公用事业2018年投资策略清洁是清洁者的通行证_W

1、2017 年 12 月 29 日公用事业清洁是清洁者的通行证公用事业 2018 年投资策略行业年度报告 公用事业：2018 年清洁至上。“美丽中国”建设路上，伴随能源结构调整和电力行业供给侧改革， 清洁能源有望迎来新一轮快速发展。展望 2018 年，关注水电业绩的确定性以及成长期临近带来的估值水平提升，风电、光伏在政策支持下的快速成长和盈利改善，燃气行业在“煤改气”推动下的消费增速提升， 维持公用事业行业“增持”评级，相关推荐标的如下子行业分析。 水电：2018 业绩更确定，成长在靠近。预计 2018 年水电利用小时高于 2017 年和历史均值；政策支持下， 消纳更有保障，弃水有望改善，提升水

2、电企业盈利水平；大型电站增值税优惠延续，中小型电站也参与受益； 2020 年迎来新一轮装机成长， 相关公司估值水平将提升，推荐国投电力、川投能源，关注长江电力。 火电：盈利修复还寄望于煤价下行，改革三重奏继续。2018 年火电上网电价大概率会上调，但调幅难以显著改善行业盈利，利用小时进入低水平新常态，行业盈利修复还寄望于政府引导下市场煤价回落。改革三重奏 2018 年继续演绎，国电&神华之后，电力国企改革将再现新机，我们认为业务具备协同效应或互补效应的企业间将涌现出更多整合的机会，推荐国际，建议关注华电国际、大唐发电。 非水可再生能源：政策的宠儿。非水可再生能源在电力行业供给侧改革之下成为政策

3、的宠儿，多项政策支持促使行业保持较快速度成长，弃风弃光已明显改善，发电运营商盈利水平将提升，我们推荐光伏运营龙头太阳能。 燃气：环保压力下，气量增长时。2017 年为“大气十条”考核年，“煤改气”积极推进大幅拉动下游天然气消费量提升，预计 2018 年消费增速高于过去几年均值。伴随天然气价改推进，燃气行业将继续保持较稳定盈利水平。关注深耕“煤改气”区域的公司及低估值地方燃气龙头，如百川能源、深圳燃气等。 风险分析：动力煤价格超预期上涨，电力需求超预期下滑，水电来水不及预期， 行增持（维持）分析师王威 (执业证书编号：S0930517030001angwei2016e

4、 近年火电行业毛利率与净利率 毛 利 率 净 利 率30%25%20%15%10%5%0%-5% 行业与上证指数对比图30%20%10%0%-10%12-16 03-17 06-17 09-17 公用事业沪深300相关研报碳市场启动发电先行，长期看好火电龙头2017-12-20 11 月发用电量增速趋缓2017-12-16又到一年联动时电价调整与火电股投资机会梳理 2017-11-08业供给侧改革、电力、国企改革推进放缓等；以及“煤改气” 政策推进低于预期，天然气价格进展低于预期，天然气价格超预期上涨，天然气供给紧缺，无法匹配需求增长的风险等。0.580.560.6213131

5、2增持600886 国投电力 7.380.800.860.91131211600674 川投能源 10.24增持0.580.200.50113213600011国际 6.35增持0005915.950.220.300.39272015太阳能买入资料来源：wind 光大证券研究所预测（注：股价选自 2017-12-26 收盘价）敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2011Q120113Q2012Q120123Q2013Q120133Q2014Q120143Q2015Q120153Q2016Q120163Q2017Q120173Q证券公司股价EPS（元）PE（x）投资代码名称（元） 16A1

6、7E18E16A17E18E评级淘宝店铺“Vivian研报” 首次收集整理告及后续更新服务请在淘宝搜索店铺 “Vivian研报”获取最或直接用手机淘宝扫描下方二维码2017-12-29公用事目录1、 公用事业：2018 年清洁至上32、 水电业绩更确定，成长在靠近32.1 、2.2 、2.3 、2.4 、2.5 、来水大概率不差于 2017 年3政策支持，消纳更有保障，弃水改善增加收益3增值税优惠政策有望延续，中小水电站参与受益4碳市场已启动，未来清洁能源减排价值凸显42020 年迎来新一轮成长53、火电盈利修复还望煤价下行，改革三重奏继续63.1 、3.2 、3.3 、3.4 、3.5 、电

7、价上调大概率，上调幅度难以显著改善火电盈利6煤炭行业供给侧改革效果超预期，期待产能释放引导煤价下行11煤电机组利用小时进入低水平常态12电改全面落地，市场交易电量比例继续上行，火电让利空间有望继续收窄15国电&神华之后，电力国企改革有望再现新机164、非水可再生能源政策的宠儿164.1 、 政策全方位支持可再生能源保持较快增长164.2 、 弃风弃光已现改善，发电运营商盈利提升17燃气环保压力下，气量增长时175、5.1 、5.2 、5.3 、5.4 、煤改气爆发年，下游需求将持续增长17上游供给能力不断增强212017 年天然气供需缺口仍存，预计 2018 年供需问题缓解27天然气价格稳步推

8、进346、公用事业 2018 年投资建议及风险提示376.1 、6.2 、6.3 、电力行业37燃气行业38重点推荐公司投资要点38国投瑞银敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告2017-12-29公用事1、公用事业：2018 年清洁至上“美丽中国”建设路上，伴随能源结构调整和电力行业供给侧改革，清洁能源有望迎来新一轮快速发展。展望 2018 年，我们推荐水电、风电、光伏、天然气等清洁能源，水电在来水偏多的预期下和消纳保障、增值税优惠的政策支持下，业绩更加确定，且面临新一轮的装机增长期的临近，估值水平有望提升。而非水可再生能源（风电、光伏）获得多项政策支持，行业保持较快速度成长，弃风弃光已

9、明显改善，运营商盈利水平提升。燃气行业在全国环保压力下，伴随“煤改气”推进消费增速进一步提升。我们维持公用事业行业“增持”评级，详见如下各子行业分析。2、水电业绩更确定，成长在靠近2.1、来水大概率不差于 2017 年2017 年 1-10 月，全国水电机组平均利用小时3024 小时，同比下降44 小时。尽管同一时段流域之间来水状况存在差异，水电站水库的调节能力也有所不同，全国平均水电利用小时还是大体能反映当年国内水电的平均来水情况。参照近些年来水电利用小时大小年交替的规律，预计 2018 年全国水电利用小时不差于2017 年。纵观近10 年水电利用小时变化，波动范围在3000-3700 小时

10、。近两年的水电平均利用小时处于长周期的顶部区域，预计 2018 年将在历史均值之上。图 1：水电年度利用小时波动情况水电平均利用小时370036003500340033003200310030002006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016资料来源：国家能源局，中电联，光大证券研究所2.2、政策支持，消纳更有保障，弃水改善增加收益我国水电行业面临一个棘手问题，即云南、四川两个水电大省的大量“弃水”。 截至 2015 年底，四川省水电装机 6759 万千瓦，占总装机容量的比重近 80%，2012-2015 年，四川电网水电“弃水”电

11、量分别为 76、26、97、102 亿千瓦时，分别占省内当年水电发电总量的 5.4%、1.4%、4.1%、4.1%。与之相邻的云南省，2013 年开始也出现大量“弃水”，2013-2015 年，弃水电量敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告2017-12-29公用事业分别为 50、168、153 亿千瓦时，分别占省内当年水电发电总量的 3.5%、8.9%、7.7%。弃水问题的根本原因在于消纳，消纳不畅一方面因经济增速下降、电力消费增速下降，电力市场供大于求，东部省份不得已削减甚至拒绝西部水电；另一方面也因电量外送通道建设相对滞后。针对西南地区弃水问题，国家发改委和能源局 2017 年 10

12、 月出台相关措施， 在三个层面上着力解决西南地区弃水问题。水电因边际成本低的运营特点， 弃水电量无论采取何种消纳及电价回收方式，都将对水电企业利润产生较为显著的提升作用。表 1：国家发改委和能源局出台措施解决西南地区弃水问题加快规划内的水电送出通道建设，争取“十三五”期间新增四川送电能力 2000 万千瓦以上、新增云南送电能力 1300 万千瓦以上。电源、电网协调规划层面推进云南贵州、四川陕西的输电通道建设，实现相邻电网互联互通。加快推进龙头水库建设，增加雅砻江、大渡河和金沙江中游水电调节能力。调整富余水电消纳的价格机制，富余水电利用边际成本低的优势通过参与受电地区市场竞价扩大外送比例。研究完

13、善跨省跨区输配电价机制，采取两部制等方式实现增送电量输电费用下降，增加西南提高外送水电价格竞争力层面水电在受端地区竞争力。制定鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策：研究将消纳水电一并纳入可再生能源开发利用目标考核体系；研究鼓励跨省跨区消纳清洁能源的节能和控制温室气体排放考核政策，在确保完成全国能源消费总量控制目标条件下，受端省份超出规划部分的可再生能源消费量，不纳入能耗总量和强度目标考核；建立合理的碳排放交易机制，提高各地消纳水电的积极性，促进西南水电在全国更大范围的资源优化配置。市场政策机制层面优化流域水库群联合调度，开展西南水电联合调度试点，充分发挥大数据、云计算的技术优势，运用“互联网+”手段

14、，在保障电网安全运行的前提下，研究健全长江流域水库群电力调度沟通协调机制；推动建立流域统一协调的调度管理机制，研究流域梯级联合调度体制， 充分发挥流域梯级水电开发的整体效益，提高市场竞争能力。资料来源：国家发改委，国家能源局，光大证券研究所整理2.3、增值税优惠政策有望延续，中小水电站参与受益13%，100 万千瓦以上水电增值税率超过 12%的部分即征即退延长至 2020年底。国家对于 100 万千瓦以上水电站增值税优惠的政策将得以延续，而对于 5 万千瓦以上 100 万千瓦以下的中小型水电站也开启优惠政策。2.4、碳市场已启动，未来清洁能源减排价值凸显经同意，国家发改委 12 月 18 日了

15、全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业），方案要求尽快建立完善碳排放监测、报告、核查制度， 重点排放单位的配额管理制度，市场交易的相关制度；以及碳排放的数据报敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告具体措施2017-12-29公用事送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统和结算系统。在基础工作完成后进行系统测试，并在测试的基础上开始真正的货币交易。这意味着全国碳排放交易市场如期在 2017 年推出。出于数据可获得性和碳排放体量考虑，方案明确率先以发电行业作为突破口开展全国碳市场建设工作，与此同时，针对未来加入碳市场的七大行业（石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空）继续核查数据、摸清

16、家底，为将来分配碳排放配额做准备。进入碳市场的发电行业包括纯火力发电和热电联产，不含水电、风电、太阳能等清洁能源。我们认为，清洁能源的减排价值将体现在帮助排放配额不足的下游企业以及排放总量 的地区节约碳排放配额。下游高耗能企业若耗电量（碳排放量）超过配额分配基准值，则可能通过使用清洁能源抵消碳排放指标购买量。此外，伴随碳市场扩容，从权责平衡的考虑出发，未来碳排放配额将大概率由国家发改委下发至各地方发改委，即对地方实施碳排放总量控制，因此，若某个地区碳排放总量超出配额，则也可通过跨区域购买清洁能源抵消碳排放指标购买量。伴随新一轮电改深入推进，电力直接交易未来将全面放开，水电等清洁能源的议价能力将

17、有所提升，特别是服务于高耗能产业集中地区或者具备外送能力的清洁能源。2.5、2020 年迎来新一轮成长为促进我国水电流域梯级滚动开发，实现资源优化配置，我国已形成十三大水电基地。如图 2，包括金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、澜沧江、黄河上游、黄河中游北干流、湘西、闽浙赣、东北、怒江水电基地。十三大水电基地资源量超过全国的一半，基地的开发建设对于我国水电发展至关重要。截至“十二五”末，长江上游、黄河上游、乌江等七大水电基地建设已初具规模，根据水电行业“十三五”规划，2020 年之前将继续推进这七大水电基地建设，并配套建设水电基地外送通道。因此，“十三五”期间是我国重点流域水

18、电站的开发建设期，至 2020 年， 一大批水电机组开始投产：2020-2022 金沙江下游乌东德 1020 万千瓦、白鹤滩 1600 万千瓦投产，2020-2025 雅砻江中游两河口、杨房沟等 7 座电站合计 1184.5 万千瓦陆续投产，水电行业即将迎来新一轮的装机成长。伴随成长期的临近，相关上市公司估值水平将提升，包括：国投电力、川投能源、长江电力等。敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告2017-12-29公用事图 2：我国十三大水电基地分布图资料来源：百度文库中国十三大水电基地详情图 3：我国大型水电基地已建成规模及规划目标（单位：万千瓦）规划总规模2015年已建成规模2020年

19、建成目标规模1000080006000400020000资料来源：国家能源局3、火电盈利修复还望煤价下行，改革三重奏继续3.1 、电价上调大概率，上调幅度难以显著改善火电盈利3.1.1 、火电行业盈利现状亟待电价上调煤炭价格自 2015 年末触底上行以来，火电行业盈利水平已连续两年持续下滑，2017 年前三季度火电行业平均ROE 已降为负，较 2016 年同期下滑 8.24个百分点，较行业盈利较好的 2015 年同期水平下滑 13.24 个百分点。行业毛利率和净利率趋势相同，如图 5。敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告长江上游黄河上游乌江南盘江红水河雅砻江大渡河金沙江2017-12-2

20、9公用事图 4：2011 年以来火电板块平均ROE 走势图 5：2011 年以来火电板块平均毛利率、净利率走势ROE20%15%10%5%0%-5%-10%资料来源：Wind资料来源：Wind我们统计主要火电公司的度电毛利和度电净利，以行业龙头国际为例，2017 年前三季度平均度电毛利和净利分别为 0.048 和 0.012 元/千瓦时，相较于 2015 年度分别下降 0.076 和 0.046 元/千瓦时，度电盈利水平已降至很低，国际为行业内成本控制的标杆，其他多数企业更是不堪重负。表 2：重点火电公司度电毛利和度电净利对比华电能源152.600.0220(0.0278)218.920.04

21、780.0013华电国际1333.960.04580.00061789.460.13300.0586京能电力353.750.01090.0017391.110.09400.0816长源电力100.970.02630.0068144.650.13620.0658国际2772.120.04830.01213019.790.12380.0581大唐发电1394.460.05730.01911608.300.12110.0204内蒙华电308.320.04520.0218380.000.05490.0321国电电力1432.180.05490.02261595.190.10610.0448上海电力26

22、1.180.08260.0290337.090.13070.0661深圳能源212.740.12470.0415218.440.15260.0942浙能电力808.140.05800.0512864.200.11980.0973广州发展115.710.16140.0625150.030.22290.1225资料来源： Wind（说明：表中选择 2017 年三季度有电量披露的主要火电公司，均以简单测算为主，即度电毛利=（相应报告期营业收入-营业成本）/ 上网电量或发电量，度电净利=相应报告期净利润/上网电量或发电量，根据上市公司披露的数据情况，尽量选择上网电量进行测算， 抑或采用发电量。）3.1

23、.2、市场煤价累积涨幅过高，参照历史调价规律存在上调可能性我们统计了历史上两次煤电联动实施期间动力煤价格涨幅情况，可以看出， 政策规定主要是给予了上网电价调整的指导，实施中因各种宏观及上下游产业具体情况而有所调整。我们特别注意到一种情况，即前期煤价涨幅过大时，历史上出现过两次电价接连上调。（1）2008.07.01 和 2008.08.20，此前煤价已上涨 495 元/吨（119.3%），上调电价时间间隔不到两个月；（2）2011.06.01 和 2011.12.01，此前煤价已上涨 185 元/吨（28.5%），调价间隔为半年。敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告2011Q120113

24、Q2012Q120123Q2013Q120133Q2014Q120143Q2015Q120153Q2016Q120163Q2017Q120173Q公司2017 前三季度2015 年度发电量/上网电量度电毛利度电净利发电量/上网电量度电毛利度电净利（亿千瓦时）（元/千瓦时）（元/千瓦时）（亿千瓦时）（元/千瓦时）（元/千瓦时）2017-12-29公用事2017.07.01 电价上调之前，煤价距离上一次电价调整已上涨 222 元/吨（60.7%），因此，我们认为，在不久的时间里，上网电价很可能再次迎来上调。表 3：两次煤电联动实施期间动力煤价格涨幅资料来源：国家发改委，国家能源局，中国煤炭市场网，

25、Wind（说明：表中煤价变化测算的源数据，2008.12.24 之前来自中国煤炭市场网，其后来源于 Wind。）3.1.3、宏观环境及下游产业盈利情况也允许电价上调历史上网电价调整多伴有销售电价同步调整，而销售电价调整社会影响面 广，在通胀压力较大的时期会降低电价上调的可行性。如表 4，我们看到， 电价上调时点多在物价指数下行周期中或阶段性的底部/低位区域，但是也有 3 次实施在阶段顶部/高位区域，主要因为前期煤价累积涨幅过大，火电企业盈利大幅下滑甚至出现现金流困难等情形。当前，国内CPI 处在较低的水平， PPI 由于供给端行业产能调整处于相对较高的位置，我们认为上网电价上调的物价环境相对宽

26、松。当前国内工业增加值增速处于近年来的均值水平附近，工业企业利润增速也走出了前几年的，处于上行的趋势中。表 4：历次煤电联动实施期的物价指数与工业增加值资料来源：Wind，光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告电价调整方向电价调整时点CPI 与 PPI 态势当月工业增加值同比增速近月工业企业利润总额增速升2005.05.01下行周期中16.60%-升2006.07.01阶段底部区域16.70%-升2008.07.01阶段高位区域14.70%-升2008.08.20阶段高位区域12.80%-有升有降2009.11.20阶段低位区域19.20%-升2011.06.01阶段顶部区域

27、15.10%-升2011.12.01下行周期中12.80%-降2014.09.01阶段低位区域8.00%0.40%降2015.04.20阶段低位区域5.90%2.60%降2016.01.01阶段底部区域5.87%-4.70%升2017.07.01CPI 在阶段性底部区域PPI 在阶段性高位区域6.40%16.50%电价调整方向电价调整时点距离上一次电价调整时点的煤价变动秦皇岛 5500 大卡动力煤价格变动绝对值（元/吨）变动幅度升2005.05.01-升2006.07.01-30-6.7%升2008.07.01495119.3%升2008.08.20202.2%有升有降2009.11.20-2

28、60-28.0%升2011.06.0118528.5%升2011.12.0100.0%降2014.09.01-360-42.9%降2015.04.20-60-12.5%降2016.01.01-49-11.8%升2017.07.0122260.7%2004-012004-072005-012005-072006-012006-072007-012007-072008-012008-072009-012009-072010-012010-072011-012011-072012-012012-072013-012013-072014-012014-072015-012015-072016-0120

29、16-072017-012017-072004-012004-072005-012005-072006-012006-072007-012007-072008-012008-072009-012009-072010-012010-072011-012011-072012-012012-072013-012013-072014-012014-072015-012015-072016-012016-072017-012017-072012-032012-062012-092012-122013-032013-062013-092013-122014-032014-062014-092014-122

30、015-032015-062015-092015-122016-032016-062016-092016-122017-032017-062017-092017-12-29公用事业图 6：2004 年以来 CPI 与 PPI 走势CPI:当月同比PPI:全部工业品:当月同比10%15%8%10%6%5%4%2%0%0%-5%-2%-10%-4%资料来源：Wind图 7：2004 年以来工业增加值同比增速走势工业增加值:当月同比30%25%20%15%10%5%0%-5%资料来源：Wind图 8：近年工业企业利润总额增速工业企业:利润总额:当月同比30%20%10%0%-10%-20%资料来源：

31、Wind敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告2017-12-29公用事3.1.4、上网电价实际上调幅度可能难以大幅改善火电盈利参照最新的煤电联动政策细则：以 2014 年平均电煤价格为基准煤价，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，以5000 大卡/千克代表规格品电煤价格为基准，周期内（年度）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，实施分档累退联动，具体测算公式如表 5。表 5：煤电联动最新完善机制上期平均煤价变动值 A（元/吨）纳动的煤价计算公式超过 30 元不超过 60 元（含）的C=（A-30）1超过 60 元不

32、超过 100 元（含）的C=30+( A-60)0.9超过 100 元的不超过 150 元（含）的C=30+400.9+（A-100）0.8超过 150 元的C=30+400.9+500.8资料来源：国家能源局，光大证券研究所整理参照上述细则，我们采用秦皇岛港 5000 大卡动力末煤价格计算，2014 年均相对于基准电价应提高约 0.03 元/千瓦时，该政策发布之后电价经历了 2 次调整，2016.01.01 下调 0.03 元/千瓦时，2017.07.01 全国平均上调约 0.0117 元/千瓦时（公布调价方案的省份的算术平均值），综合追溯后，下一次电价上调空间约为 0.049 元/千瓦时。

33、需要说明的是，上述测算结果为理论上的电价上调空间，具体上调幅度存在2017 年末-2018 年初如果实施煤电联动，则电价上调幅度应不会超过 0.02元/千瓦时。电价实际上调幅度有限，在当前火电行业亏损面较大，企业度电利润较低的基数上，将有相对显著的盈利改善空间，但是改善后的盈利水平仍处于历史中等偏低的水平。因此，相对于实施电价上调，火电行业盈利修复更多还是寄望于于煤价回落。含税电价若上调 2 分/千瓦时，相当于标煤价格下降 55 元/吨。敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告P=C*（7000/5000）*Ci/10000P：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位：分/千瓦时C：上期燃煤

34、发电企业电煤（电煤热值为 5000 大卡/千克）价格变动值，计算方法见下方，单位：元/吨Ci：上期供电标准煤耗2017-12-29公用事3.2 、煤炭行业供给侧改革效果超预期，期待产能释放引 导煤价下行3.2.1 、煤炭行业供给侧改革效果超预期，相关部门出台多项措施引导煤价下行2016 年 2 月发布了关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见，明确未来 3-5 年产能退出和减量重组分别 5 亿吨左右；2016 年起 3 年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目；2016 年开始，按全年作业时间不超过 276 个工作日重新确定煤矿产能。煤炭供给侧改革取得了超预期的效

35、果，2016 年下半年开始煤价快速上行， 至 11 月煤价较年初已经翻番，我们认为这是去产能过于激进导致的供需错配。此后，政府出台多项措施引导煤价下行，力促煤价回落至合理区间：2016 年 11 月，276 工作日的硬性规定恢复为按照 330 个工作日组织生产，2017 年不再大范围实施煤矿减量化生产措施，相关省份开始加大释放产能的力度。2016 年末，国家发改委主导 2017 年度长协煤的签订，将 5500 大卡动力煤的基础价定在了 535 元/吨，该价格较低于当时同热值市场最高煤价（秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价 741 元/吨）27.8%。2016 年末-2017 年初，国家发改委

36、发布关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录，该备忘录将煤价分为绿色、蓝色、红色三个区间。文件规定，当动力煤价格位于绿 域（500-570 元/吨），充分发挥市场调节作用， 不采取调控措施； 当价格位于蓝 域（570-600 元/ 吨或470-500 元/吨），重点加强市场监测，适时采取必要的引导措施；当价格位于红 域（600 元/吨以上或 470 元/吨以下），启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。具体的响应机制包括价格异常上涨时，投放煤炭储备，加强中长期合同履约监管等，煤炭价格异常下跌时，煤炭行业协会引导会员企业以销定产、不低于成本销售煤炭，电力、钢铁行业协会引导会员企业按合理价格采购煤炭等。备

37、忘录还指出，根据市场供求状况和价格走势，制定供需调节预案，科学实施 276 个工作日减量化生产制度，当价格过快上涨时，有序释放煤炭产能，当价格过快下跌时， 有序减少煤炭产能释放。2017 年 6 月，国家发改委副主任连维良主持召开煤矿产能核定工作专题会，提出鼓励具备扩能条件的优质产能煤矿尽快开展生产能力核增和产能指标置换工作，尽快释放产能。此外，主管部门要求，动力煤成交价格不得超过 570 元/吨的绿色空间上限。如超过上限，企业再有涨价行为，必须提前 3-5 天与国家发改委沟通，否则，发改委将约谈相关责任企业。敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告2017-12-29公用事图 9：秦皇岛

38、港动力煤价格走势（单位：元/吨）5500大卡动力末煤5000大卡动力末煤800700600500400300200资料来源：Wind但是，供给侧先进产能释放效果并不理想，加之阶段性的环保、安检等因素， 市场煤价在 2017 年起起落落，总体运行于合理区间之上。3.2.2、2018 年煤炭长协基准价不变，期待煤价下行回归合理区间2018 年煤电长协谈判在 2017 年 11 月下旬落地，在国家发改委的指导协调下，年度长协价仍由基准价加浮动价组成，基准价与2017 年保持一致（5500大卡 535 元/吨），长协煤比例较 2017 年有所提高。这是 2018 年煤价走向合理区间的基础。目前，我国煤

39、炭产能总规模在 52 亿吨左右，扣除基建和技改煤矿，有效产能在 40 亿吨以上，伴随先进产能释放产量及进口煤量增加，2018 年煤炭供应总体有望保持充裕。当前，市场煤价还处于相对高位，预计政府相关部门将继续通过综合措施， 引导煤价下行并处于合理区间。秦皇岛港 5500 大卡动力煤 2017 年初至 11 月 24 日均价为 632 元/吨，如果2018 年度均价回落至合理区间，则煤价降幅 62-132 元/吨。参照度电标煤耗312 克/千瓦时，则节约度电成本 2.5-5.2 分/千瓦时，提升火电盈利效果好于电价上调。3.3 、煤电机组利用小时进入低水平常态3.3.1 、“十三五”煤电推行供给侧

40、改革，装机增速显著下降在电力发展“十三五”规划中，预计 2020 年全社会用电量 6.8-7.2 万亿千瓦时，年均增长 3.6-4.8%， 全国发电装机容量 20 亿千瓦，年均增长5.5%。电力供给结构调整的目标是：按照非化石能源消费比重达到 15%的要求，到 2020 年，非化石能源发电装机达到 7.7 亿千瓦左右，比 2015 年增加 2.5 亿千瓦左右，占比约 39%，提高 4 个百分点，发电量占比提高到31%；气电装机增加 5000 万千瓦，达到 1.1 亿千瓦以上，占比超过 5%；煤电装机力争控制在 11 亿千瓦以内，占比降至约 55%。敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告2

41、016-012016-032016-052016-072016-092016-112017-012017-032017-052017-072017-092017-112017-12-29公用事“加快煤电转型升级”作为重点任务被提出，严格控制煤电规划建设，“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上，力争淘汰落后煤电机组约 2000 万千瓦。到 2020 年，全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内。如果按照 2015 年末全国煤电装机 9 亿千瓦测算，“十三五”煤电新增 2 亿千瓦，年均复合增速4.1%，相比于“十二五”期间火电年均增速6.8%显著下降。图 10：火电装机增速

42、已现下滑态势1212%6000千瓦以上火电装机容量（左轴：亿千瓦）装机同比增速（右轴）1210%118%11106%104%92%980%资料来源：国家能源局3.3.2、煤电机组利用小时进入低水平常态按照全社会用电量 7.2、7.0、6.8 万亿千瓦时高、中、低三种情景进行测算，20172020 年高方案煤电机组平均利用小时数为 4079 小时，中方案煤电机组平均利用小时数约为 3897 小时，低方案煤电机组平均利用小时为小时。煤电机组利用小时进入低水平常态。图 11：20172020 火电发电量及发电小时预测37157.47.26.265.85.6430042004100

43、40003900380037002019E2016发电量利用小时2017E2018E2020E高方案高方案低方案中方案 中方案 低方案资料来源：Wind，光大证券研究所预测敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告发电量预测亿千瓦时2014-022014-052014-082014-112015-022015-052015-082015-112016-022016-052016-082016-112017-022017-052017-08煤电利用小时预测（小时）2017-12-29公用事图 12：2017 年需求带动火电利用小时同比回升火电利用小时（左轴）同比变化（右轴，小时）5400520

44、05000480046004400420040003002001000-100-200-300-400-5002643026-199-314-340-410资料来源：国家能源局3.3.3、2018 年增量电力供需基本匹配，火电利用小时基本稳定电力发展“十三五”规划中，预计 2020 年全社会用电量 6.8-7.2 万亿千瓦时，年均增速 3.6-4.8%；中电联在 2017 年经济形势与电力发展分析预测会上预计 2017 年全社会用电量在 3%左右；而实际中 2017 年电力需求增幅超过预期，1-10 月同比增长 6.7%。我们认为这不是当前国内经济转型期的常态，电力消费弹性系数（全社会电力消费

45、增速/GDP 增速）在 2017 年前三季度达到 1，我们认为这一弹性水平不可持续，预计 2018 年全社会用电量增速将回落至 3-5%的区间。图 13：我国全社会及各个产业和居民用电量增速走势全社会第一产业第二产业第三产业城乡居民15%10%5%0%-5%-10%资料来源：国家能源局如表 6，我们根据电力行业“十三五”规划中各电源种类装机增长目标，测算出年均新增有效装机为 0.7728 亿千瓦（实际中“十三五”期间年度新增装机容量会有所差异），相对于 2016 年末全口径的有效装机容量来测算， 增长率为 5.4%，如果在 2017 年较高的基数上测算，增长率低于 5.4%，这与预期中 201

46、8 年全社会用电量 3-5%的增长率基本匹配，因此，在保障可再生能源优先并网发电后，火电利用小时基本保持稳定。敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告2014-022014-052014-082014-112015-022015-052015-082015-112016-022016-052016-082016-112017-022017-052017-082011201220132014201520162017M1-102017-12-29公用事表 6：“十三五”期间年均新增有效发电装机测算煤电20.410.4水电0.084气电核电0.30.061

47、.40.084风电0.064光伏0.680.1360.30.0408资料来源：国家能源局，光大证券研究所3.4、电改全面落地，市场交易电量比例继续上行，火电 让利空间有望继续收窄政策体系完备：顶层设计文件、6 大核心配套文件，加之试点文件，共同构成了新一轮电改的政策体系，相关改革要求和实施路径已经明晰；改革试点已近全覆盖：当前电力分项试点（综合试点或售电侧改革试点）已经覆盖除以外的所有省（市、区），输配电价改革已实现省级电网全覆盖，全面推行改革的基础已经建立；交易机构组建基本完成：当前，除海南、以外，其他省份均建立了电力交易机构，北京、广州两大全国性的电力交易中心也已挂牌；

48、售电侧加速放开，增量配电业务展开试点；市场交易电量规模逐步扩大：2016 年全国市场化交易电量超过 1 万亿千瓦时，占全社会用电量比重 19%，直接交易电量电价较标杆电价降7.2 分/千瓦时；2017 年上半年，市场交易电量规模 9500 亿千瓦时，平均降价 4.7 分/千瓦时，预计 2017 全年市场化交易电量将突破 2 万亿千瓦时，占全社会用电量比重超过 35%。2018 年电改将在此基础上全面落地，国家能源局 2016 年 3 月下发关于征求做好电力市场建设有关工作（征求）意见的函提出，不断扩大直接交易电量规模， 2018 年实现工业用电量 100%放开，2020 年实现商业用电量的全部

49、放开。未来几年市场交易电量规模将快速提升，进入市场的用户结构也会不断改善，交易电价的降价空间有望进一步收窄。加之供给侧改革深入实施，火电行业供给过剩的环境将会逐步好转，在交易市场中的议价能力将有所增强， 让利空间收窄，提升度电盈利水平。敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告合计4.880.9760.7728“十三五”规划新增年均新增有效装机折算系数年均有效新增（亿千瓦）（亿千瓦）（亿千瓦）2017-12-29公用事业3.5、国电&神华之后，电力国企改革有望再现新机2017 年 8 月，经党中央、批准，中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限责任公司，成就电力央

50、企整合的第二大案例。2015 年 5 月，中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司合并重组成立国家电力投资集团公司。分析重组集团的业务结构，国电与神华合并体现出煤电一体化的整合路径； 中电投和国家核电的合并体现出不同电源形式全覆盖的整合路径。我们认为，电力央企整合主要考虑以下几点：一是做大做强，实现“走出去”； 二是发挥产业链协同效应，实现稳定发展；三是应对行业供给侧结构化调整， 发挥互补效应。从供给侧改革的主要目的出发，我们认为，电力央企整合路径在单纯扩大规模之外，更加注重业务布局的优化。2017 年期间，国资委主任就国企改革问题表示，2017 年将继续深入推动央企重组，重点是钢铁、煤炭、火电领域的央企重组。我们认为， 在供给侧改革政策推动下，2018 年在业务具备协同效应或互补效应的企业间将涌现出更