%，比上年同期下降 1.2 個百分點(diǎn)；?

核電裝機(jī) 0.37 億千瓦，同比增長 6.4%，比上年同期下降 17.0 個百分點(diǎn)；?

風(fēng)電裝機(jī) 1.68 億千瓦，同比增長 10.6%，比上年同期下降 2.2 個百分點(diǎn)。水、火、核、風(fēng)的裝機(jī)增速均保持著下滑的態(tài)勢。

與上年同期相比，在總裝機(jī)結(jié)構(gòu)中，水電占比下降 0.6 個百分點(diǎn)、火電下降 1.5 個百分點(diǎn)、核電持平、風(fēng)電上升 0.4 個百分點(diǎn)。

2.2.2 利用小時數(shù)同比均呈改善趨勢

2018 年 1-4 月，全國發(fā)電設(shè)備累計(jì)平均利用小時 1221 小時，同比增加 42 小時，比上年同期降幅改善 43 小時。其中，?

全國水電設(shè)備平均利用小時為 845 小時，同比減少 25 小時，比上年同期降幅改善 70 小時；?

全國火電設(shè)備平均利用小時為 1426 小時，同比增加 69 小時，比上年同期增幅提升 34 小時；?

全國核電設(shè)備平均利用小時為 2287 小時，同比增加 62 小時，比上年同期增幅提升 35 小時；?

全國風(fēng)電設(shè)備平均利用小時為 812 小時，同比增加 149 小時，比上年同期增幅提升 84 小時。

水、火、核、風(fēng)的利用小時數(shù)均呈同比改善趨勢。這驗(yàn)證了我們之前在 2018 年年度策略報告中所作出的判斷，供需狀態(tài)的轉(zhuǎn)換加速到來，供給逐步向需求靠攏，2018 年有望達(dá)到平衡。

與上年同期相比，在水電裝機(jī)容量超迆過1000 萬千瓦的 8 個省份中，湖南、云南、廣東和四川的水電設(shè)備利用小時同比分別降低 371、64、60 和 12 小時；全國共有 24 個省份火電利用小時數(shù)同比增加，其中，福建同比增加增加 416 小時，云南、湖南、廣東和重慶同比增加超迆過200 小時，分別增加 290、258、223 和 220 小時。福建、湖南、云南、廣東地區(qū)水電出力的不足，拉動了當(dāng)?shù)鼗痣姍C(jī)組的出力提升，但部分地區(qū)用電高峰期的到來大概率將再次出現(xiàn)負(fù)荷缺口，拉閘限電已不可避免。例如，今年 1-2 月，河北南部電網(wǎng)、江蘇、湖北、湖南、河南、江西、貴州等省級電網(wǎng)在大范圍雨雪冰凍期間采取了有序用電措施；而南斱高溫天氣提前到來，讓廣東部分地區(qū) 5 月即出現(xiàn)限電錯峰運(yùn)行。

2.3 Q1 營收延續(xù)較高增速，利潤大幅反彈

相比 2017 年一季度，2018 年一季度在保持發(fā)電量近 8%增速的情況下，疊加煤電標(biāo)杄上網(wǎng)電價上調(diào)的因素，營收延續(xù)了 2017 年以來的高增長態(tài)勢，整個 A 股電力板塊營業(yè)收入同比增長了 17.8%。用電需求的熱度也同步傳導(dǎo)至上游，電煤價栺在昡節(jié)之前水漲船高，板塊營業(yè)成本同比增長 16.6%。但得益于上網(wǎng)電價的調(diào)整，整個電力板塊的凈利潤在 2017 年四季度觸底之后，終于迎來了大幅反彈，同比增速達(dá)到 35.5%，板塊 ROE、ROA 也分別回到了 1.8%和 0.6%，略高于去年同期水平。

三、 首推核電：在審批重啟前，大膽布局

原以為會是如火如荼的 2017 年，因?yàn)槿T 1 號裝料遲遲未能獲批而最終沉寂，全年僅在年底核準(zhǔn)開工了一臺第四代示范快堆。但蟄伏之后終將迎來爆發(fā)，接二連三的好消息也預(yù)示著行業(yè)先明的前景。我們認(rèn)為，新機(jī)組核準(zhǔn)重啟給核電板塊帶來的投資機(jī)會將會是 18-19 年電力行業(yè)最大的看點(diǎn)之一，建議提前布局產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)標(biāo)的。 2018 年 3 月 7 日，國家能源局印發(fā)《2018 年能源工作指導(dǎo)意見》，在 2016、2017 年兩版《意見》中均位于風(fēng)電之后的核電今年首次超過風(fēng)電，成為僅次于水電的重點(diǎn)仸務(wù)；政策取向也由“安全發(fā)展”轉(zhuǎn)為“穩(wěn)妥推進(jìn)”。《意見》提出，開工建設(shè)一批沿海地區(qū)先進(jìn)三代壓水堆核電項(xiàng)目；解決部分地區(qū)核電限發(fā)問題，促進(jìn)核電多發(fā)滿發(fā)；加快推進(jìn)小型堆重大專項(xiàng)立項(xiàng)工作，積極推動核能綜合利用；年內(nèi)計(jì)劃建成三門１號、海陽１號、臺山 1 號、田灣 3 號和陽江 5 號機(jī)組，合計(jì)新增核電裝機(jī)約 600 萬千瓦；年內(nèi)計(jì)劃開工 6-8 臺機(jī)組。規(guī)劃年內(nèi)投產(chǎn)的 5 臺機(jī)組中，田灣 3 號已經(jīng)投產(chǎn)，陽江 5 號、臺山 1 號已經(jīng)幵網(wǎng)發(fā)電，三門 1 號已經(jīng)獲準(zhǔn)裝料，同為 AP1000 示范項(xiàng)目的海陽 1 號近期也有望獲準(zhǔn)裝料，年內(nèi)實(shí)現(xiàn) 5 臺機(jī)組投產(chǎn)的目標(biāo)基本可以順利完成。臺山 2 號、三門 2 號、海陽 2 號也有望在今、明兩年內(nèi)實(shí)現(xiàn)商運(yùn)。AP1000、CAP1400 新機(jī)組的核準(zhǔn)大概率會在這一時間段內(nèi)開始。

目前，國內(nèi)除已列入能源局開工計(jì)劃的 8 臺機(jī)組外，還有 19 臺機(jī)組已開展前期工作，合計(jì)裝機(jī)容量分別為 1030.0 萬千瓦、2256.0 萬千瓦。不考慮暫未列入能源局建設(shè)計(jì)劃的 19 臺機(jī)組，國內(nèi)核電裝機(jī)容量計(jì)劃目標(biāo)將達(dá)到 6877.7 萬千瓦；如果考慮目前已開展前期工作的項(xiàng)目，總裝機(jī)容量可達(dá)到 9133.7 萬千瓦。 2018 年 4 月 24 日，習(xí)近平主席在參觀三峽大壩時提出：“我們要靠自己的努力，大國重器必須掌握在自己手里。要通迆自力更生，倒逼自主創(chuàng)新能力的提升?！焙穗娮鳛榇髧仄?、尖端科技的典型，代表著“國家同片”，關(guān)系到“一帶一路”建設(shè)的技術(shù)輸出，有望得到國家決策層的支持，開啟新一輪的發(fā)展期。

3.1 核電重啟的外在催化劑

3.1.1 AP1000 獲批裝料，三代核電審批重啟

2018 年 4 月 25 日，生態(tài)環(huán)境部副部長、國家核安全局局長劉華在北京向中核集團(tuán)三門核電有限公司頒發(fā)了《三門核電廠１號機(jī)組首次裝料批準(zhǔn)乢》，三門核電于當(dāng)晚啟動 1 號機(jī)組第一組燃料組件裝載操作。

三門核電 1 號機(jī)組作為世界第三代核電技術(shù)代表堆型 AP1000 的全球首堆，始終吸引著全世界的目先，但其建設(shè)迆程可謂一波三折。2004 年 7 月，國務(wù)院批準(zhǔn)建設(shè)浙江三門核電站一期工程。一期采用兩臺 100 萬千瓦的核電機(jī)組，工程規(guī)劃總裝機(jī)容量 600 萬千瓦。2006 年 12 月，中美兩國政府簽署了合作建設(shè)先進(jìn)壓水堆核電（即 AP1000）項(xiàng)目及相關(guān)技術(shù)轉(zhuǎn)讓的諒解備忘彔。2007 年 5 月，中國成立國家核電技術(shù)公司，作為引進(jìn)、消化、吸收 AP1000 技術(shù)的平臺。同年 7 月，國核技與西屋簽署了第三代核電技術(shù)轉(zhuǎn)讓及核島設(shè)備采購協(xié)議，根據(jù)協(xié)議，中國引進(jìn)美國西屋公司的 AP1000 技術(shù)，幵在浙江三門和山東海陽各建設(shè) 2 臺 AP1000 機(jī)組。2009 年 3 月 29 日，三門核電 1 號機(jī)組 FCD，年底 2 號機(jī)組 FCD。2012 年 3 月，1 號機(jī)組即已提前實(shí)現(xiàn)倒送電節(jié)點(diǎn)，兩臺機(jī)組計(jì)劃分別在 2013、 2014 年投產(chǎn)運(yùn)行。

然而，作為核反應(yīng)堆關(guān)鍵設(shè)備的冷卻劑屏蔽式主泵在 2013 年 1 月運(yùn)抵現(xiàn)場后即出現(xiàn)問題，多次返廠。歷經(jīng)一次設(shè)計(jì)修改、二次工程耐久試驗(yàn)、二次設(shè)計(jì)修改、三次工程耐久試驗(yàn)等反復(fù)調(diào)試后，直到 2015 年 11 月斱才最終通過測試。首批 4 臺主泵于 2016 年 1 月重返現(xiàn)場，2 月完成吊裝。

2016 年 5 月 26 日，三門 1 號開始一回路水壓試驗(yàn)（冷試），正式從安裝階段迚入調(diào)試階段，之后進(jìn)行的熱試也順利通過。國家能源局在《2017 年能源工作指導(dǎo)意見》也將三門 1 號投產(chǎn)列入年度能源重大工程中。2017 年 7 月 21 日三門核電電1 號機(jī)組通迆首次裝料前核安全綜合檢查，但在等待裝料獲批的時候，2017 年底國務(wù)院發(fā)展研究中心一位研究員撰寫的一篇文章引起了社會廣泛關(guān)注，投產(chǎn)進(jìn)程再次被延緩。

2018 年 3 月 6 日，浙江省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于 2018 年度電力直接交易試點(diǎn)平臺集中競價結(jié)果的公告》。公告顯示，秦山核電基地五個核電站與三門核電站均以享有優(yōu)先發(fā)電權(quán)企業(yè)的身份中標(biāo)浙江省 2018 年電力直接交易電量。其中，秦山核電基地 9 臺在運(yùn)機(jī)組共中標(biāo)電量 104.75 億度，而當(dāng)時尚未裝料的三門核電站即已中標(biāo)電量 7.66 億度。

在之前我們所做的分析以及與核電業(yè)內(nèi)人士的討論中，國內(nèi)新機(jī)組的核準(zhǔn)將在三門 1 號機(jī)組投產(chǎn)后開始，其稱得上是中國核電產(chǎn)業(yè)發(fā)展承上啟下的關(guān)鍵點(diǎn)。此次獲批裝料后，經(jīng)過首次臨界、功率物理試驗(yàn)、汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)、幵網(wǎng)、168 小時運(yùn)行，即可正式投入商運(yùn)，正常情況下年內(nèi)大概率可以實(shí)現(xiàn)，后續(xù)機(jī)組的放行有望陸續(xù)獲準(zhǔn)。

3.1.2 “華龍一號”進(jìn)展順利，新機(jī)組有望提前獲批

在國內(nèi)，“華龍一號”全球首堆福清 5 號機(jī)組已于 2015 年 5 月 7 日開工建設(shè)，工程重大節(jié)點(diǎn)均按照計(jì)劃如期或提前實(shí)現(xiàn)。例如，提前 15 天完成穹頂?shù)跹b，目前已進(jìn)入設(shè)備安裝階段。而示范工程的另一臺機(jī)組福清 6 號機(jī)也于 2015 年 12 月 22 日開工建設(shè)， 2018 年 3 月 21 日也已經(jīng)完成穹頂?shù)跹b。從國際慣例來看，各種機(jī)型的首堆工程建設(shè)工期一般在 80 個月左右，但“華龍一號”整體工程迚度較快，有望突破全球各首堆的平均 80 個月工期，計(jì)劃在 60-72 個月內(nèi)實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)。

海外方面，2017 年 11 月 21 日，中核集團(tuán)董亊長與巴基斯坦原子能委員會主席簽署恰?，敽穗? 號機(jī)組商務(wù)合同，中核集團(tuán)將以“華龍一號”技術(shù)在巴基斯坦恰?，斀ㄔ?1 臺百萬千瓦級核電機(jī)組，這是我國“華龍一號”成功“走出去”的第 3 臺核電機(jī)組。2017 年 11 月 23 日，海外首堆巴基斯坦卡拉奇核電 2 號機(jī)組主管道開始焊接。受制于中國對于核電大規(guī)模建設(shè)重啟的政策不確定性，近年來國內(nèi)核電企業(yè)對于海外市場的關(guān)注度顯著提高，三大核電運(yùn)營商中的中核、中廣核均在國內(nèi)外同步推進(jìn)“華龍一號”項(xiàng)目的落地。預(yù)計(jì)海外市場，尤其是“一帶一路”相關(guān)國家，將成為“大國重器”的重點(diǎn)目標(biāo)。

3.1.3 中俄再續(xù)前緣，VVER-1200 落地田灣

2018 年 6 月 8 日，上合青島峰會前夕，在中國國家主席習(xí)近平和俄羅斯國家總統(tǒng)普京的共同見證下，中核集團(tuán)與俄羅斯國家原子能集團(tuán)在人民大會堂簽署《田灣核電站 7/8 號機(jī)組框架合同》、《徐大堡核電站框架合同》和《中國示范快堆設(shè)備供應(yīng)及服務(wù)采購框架合同》。這是迄今為止中俄最大的核能合作項(xiàng)目，通過項(xiàng)目實(shí)施將有力帶動雙邊貿(mào)易和產(chǎn)業(yè)合作，提升兩國務(wù)實(shí)合作的科技含量和水平，進(jìn)一步深化雙邊利益融合。上述一攬子簽署的合同總金額超 200 億元人民幣，項(xiàng)目總造價超千億人民幣。根據(jù)合同約定，中俄將在田灣和徐大堡廠址合作建設(shè) 4 臺 VVER-1200 型三代核電機(jī)組，雙斱將在中國示范快堆項(xiàng)目中開展設(shè)備供貨和技術(shù)服務(wù)合作。

田灣核電站目前分為三期工程，一期、二期均采用俄羅斯技術(shù)，三期采用國產(chǎn)技術(shù)。?

田灣一期工程

1992 年 12 月 18 日，俄羅斯總統(tǒng)葉利欽訪華期間，中俄兩國政府簽署了《中華人民共和國政府和俄羅斯聯(lián)邦政府關(guān)于在中國合作建設(shè)核電站和俄羅斯向中國提供政府貸款的協(xié)議》；1995 年 5 月國務(wù)院批準(zhǔn)工程立項(xiàng)；1996 年 9 月決定將廠址從遼寧移至江蘇連云港；1996 年 12 月 27 日，中俄簽署《中俄合作建設(shè)連亐港核電站框架合同原則協(xié)議》；1997 年 3 月中俄簽訂了《連亐港核電站建設(shè)框架合同》，1997 年 5 月簽署了《連云港核電站技術(shù)設(shè)計(jì)合同》，1997 年 12 月簽署了《連云港核電站總合同》；1999 年 10 月 20 日，1 號機(jī)組 FCD，工程正式開工。一期工程的 1、2 號機(jī)組分別于 2007 年 5 月 17 日和 8 月 16 日正式商運(yùn)。?

田灣二期工程

2010 年 3 月 23 日，中俄雙斱簽署《田灣核電站擴(kuò)建工程 3、4 號機(jī)組框架合同》；2010 年 9 月 27 日，在時任國家主席胡錦濤和俄羅斯總統(tǒng)梅德韋杰夫共同見證下，中俄雙斱在北京簽署《田灣核電站 3、4 號機(jī)組技術(shù)設(shè)計(jì)合同》；2012 年 12 月 27 日，3 號機(jī)組 FCD；2018 年 2 月 15 日，3 號機(jī)組正式商運(yùn)。

此次兩國元首會晤期間，雙斱再次簽署四期工程的合作框架協(xié)議，按照迆彽經(jīng)驗(yàn)，田灣 7、8 號機(jī)組有望于 2-3 年內(nèi)開工建設(shè)。按照先核準(zhǔn)再開工的流程，核電審批重啟已經(jīng)近在咫尺。

此外，根據(jù)我們了解到的情況，徐大堡核電站一期 1、2 號機(jī)組仍將采用美國 AP1000 技術(shù)，幵大概率將在三門 1 號機(jī)組投產(chǎn)后獲批開建；徐大堡二期 3、4 號機(jī)組將按照此次簽訂的協(xié)議，采用俄羅斯 VVER-1200 技術(shù)。我們認(rèn)為，在中美雙斱因貿(mào)易問題兲系逐步惡化、且國產(chǎn)自主三代核電“華龍一號”進(jìn)展順利的現(xiàn)狀下，AP1000 后續(xù)機(jī)組數(shù)量將有可能會受到壓縮，部分項(xiàng)目將可能調(diào)整技術(shù)路線。例如，前期規(guī)劃建設(shè) 6 臺 AP1000 機(jī)組的徐大堡核電站，可能只有一期 2 臺采用 AP1000，二期將采用 VVER-1200，三期留有余地。如果規(guī)劃中的 AP1000 部分調(diào)整為“華龍一號”，對于國內(nèi)核電產(chǎn)業(yè)將帶來巨大的影響，產(chǎn)業(yè)鏈有望深度獲益。核電建設(shè)作為 “中國制造 2025”、“一帶一路” 國家戰(zhàn)略的重要組成部分，在當(dāng)下關(guān)鍵時點(diǎn)，將再次回到歷史舞臺的中央。

3.2 核電重啟的內(nèi)在推動力

對于國內(nèi)核電的發(fā)展前景，我們基于以下幾點(diǎn)迚行初步判斷：

考慮《巴黎協(xié)議》對于溫室氣體排放指標(biāo)的壓力，煤電新增空間較?。?/p>

水、風(fēng)、光等可再生能源受自身特性和環(huán)境條件等因素的限制，長期發(fā)展可能遇到天花板；

可再生能源輸出的不穩(wěn)定性與電網(wǎng)的穩(wěn)定性要求相悖，大規(guī)模的應(yīng)用更需要火電、核電的同步增長來配合，否則將對電力系統(tǒng)的安全運(yùn)行造成危害；?

中國宏觀經(jīng)濟(jì)總體持穩(wěn)，為滿足進(jìn)期電力需求，需要對電源建設(shè)迚行提前規(guī)劃。因此我們認(rèn)為，核電仍然存在大規(guī)模發(fā)展的必要性。n

3.2.1 核電是煤電的最佳替代者

我國一次能源以煤炭為主，隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展對電力需求的不斷增長，大量燃煤發(fā)電對環(huán)境的影響也越來越大。核電是一種技術(shù)成熟的清潔能源，沒有火電生產(chǎn)迆程中的二氧化硫、煙塵、氮氧化物和二氧化碳排放。以核電替代部分煤電，是電力工業(yè)污染物減排的有效途徑。 2017 年 3 月 5 日，李光強(qiáng)總理在兩會上作政府工作報告時指出要“扎實(shí)有效去產(chǎn)能”，要求煤電行業(yè) 17 年淘汰、停建、緩建煤電產(chǎn)能 5000 萬千瓦以上。7 月 26 日，國家發(fā)改委、能源局等十六部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于推迚供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》（發(fā)改能源[2017]1404 號），明確了《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020 年）》中提出的意見：? 通過建立風(fēng)險預(yù)警機(jī)制和實(shí)施“取消一批、緩核一批、緩建一批”，“十三五”期間全國停建和緩建煤電產(chǎn)能 1.5 億千瓦，到 2020 年，全國煤電裝機(jī)規(guī)?？刂圃?11 億千瓦以內(nèi)。? “

十三五”期間，實(shí)施煤電超低排放改造約 4.2 億千瓦，實(shí)施節(jié)能改造約 3.4 億千瓦，力爭淘汰落后煤電機(jī)組約 0.2 億千瓦。到 2020 年，全國現(xiàn)役煤電機(jī)組平均供電煤耗降至 310 光標(biāo)煤 /千瓦時，具備條件的 30 萬千瓦級以上機(jī)組全部實(shí)現(xiàn)超低排放。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《2017-2018 年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，2017 年新增煤電裝機(jī) 3855 萬千瓦、同比減少 142 萬千瓦；預(yù)計(jì)煤電裝機(jī)容量 10.2 億千瓦，占全國裝機(jī)比重 53.6%，比 2017 年降低 1.5 個百分點(diǎn)。因煤電裝機(jī)增速減緩、以及大型水電建設(shè)停滯而產(chǎn)生的基荷電源缺口，適合采用核電進(jìn)行補(bǔ)足。

而從電價的角度來看，我國核電價栺形成機(jī)制經(jīng)歷了成本加利潤定價、經(jīng)營期電價和標(biāo)杄電價三個階段。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價栺[2013]1130 號），2013 年 1 月 1 日以后投產(chǎn)的核電機(jī)組實(shí)行標(biāo)杄上網(wǎng)電價政策，根據(jù)目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，全國核電標(biāo)杄上網(wǎng)電價確定為 0.43 元/千瓦時；全國核電標(biāo)杄上網(wǎng)電價高于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)杄上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝加價）的地區(qū)，新建核電機(jī)組投產(chǎn)后執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)杄上網(wǎng)電價。即自 2013 年以后新建的核電項(xiàng)目，標(biāo)杄上網(wǎng)電價不高于當(dāng)?shù)孛弘娚暇W(wǎng)電價。我們選取了中國核電、中廣核電力兩大核電運(yùn)營上市公司，以及五大發(fā)電集團(tuán)旗下火電核心上市平臺華能國際、大唐發(fā)電、國電電力、華電國際，對比其度電成本。可以發(fā)現(xiàn)，核電的度電成本基本低于火電，考慮到 2017 年電煤價栺大幅上漲帶來的燃料成本上升，核電相比火電的成本優(yōu)勢將更為明顯。

3.2.2 核電是最好的基荷電源徑流型小水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源，具有間歇性、波動性、低可預(yù)測性的特點(diǎn)，輸出曲線不穩(wěn)定且難以精確預(yù)測，無法像火電、核電、多年調(diào)節(jié)型大水電一樣作為基荷電源，反而需要火電、大型水電等為其提供調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)。近年來風(fēng)電、光伏等可再生能源的快速增長，對于電網(wǎng)穩(wěn)定性帶來了新的挑戰(zhàn)，疊加全社會用電量的回升，電網(wǎng)對于基荷電源的需求也同步提高。

就辒出穩(wěn)定性而言，核電與火電類似，不受降水、風(fēng)力、光照等自然條件的影響；核電的換料周期相對確定，一般是連續(xù)運(yùn)行 12 個月或 18 個月進(jìn)行一次更換。就經(jīng)濟(jì)性來說，核電作為“基荷”能源，一般不參與電網(wǎng)的調(diào)峰，可以提高燃料利用效率。因此就發(fā)電特性而言，核電是電力系統(tǒng)基荷電源的最佳選擇，其利用小時進(jìn)超其他類型的發(fā)電設(shè)備。

3.2.3 國內(nèi)核能利用增長空間廣闊根據(jù) BP 發(fā)布的《世界 2040 年能源展望》，預(yù)計(jì)到 2040 年，中國一次能源消費(fèi)量將達(dá)到 43.19 億噸標(biāo)準(zhǔn)油；其中煤炭占 35.9%、風(fēng)電光伏生物質(zhì)占 18.1%、石油占 17.4%、天然氣占 12.9%、水電占 8.1%、核能占 7.5%。根據(jù) BP 的預(yù)測數(shù)據(jù)，到 2040 年，中國包括風(fēng)電、光伏、地?zé)?、生物質(zhì)在內(nèi)的非水可再生能源消費(fèi)量將增長 789%，年均復(fù)合增速 6.6%，是增長最快的能源類型；核能消費(fèi)量將增長 574%，年均復(fù)合增速 5.8%，增速僅次于可再生能源，高于天然氣的 3.2%。而根據(jù) IEA（國際能源署）的預(yù)測，未來 20 年，中國的核電發(fā)電量預(yù)計(jì)將增加兩倍以上，將取代美國成為全球最大的核電國家。

對比全球與國內(nèi)的不同電源類型發(fā)電量數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，核電在世界發(fā)電量中的占比長期維持在 10% 以上。2017 年核電在國內(nèi)總發(fā)電量中的占比雖然已提升到 4%，但距 10%的平均水平仍有較大差距。 2016 年美、俄、英、法、德五大發(fā)達(dá)國家核電發(fā)電量占比分別為 19.7%、17.1%、20.4%、72.3%、 13.1%，可見國內(nèi)核電產(chǎn)業(yè)仍然具有廣闊的發(fā)展空間。

3.3 產(chǎn)業(yè)鏈投資標(biāo)的梳理

通常情況下，核電從產(chǎn)業(yè)鏈角度可以切分為上、中、下游三段，

 上游：核燃料循環(huán)；

 中游：電站建設(shè)及設(shè)備制造；

 下游：電站運(yùn)營。

而我們的觀點(diǎn)略有不吋，考慮到核電工程各個環(huán)節(jié)的時間順序，從全生命周期的時間軸角度出發(fā)，對核電產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)行分解。

一座核電站的全生命周期，可分為前期工作、土建、安裝、調(diào)試、運(yùn)行、退役等階段。其中，前期工作是長期、復(fù)雜、政策不確定性極強(qiáng)的系統(tǒng)工程，主要包括項(xiàng)目籌備、工程立項(xiàng)、可行性研究、主設(shè)備招標(biāo)采購、工程初步設(shè)計(jì)、現(xiàn)場工程等多個階段；前期工作完成名，等待獲得國家監(jiān)管部門的最終批復(fù)名，將核島底板澆灌第一罐混凝土（FCD），開始正式的建設(shè)施工；完成機(jī)組的全部調(diào)試準(zhǔn)備工作名，幵網(wǎng)収甴、正式投入商運(yùn)；運(yùn)行期間定期迚行包括換料在內(nèi)的檢修維護(hù)，幵對乏燃料等放射性廢物進(jìn)行處理；到達(dá)服役年限后，進(jìn)行設(shè)備退役和廠址恢復(fù)。核電站的前期工作一般需要 5-10 年、甚至更久的時間；工程建設(shè)及安裝調(diào)試一般需要 5 年左右；投產(chǎn)名運(yùn)行時間一般為 30-40 年（第事代核電站），甚至可達(dá) 60 年（第三代核電站）。因此，我們將核電產(chǎn)業(yè)鏈分為：?

上游：核燃料（包括天然鈾的開采、核燃料組件的加工制造），核相關(guān)機(jī)械設(shè)備、電氣設(shè)備、材料的制造；?中游：核島、常規(guī)島、電站配套設(shè)施（BOP）的工程建設(shè)；

下游：發(fā)電運(yùn)營、檢修維護(hù)、后處理。

按照上述分類斱式，我們對 A 股相兲上市公司初步迚行了簡單梳理，以便于之后進(jìn)一步挖掘投資機(jī)會。

3.4 推薦標(biāo)的

 中國核電：中國核電行業(yè)當(dāng)之乊無愧的龍頭企業(yè)，A 股唯一純核電運(yùn)營上市公司；

行業(yè)壁壘極高，短期內(nèi)沒有新競爭者加入；

 控股股東中核集團(tuán)擁有完整的核產(chǎn)業(yè)鏈；

裝機(jī)增速持續(xù)，營收增長穩(wěn)定，利潤率僅次于大型水電。

 浙能電力：

浙江區(qū)域電力龍頭；

以參股方式投資多個核電項(xiàng)目。

四、 關(guān)注火電：煤價制約下的盈利空間，謹(jǐn)慎博弈

行情回顧：截止 6 月 15 日，年內(nèi)火電（申萬）指數(shù)下跌 10.05%，跑輸滬深 300 指數(shù) 3.17 個百分點(diǎn)?；痣姲鍓K年內(nèi)漲幅前三的公司是福能股份、華電國際、華能國際；跌幅前三是豫能控股、穗恒運(yùn) A、贛能股仹。

4.1 Q1 營收持續(xù)增長，盈利大幅改善

受益于 1、2 月仹用甴需求的超預(yù)期增長，以及上年吋期電價尚未調(diào)整，一季度 A 股火電板塊的營業(yè)收入?yún)急仍鲩L 17.6%，比上年吋期減少了 1.0 個百分點(diǎn)；營業(yè)成本吋比增長 16.1%，比上年吋期減少了 28.1 個百分點(diǎn)；歸母凈利潤吋比增速達(dá)到 57.0%，比上年吋期提高了 125.8 個百分點(diǎn)，環(huán)比提高了 306.8 個百分點(diǎn)。

4.2 煤電聯(lián)動希望渺茫，用戶側(cè)降價促進(jìn)需求提升

2018 年 4 月 19 日，國家収改委収布《兲于降低一般工商業(yè)甴價有兲亊項(xiàng)的通知》，決定分兩批實(shí)施降價措施，落實(shí)一般工商業(yè)甴價平均下降 10%的目標(biāo)要求，迚一步優(yōu)化營商環(huán)境。第一批降價措施全部用于降低一般工商業(yè)甴價，自 2018 年 4 月 1 日起執(zhí)行，具體措施包括全面落實(shí)已出臺的甴網(wǎng)清費(fèi)政策、推迚區(qū)域甴網(wǎng)和跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價栺改革、迚一步觃范和降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費(fèi)、臨時性降低輸配電價。

而在此前，即 4 月 18 日，財(cái)政部已經(jīng)發(fā)布了《關(guān)于降低部分政府性基金征收標(biāo)準(zhǔn)的通知》，自 2018 年 7 月 1 日起，將國家重大水利工程建設(shè)基金征收標(biāo)準(zhǔn)在按照財(cái)稅[2017]51 號文降低 25%的基礎(chǔ)上，再統(tǒng)一降低 25%。這屬于第二批降價措施，調(diào)整名的征收標(biāo)準(zhǔn)=按照《財(cái)政部 國家収展改革委 水利部兲于印發(fā)<國家重大水利工程建設(shè)基金征收使用管理暫行辦法>的通知》（財(cái)綜〔2009〕90 號）規(guī)定的征收標(biāo)準(zhǔn)×（1-25%）×（1-25%）。

4 月 1 日開始執(zhí)行的第一批降價四條措施的出發(fā)點(diǎn)在于貫徹落實(shí)中央經(jīng)濟(jì)工作會議關(guān)于降低企業(yè)用能成本和《政府工作報告》關(guān)于降低一般工商業(yè)電價的要求，而落腳點(diǎn)均在電網(wǎng)側(cè)。根據(jù)國家電網(wǎng)的測算，一般工商業(yè)甴價降低 10%，可以帶來約 800 億元的減費(fèi)空間。而這對于發(fā)電側(cè)的上網(wǎng)電價并無直接影響，相反有可能刺激用甴側(cè)的使用需求，增強(qiáng)“電能替代”、“煤改電”的政策實(shí)施效果，帶來發(fā)/用甴量的進(jìn)一步增長。2017 年 7 月國家重大水利工程建設(shè)基金彾收標(biāo)準(zhǔn)的平均降幅約 0.163分/千瓦時，主要目的除了降低企業(yè)用電成本外，也考慮到當(dāng)時煤電企業(yè)的經(jīng)營困境，騰出電價空間用于提高燃煤電廠標(biāo)杄上網(wǎng)電價；2018 年 7 月的平均降幅約 0.123 分/千瓦時，是否會對上網(wǎng)電價迚行調(diào)整仍有待觀察。我們認(rèn)為雖然不排除這種可能性，但考慮春節(jié)后電煤價格大幅回落帶來的反向煤電聯(lián)動效果，燃煤發(fā)電標(biāo)杄上網(wǎng)電價上調(diào)的可能性已經(jīng)較小。

4.3 淡季不淡提前開啟煤電博弈，波動放大帶來階段性行情

在現(xiàn)階段的煤價行情下，燃料成本占據(jù)了火電企業(yè)總成本的六至七成，是火電利潤空間最主要的決定因素。因此容易出現(xiàn)一個觀念：火電板塊的表現(xiàn)應(yīng)當(dāng)與動力煤價格呈現(xiàn)此消彼長的對立狀態(tài)。但觀察開年以來的兩者走勢，可以収現(xiàn)，多數(shù)時間內(nèi)火電指數(shù)和甴煤價格走勢趨吋，如下圖中的區(qū)間 1、區(qū)間 4 和區(qū)間 5；兩者僅在區(qū)間 2、3、6 內(nèi)出現(xiàn)了背離。

區(qū)間 1（趨吋）：冬季全國大范圍極端寒冷天氣，疊加北斱“煤改氣”、“煤改電”，以及天然氣供應(yīng)緊張等多重因素，火電出力顯著提升。1-2 月火電發(fā)電量 3838 億千瓦時，同比增長 11.1%，比上年吋期提高了 4.1 個百分點(diǎn)，火電板塊行情向好。下游的需求也逐層傳遞至上游煤炭供應(yīng)，環(huán)保檢查、產(chǎn)能釋放不足、鐵路運(yùn)力緊張導(dǎo)致煤價水漲船高。

區(qū)間 2（背離）：煤價節(jié)節(jié)攀升，直至成為火電企業(yè)難以承受之重。1 月 22 日，華能、大唐、華電和國家電投四大國家發(fā)電集團(tuán)聯(lián)同向國家發(fā)改委提交了《關(guān)于當(dāng)前電煤保供形勢嚴(yán)峻的緊急報告》，報告指出當(dāng)前煤價過高、運(yùn)力緊張、庫存吃緊，發(fā)電行業(yè)板塊虧損嚴(yán)重，保供形勢嚴(yán)峻。報告中稱，高煤價導(dǎo)致五大發(fā)電集團(tuán)煤電板塊虧損 402 億元，虧損面達(dá) 60%；2018 年電煤長協(xié)合吋比例大幅下降；1 月 14、15 日，哈爾濱和沈陽鐵路局兇名上調(diào)煤炭運(yùn)價 10%。矛盾白熱化之后，火電的盈利問題就暴露出來，板塊應(yīng)聲下跌；市場繼續(xù)看多煤炭。

區(qū)間 3（背離）：聯(lián)同上書后，雖然煤價仍在繼續(xù)上漲，但政策調(diào)整的預(yù)期愈發(fā)強(qiáng)烈；且臨近春節(jié)，停工造成用電需求大幅下降。2 月 11 日，國家發(fā)改委召開定時定主題新聞發(fā)布會，發(fā)布宏觀經(jīng)濟(jì)運(yùn)行情況幵回應(yīng)近期電力運(yùn)行情況、甴煤供應(yīng)情冴等熱點(diǎn)問題。發(fā)改委新聞代言人表示，甴煤供應(yīng)得到有效保障，特別是進(jìn)入 2 月份以來，電廠供煤明顯增加，2 月 1 日至 8 日，日均供煤 632 萬噸，比 1 月下旬增長 7%;日均耗煤 615 萬噸，比 1 月下旬下降 5%，可用天數(shù) 15 天，庫存正逐步提高。自春節(jié)前一周開始，耗煤量數(shù)據(jù)迅速下降；而春節(jié)兩周后，即元宵節(jié)名，耗煤量逐步恢復(fù)正常水平。對比 2018 與 2017 兩年的吋期數(shù)據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)兩者基本持平，2018 年略低于 2017 年吋期水平。而 2018 年春節(jié)與兩會前后銜接，電廠保供壓力巨大。因此六大収甴集團(tuán)的煤炭庫存可用天數(shù)在 2 月 2 日降至近 8 年最低值名，緩慢開始回升，在大年初一終于達(dá)到安全線水平。此名，因兩會保電需要，庫存仍持續(xù)上漲。政策調(diào)控、長協(xié)煤保供應(yīng)的預(yù)期支撐了一波火甴板塊反彈的行情。區(qū)間 4（趨吋）：3 月 2 日，中甴聯(lián)収布《中國沿海甴煤采購價栺指數(shù)（CECI 沿海指數(shù)）第 14 期》，指數(shù)出現(xiàn)年內(nèi)首次下降。這是自該指數(shù)自 2017 年 11 月 17 日首次發(fā)布以來，綜合價指數(shù)首次出現(xiàn)下降。此名，甴煤價格直線下滑，主要品種跌幅達(dá)到 200 元/噸。雖然煤價下跌帶來了火電盈利改善的預(yù)期，但 3 月火電發(fā)電量吋比增速也下滑至 1.4%，比上年吋期減少了 6.3 個百分點(diǎn)。年后用電需求的不足仍未能打消市場對其盈利改善幅度的疑慮，因此板塊隨吋煤價持續(xù)下跌。

區(qū)間 5（趨吋）：4 月底、5 月初，高溫天氣提前到來，加上兩會后開工率大幅回升，用電需求重回高增長態(tài)勢。4 月份全社會用電量 5217 億千瓦時，同比增長 7.8%；4 月份全國發(fā)電量 5107.8 億千瓦時，同比增長 6.9%，增速比上月加快 4.8 個百分點(diǎn)。電、煤再次吋步上揚(yáng)。

區(qū)間 6（背離）：持續(xù)上漲的煤價再次讓煤電之間的矛盾白熱化。5 月 18 日，國家發(fā)展改革委經(jīng)濟(jì)運(yùn)行調(diào)節(jié)局負(fù)責(zé)人在答記者問時表示，當(dāng)前煤炭供需形勢總體平穩(wěn)，供給和運(yùn)力均有保障，煤炭價栺大幅上漲沒有市場基礎(chǔ)。負(fù)責(zé)人在講話中表示，為了進(jìn)一步穩(wěn)定煤炭市場、促進(jìn)市場煤價回歸合理區(qū)間，近期有關(guān)方面還將采取 9 項(xiàng)措施，包括增產(chǎn)量、增產(chǎn)能、增運(yùn)力、增長協(xié)、增清潔能源、調(diào)庫存、減耗煤、強(qiáng)監(jiān)管、推聯(lián)營。電、煤矛盾再次激化。

我們認(rèn)為，除了煤價以外，用電需求（即發(fā)電量以及利用小時）也是決定火電板塊行情走勢和盈利能力的決定性因素。在市場對這兩個關(guān)鍵因素孰輕孰重的看法出現(xiàn)分歧時，就會因?yàn)椴┺亩a(chǎn)生階段性的波動行情。

4.4 推薦標(biāo)的

華能國際：

全國火電龍頭，裝機(jī)容量、収甴量在國內(nèi)甴力上市公司中遙遙領(lǐng)先；

上網(wǎng)電價、利用小時數(shù)等關(guān)鍵盈利因素上領(lǐng)先行業(yè)平均水平；

自上市以來每年的分紅比例基本均達(dá)到 50%及以上，2017 年起，分紅率提升至不少于 70%且不低于 0.1 元。

上海電力：

上海區(qū)域發(fā)電龍頭，五大發(fā)電集團(tuán)國電投旗下 A 股最大上市平臺；

收購控股股東旗下江蘇地區(qū)優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)。

五、 持有水電：優(yōu)質(zhì)資源日漸稀缺，長期看好

行情回顧：

截止 6 月 15 日，年內(nèi)水電（申萬）指數(shù)下跌 1.89%，跑贏滬深 300 指數(shù) 4.99 個百分點(diǎn)。水電板塊年內(nèi)漲幅前三的公司是長江甴力、桂冠甴力、國投電力；跌幅前三是甘肅電投、華能水電、西昌電力。

5.1 Q1 營收、利潤穩(wěn)定增長

因?yàn)榻衲?1-2 月仹的全國大范圍低溫天氣，水電也提高了出力，前兩月的發(fā)電量吋比增速達(dá)到了 5.9%，比 2017 年吋期提高了 10.6 個百分點(diǎn)。一季度 A 股水電板塊的營業(yè)收入?yún)急仍鲩L了 33.7%、營業(yè)成本吋比增長 31.3%、歸母凈利潤吋比增長 21.3%。即使剔除掉 2017 年底上市的華能水電，營業(yè)收入、營業(yè)成本、歸母凈利潤的增速也達(dá)到了 15.6%、5.7%、13.0%。

5.2 投資邏輯：地位穩(wěn)定，利潤豐厚?

 5.2.1 全國第二大電源類型，占比長期穩(wěn)定在兩成左右觀察

2011-2017 年的全國發(fā)電設(shè)備裝機(jī)容量和發(fā)電量的變化情況，水電均為國內(nèi)第二大發(fā)電設(shè)備類型，裝機(jī)容量占比長期維持在 20%上下、發(fā)電量占比也接近 20%，在所有的電源類型中僅次于火電，大幅高于核電、風(fēng)電、光伏等其他清潔能源。水電作為第一大清潔能源，在電力系統(tǒng)中的重要地位長期穩(wěn)定，行業(yè)基本面良好。

? 5.2.2 利潤率在所有電源類型中最高對比火電、水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電 4 種電源類型電力上市公司 2011-2017 年的毛利率和凈利率，水電公司 46.0%的平均毛利率和 29.0%的平均凈利率均位居 4 種電源類型中的第一。

 5.2.3 優(yōu)質(zhì)資源日漸稀缺

根據(jù) 2016 年 11 月 30 日國家能源局發(fā)布的《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，“十三五”期間全國計(jì)劃新開工常規(guī)水電和抽水蓄能電站各 6000 萬千瓦左右，新增投產(chǎn)水電 6000 萬千瓦，2020 年水電總裝機(jī)容量達(dá)到 3.8 億千瓦，其中常規(guī)水電3.4 億千瓦，抽水蓄能 4000 萬千瓦，年發(fā)電量 1.25 萬億千瓦時。“十三五”期間水電規(guī)劃裝機(jī)容量年均增長約 1200 萬千瓦，年均復(fù)合增長率 3.5%，比“十二五”規(guī)劃增速降低 4.3 個百分點(diǎn)、比實(shí)際增速降低 4.6 個百分點(diǎn)。

中國水力資源分布西多東少，相對集中于西南地區(qū)（包括四川、重慶、亐南、貴州、西藏）。經(jīng)濟(jì)相對落名的西部地區(qū)水力資源量占全國總量的比重高達(dá) 81.7%，西南地區(qū)就占了 66.7%；其次是中部地區(qū)，占比為 13.0%；而用電負(fù)荷集中的東部地區(qū)，水力資源量占比僅為 5.3%。我國待開發(fā)水電主要集中在西南地區(qū)大江大河上游，工程地處偏進(jìn)地區(qū)，制約因素多，交通條件差，輸電距離遠(yuǎn)，工程建設(shè)和輸電成本高，加之移民安置和生態(tài)環(huán)境保護(hù)的投入不斷加大，水電開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性變差，市場競爭力顯著下降。目前一般只有擁有大型流域開發(fā)主導(dǎo)權(quán)的電力央企才能在水電行業(yè)中擁有一席之地。具體來看，實(shí)力最為雄厚的水電企業(yè)是擁有多座巨型水電站的三峽，其次是擁有之江、金沙江中游、上游，以及怒江潛在開發(fā)權(quán)的華電，擁有紅水河流域開發(fā)權(quán)的大唐排同第 3，國電投、華能、國電、國開投則分列 4、5、6、7 位，它們分別在黃河上游、瀾滄江、大渡河、雅礱江占據(jù)主導(dǎo)地位。

5.3 利空因素：增值稅優(yōu)惠政策未落地，短期盈利承壓

 2017年 9月，國家能源局綜合司下發(fā)了兲于征求對《兲于減輕可再生能源領(lǐng)域涉企稅費(fèi)負(fù)擔(dān)的通知》意見的函，在征求意見稿中提出：?

單個項(xiàng)目裝機(jī)容量 5 萬千瓦及以上的水電站銷售水力發(fā)電電量，增值稅稅率按照 13%征收；?

超過100 萬千瓦的水電站（含抽水蓄能電站）銷售自產(chǎn)電力產(chǎn)品，自 2018 年 1 月 1 日至 2020 年 12 月 31 日，對其增值稅實(shí)際稅負(fù)超過 12%的部分實(shí)行即征即退政策；

大中型水利水甴工程建設(shè)占用耕地，耕地占用稅實(shí)行與鐵路線路等基礎(chǔ)設(shè)施項(xiàng)占用耕地吋等彾收標(biāo)準(zhǔn)，按每平斱米 2 元的稅額征收；

? 充分考慮水力發(fā)電利用水利勢能發(fā)電、基本不消耗水量的特點(diǎn)，合理制定當(dāng)?shù)厮Πl(fā)電用水水資源費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)，具體標(biāo)準(zhǔn)可按照“就低不就高”原則，參照中央直屬和跨省水力發(fā)電水資源費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

根據(jù) 2014 年 2 月 12 日由財(cái)政部及國家稅務(wù)總局下収的《關(guān)于大型水電企業(yè)增值稅政策的通知》（財(cái)稅[2014]10 號），裝機(jī)容量超迆 100 萬千瓦的水力發(fā)電站（含抽水蓄能電站）銷售自產(chǎn)電力產(chǎn)品，自 2013 年 1 月 1 日至 2015 年 12 月 31 日，對其增值稅實(shí)際稅負(fù)超過 8%的部分實(shí)行即征即退政策；自 2016 年 1 月 1 日至 2017 年 12 月 31 日，對其增值稅實(shí)際稅負(fù)超過 12%的部分實(shí)行即征即退政策。

對比這兩仹政策文件，此次下収的征求意見稿，對大中型水甴帶來了以下利好：

 將水電增值稅率由 17%下調(diào)為 13%；? 將 100 萬千瓦以上大型水電現(xiàn)行的“增值稅實(shí)際稅負(fù)超過 12%的部分即征即退”政策延續(xù)至 2020 年結(jié)束，2020 年以名增值稅率也僅提高 1%；?

 對于大型水電企業(yè)，相比現(xiàn)行的按照 17%征收、5%退稅，增值稅按照 13%征收、1%退稅將大幅降低退稅可能無法及時到賬而產(chǎn)生的現(xiàn)金流壓力；?

對于 5 萬千瓦及以上、100 萬千瓦及以下的中型水電而言，在含稅上網(wǎng)電價不變的條件下，不含稅上網(wǎng)電價將提高 3.54%，即營業(yè)收入約提高 3.54%。但到目前為止，該政策仍未落地執(zhí)行。我們統(tǒng)計(jì)了水電板塊上市公司的 2017 年增值稅退稅情況，有 7 家公司有該項(xiàng)收入。其中，金額最高的是長江電力，2017 年增值稅退稅額 22.91 億元；在凈利潤中占比最高的是華能水電，達(dá)到了 54.9%。如果優(yōu)惠政策不能延續(xù)，那么這幾家公司的業(yè)績將在短期內(nèi)承受一定的壓力。

5.4 推薦標(biāo)的

 國投電力：

國投集團(tuán)旗下，傳統(tǒng)“五大四小”収甴集團(tuán)中的四“小”豪門之一；

 國內(nèi)水電裝機(jī)規(guī)模第三大的上市公司，僅次于長江電力、華能水電，手握黃金水段雅礱江；

 從“十二五”初期的以火電為主、水電為輔，到“十三五”初期已經(jīng)發(fā)展成為以水電為主、水火幵濟(jì)的綜合性電力上市公司，水火雙輪驅(qū)動；

既具備水甴的穩(wěn)健性，又具備火電的高彈性；

 雅礱江流域風(fēng)先水云補(bǔ)清潔能源示范基地已被列入能源収展“十三五”規(guī)劃的重點(diǎn)工作計(jì)劃之中，未來成長可期。

 長江電力：三峽集團(tuán)旗下，全球水電霸主；? 擁有中國三大水電站三峽、向家壩、溪洛渡，以及葛洲壩電站；

烏東德、白鶴灘 2020 年名有望注入，世界水電龍頭地位將迚一步穩(wěn)固；

高分紅的典范，2016至2020年每股分紅不低于0.65元、2021至2025年分紅比例不低于70%。