●2018年，隨著我國經濟的增長，用電需求的增速也會不斷加快。但是對于火電行業(yè)來說，高企的煤價增加了企業(yè)的發(fā)電成本，降低了企業(yè)的盈利能力。目前，煤礦復產尚需時日，加之下游需求旺盛，煤價2018年維持高位震蕩的可能較大。此外，隨著清潔能源技術的不斷提高，風電及光伏的成本顯著降低，在某些地區(qū)風電已經基本可以實現(xiàn)平價上網，而光伏在未來3至5年內也將實現(xiàn)平價上網。水電方面，到2020年，目前在建及規(guī)劃的大型水電基本投產，這將會進一步增加水電的市場份額。因此，可再生能源擠壓火電的發(fā)電空間是未來的必然趨勢。火電行業(yè)也將面臨改革和轉型，而這些變革會成為今后2至3年市場重要的投資機會。
●在2018年，對于火電的投資機會主要體現(xiàn)在四個方面：1.煤電聯(lián)動和電價上漲;2.熱電聯(lián)產，響應政策;3.生物質發(fā)電，燃煤替代;4.電力國企改革，增厚業(yè)績。
根據電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃及煤電去產能的要求，2018年停緩建火電裝機將達1.5億KWH,到2020年，煤電占比將下降到55%,清潔能源發(fā)電比例將會大幅提升。因此，我們預計未來3年火電占比將每年減少5%左右，而風電及光伏2018年的發(fā)電增速預計在30%左右，核電發(fā)電量較為穩(wěn)定，2018年預計增速在20%左右。
■棄風現(xiàn)象明顯改善 利用小時數(shù)增加
電力運輸基礎設施建設力度加大，棄風限電情況緩解。由于特高壓線路的建成和《關于建立監(jiān)測預警機制促進風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》的實施，2017年全國棄風限電情況逐漸改善。截至2017年9月，風電棄風量累計為295.50KWH,前三季度棄風率為13.89%,同比下降6.7個百分點，在棄風量和棄風率方面實現(xiàn)“雙降”。
風電上網電價將下調 對未來裝機增長影響較小
根據《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020）》，風電及光伏電價在2020年要實現(xiàn)平價上網。為了貫徹落實這一規(guī)劃，國家發(fā)改委根據風電技術進步和成本下降情況，于2016年12月發(fā)布了《關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網電價的通知》。通知規(guī)定，降低2018年1月1日之后新核準建設的陸上風電電站標桿上網電價。
雖然2018年以后核準的項目將面臨電價下調，并且全國棄風限電問題也有所改善，但兩方面因素對于未來2年風電新增裝機大幅上升的刺激作用依然有限。首先，上網電價的下調幅度不大，尤其是第四類風區(qū)電價下調幅度較小，而第四類風區(qū)是新增裝機量最大的地區(qū)。2017年前3季度第四類風區(qū)新增裝機容量占比為84%,但電價跌幅只有5%,因此，電價降幅對總體電價影響不大。此外，考慮到風電補貼拖欠問題日漸嚴峻，在舊補貼尚未全部落實、新補貼的解決不明朗的情況下，大部分公司會持觀望態(tài)度。
“綠證”制度短期難以對風電產生刺激
2017年2月，三部委發(fā)布試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，自2017年7月1日起正式開展自愿認購工作。
根據中國綠色電力證書認購交易平臺的數(shù)據顯示，截至2017年10月31日，相關部門共下發(fā)三批綠證，綠證的認購者共有1576名，共認購21257個綠證。目前已有800多萬個綠證被核發(fā)，綠證購買量僅占核發(fā)量的0.26%。
目前的綠證還處于自愿認購階段，對企業(yè)、個人缺乏足夠的吸引力。按照規(guī)定，綠證的價格不能高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼。風電綠證價格一般不超過0.26元/KWH,光伏綠證價格一般不超過0.55元/KWH。因此，風電的綠證比光伏的綠證更具有價格優(yōu)勢。風電、光伏發(fā)電企業(yè)售出綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。對于申請核發(fā)綠證的發(fā)電企業(yè)，表面上并不能獲得更大的收益。因此，綠證制度想要產生實質性的意義，在政策層面應該給予更多的激勵和引導。短期來看，綠證制度的推進節(jié)奏及力度比較平穩(wěn)，對于風電市場的影響有限。
海上風電或成為新藍海
2016年11月我國公布了《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，海上風電的裝機目標與《風電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中5GW的裝機總量相同，“十二五”期間，海上風電裝機的實際完成率僅為20%。
與之前不同，《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》將總量目標拆解至各省份并網目標，其中重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等四省的海上風電建設，累計并網規(guī)模占全國規(guī)劃規(guī)模的90%、開工規(guī)模的85%,同時積極推動天津、河北、上海、海南、遼寧等地區(qū)的海上風電建設。計劃到2020年，全國海上風電開工建設規(guī)模達到10.05GW,力爭累計并網容量達到5GW以上，“十三五”期間，海上風電的年均復合增長率將高達40%。
根據中國風能協(xié)會的統(tǒng)計，2016年中國海上風電新增裝機數(shù)為154臺，容量達到59萬KW,同比增長64%,累計裝機量達到163萬KW。預計2017年海上風電裝機約為100萬KW,同比增長超過60%,2018年同比增長將超過50%。
投資標的
目前風電運營的標的大多數(shù)都在H股板塊，A股中以風電運營為主營業(yè)務的上市公司有節(jié)能風電和嘉澤新能。
節(jié)能風電：A股中純正的風電運營商
公司是A股中純正的風電運營商，未來裝機投產有望加速，受益政策推進解決新能源消納問題，未來棄風率有望下降，尤其是三北地區(qū)。同時，公司也開始布局中東部及南方地區(qū)等棄風小的地區(qū)。故公司未來業(yè)績彈性大，予以謹慎推薦評級。
■集中式裝機穩(wěn)步增長 分布式裝機量爆發(fā)
根據中國光伏業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，2017年前三季度，國內光伏新增裝機42GW,同比增長近60%,其中分布式裝機量15GW。目前全國光伏累計裝機量為120GW,其中光伏電站超過95GW,分布式光伏超過25GW。市場普遍預期，2018年新增裝機量將突破50GW,新增、累計裝機量將分別增長45%、65%。
上游成本下降助推光伏平價上網 利好行業(yè)發(fā)展
受益于光伏上游技術的發(fā)展，光伏電站的建造成本呈現(xiàn)逐年下降態(tài)勢。2017年以來，黑硅、金剛線切割技術經過多年產業(yè)化發(fā)展，滲透率逐步提高，這些技術的產業(yè)化集中爆發(fā)，使得單晶硅、多晶每瓦價差達到了新低。此外，隨著金剛線技術開始在多晶硅領域滲透，多晶硅組件價格也有望快速下降。2014年至2017年，光伏建造成本下降了27.7%,降至5.9元/瓦，預計2020年建設成本將降至4元至4.5元/瓦，基本可實現(xiàn)平價上網目標。
在光伏電站建設成本中，組件成本占比為50%至60%,未來隨著多晶硅、硅片生產成本降低和效率穩(wěn)步提高，組件成本每年可能保持10%左右的降幅，逆變器、支架毛利較低，預計降幅在每年5%至9%左右，電纜基本成本保持不變，其他部分大約有9%降幅，總體降幅大約為24%。
政策支持 光伏產業(yè)迎來發(fā)展黃金期
2017年光伏利好政策頻出，11月13日，《解決棄水棄風棄光問題實施方案》下發(fā)，明確按年度實施可再生能源電力配額制。該方案的亮點有以下兩點：首先，制定了2017年的目標，并提出各地要逐年下調目標，并于2020年在全國范圍內有效解決“三棄”問題;其次，明確按年度實施可再生能源電力配額制，并明確了配額的考核主體。
2017年9月22日，國家能源局發(fā)布《關于推進光伏發(fā)電“領跑者”計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知》，光伏發(fā)電領跑基地包括應用領跑基地和技術領跑基地，每期領跑基地控制規(guī)模為8GW,其中應用領跑基地和技術領跑基地規(guī)模分別不超過6.5GW和1.5GW。領跑者計劃的實施，有助于光伏優(yōu)質產能的進一步釋放，同時帶動了產業(yè)的技術升級。
多項技術手段保障光伏發(fā)電輸送及消納
2017年上半年，我國風電、太陽能發(fā)電站總裝機比例分別達到了9.4%、6.3%,風電裝機三北地區(qū)占比為76%,太陽能發(fā)電裝機主要集中在西北、華北，共有10個省區(qū)太陽能發(fā)電超過500萬KW（5GW）。三北地區(qū)電力總體供大于求，地域內無法消納新能源電量，因此需要運用多種技術手段促進新能源電量的儲存及輸送，推進風電光電的消納。
目前煤電機組深度調峰改造、抽水蓄能、儲能等技術不斷涌現(xiàn)，對于光伏和風電的消納起到了很大的助推作用。此外，特高壓跨區(qū)輸電通道的建設和不斷完善，也將促進西北地區(qū)的新能源發(fā)電的省外消納。電采暖、電鍋爐、煤改電等電能替代工程正在快速推進，新能源汽車的不斷發(fā)展和普及，也將開始逐步將燃油能源消耗轉向電能，今后全社會電能的需求量勢必不斷提升。
投資建議：分布式光伏市場未來3年率先爆發(fā)
相比地面集中電站，相關部門對于分布式光伏的發(fā)展有明顯的政策扶持，體現(xiàn)在補貼政策、規(guī)模指標、發(fā)電消納等各個方面。從2014年開始，相關部門多次下調集中式電站上網電價。此外，分布式裝機規(guī)模不受限，發(fā)展空間更廣闊。2017年7月發(fā)布的《關于可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》指出，不限建設規(guī)模的分布式光伏發(fā)電項目、村級扶貧電站及跨省跨區(qū)輸電通道配套建設的光伏電站均不受指標限制。而集中式電站未來3年建設總規(guī)模不超過86GW,對比而言，分布式電站具備更大增長空間。
分布式光伏發(fā)電市場將在中東部地區(qū)率先爆發(fā)。我國中東部地區(qū)經濟活動發(fā)達，工商業(yè)用電需求旺盛，是我國主要的用電負荷集中地區(qū)。此外，該區(qū)域土地資源有限，因此更適合建設單個裝機規(guī)模小、占地面積小的分布式光伏電站。
■我國水電機組的發(fā)電量及利用小時數(shù)與降水量密切相關。2017年前三季度，受第三季度汛期來臨來水大幅轉豐影響，我國水電發(fā)電量同比小幅增長。整體來看，受到全國各流域來水轉豐的影響，2017年前三季度全國水電機組發(fā)電量同比增加0.30%,利用小時數(shù)同比減少92小時，降幅持續(xù)收窄。
水電板塊上市公司在汛期來水轉豐的助力下實現(xiàn)發(fā)電量同比增長，營收及業(yè)績增幅轉正。2017年前三季度，水電板塊實現(xiàn)營業(yè)收入516.03億元，同比增長0.32%;實現(xiàn)歸母凈利潤237.88億元，同比增長5.95%。
大型水電集中投產 裝機實現(xiàn)跨越式增長
我國具有7億KW的理論蘊藏量裝機，技術可開發(fā)量不到5.5億KW,而經濟可開發(fā)量為4億KW,目前我國水電的開發(fā)度已經達到了75%。此外，受生態(tài)環(huán)保等原因的限制，“十三五”期間，我國水電增量將顯著回落。根據水電“十三五”規(guī)劃，到2020年我國常規(guī)水電裝機達3.4億KW,抽水蓄能裝機0.4億KW,其中大中型水電新增投產3849萬KW,裝機總體穩(wěn)步增加，增速回落。
統(tǒng)計在建及擬建的水電項目，2017年至2020年預計將有18個水電項目投產。涉及上市公司包括長江電力、桂冠電力、川投能源、黔源電力、國投電力、國電電力、華能水電等，累計裝機容量達到2682KW。2020年至2022年將會成為水電投產小高峰，三年合計投產3835萬KW。
水電增值稅優(yōu)惠政策延續(xù) 中型水電業(yè)績彈性明顯
2017年9月，國家能源局綜合司下發(fā)了關于征求對《關于減輕可再生能源領域涉企稅費負擔的通知》。新政策明確，單個項目裝機容量5萬KW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KW的水電站（含抽水蓄能電站）銷售自產電力產品，自2018年1月1日至2020年12月31日，對其增值稅實際稅負超過12%的部分實行即征即退政策。
現(xiàn)行政策規(guī)定，水電增值稅率為17%,而我國大型水電企業(yè)實際增值稅綜合稅負在14%以上，遠高于電力行業(yè)平均稅負水平。從以往退稅政策的執(zhí)行情況來看，水電項目集中的云南、貴州和四川三省，執(zhí)行即征即退政策均不嚴格，多為先征后退，部分退稅期限超過1年，使得水電企業(yè)現(xiàn)金流承受較大壓力。
若新政策順利執(zhí)行，水電行業(yè)整體增值稅負將出現(xiàn)下行。對于小水電而言，增值稅稅率不受新政策的影響;對于中型水電而言，增值稅稅率由17%變?yōu)?3%,受益明顯;對于大型水電而言，現(xiàn)行政策得以延續(xù)至2020年，進一步增厚了大水電的業(yè)績，打消了市場上對于水電增值稅優(yōu)惠政策取消的擔心。但是，如果2020年后大水電不再執(zhí)行增值稅即征即退政策，對于大水電而言增值稅提升的壓力也不會太大。本次稅收優(yōu)惠政策最大的受益者應該為中型水電公司。
投資標的
基于以上分析，我們認為將會受益的水電標的有長江電力、國投電力和川投能源。
長江電力：現(xiàn)金流穩(wěn)定且充沛
2007年至2016年公司的ROE水平一直保持在12%左右，高于行業(yè)平均值9.9%,這得益于公司優(yōu)質的水電資產及業(yè)務結構的優(yōu)化。此外，公司還具有穩(wěn)定充沛的現(xiàn)金流，其經營現(xiàn)金流占收入比重長期維持在80%的水平，充沛的現(xiàn)金流使得公司具有良好的基礎積極進行優(yōu)質企業(yè)的股權投資。
■煤電供給側改革：淘汰落后產能 嚴控新增裝機
2017年8月，發(fā)改委、工信部和財政部等16部委聯(lián)合印發(fā)《關于推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的意見》的通知。文件提出，“十三五”期間全國停建和緩建煤電產能1.5億KW,淘汰落后產能0.2億KW以上，實施煤電超低排放改造4.2億KW、節(jié)能改造3.4億KW、靈活性改造2.2億KW。到2020年，全國煤電裝機規(guī)?？刂圃?1億KW以內。
煤電成本優(yōu)勢及我國資源稟賦決定其未來主力電源地位穩(wěn)固，但為了保證電網運行的安全性，必須采用穩(wěn)定的電源進行電力調峰。目前世界上常用的穩(wěn)定調峰電源主要為煤電和氣電。美國及歐洲主要以氣電作為主要電源，這是由于當?shù)氐馁Y源稟賦所決定的。我國是世界上煤炭儲量最大的國家之一，2016年已探明的煤炭儲量占世界煤炭總儲量的21%,位居世界第二。因此，煤電在今后很長一段時間內仍將成為我國主要電源。
此外，煤電與其他類型的發(fā)電相比更加具有成本優(yōu)勢，且符合我國的能源戰(zhàn)略。2016年我國煤電平均標桿電價為0.3644元/度，其與水電標桿電價基本相當，略低于核電，比氣電、風電及光伏發(fā)電等具有明顯的價格優(yōu)勢。大火電機組的燃煤效率高于小火電機組，具備成本低、效率高和穩(wěn)定性強等優(yōu)勢。
截至2017年10月，火電發(fā)電量占全國總發(fā)電量的69%。根據國家能源局發(fā)布的電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃，到2020年煤電占比將下降到55%,同時將大力提升風電等清潔能源的比例，占比提高到31%以上。
熱電聯(lián)產發(fā)展空間廣闊 盈利情況良好
目前，我國城市和工業(yè)園區(qū)供熱分為以燃煤熱電聯(lián)產、大型鍋爐房集中供熱、分散燃煤鍋爐能源等供熱形式。盡管熱電聯(lián)產集中供熱穩(wěn)步發(fā)展，總裝機容量不斷增長，但仍存在北方地區(qū)冬季供暖期空氣污染嚴重、熱電聯(lián)產發(fā)展滯后、背壓熱電占比低、區(qū)域性用電用熱矛盾突出等問題。其中，熱電聯(lián)產集中供熱是解決城市和工業(yè)園區(qū)集中供熱的主要熱源和供熱方式之一。根據相關規(guī)劃，2017年前基本淘汰10t/h以下燃煤鍋爐，但根據調研情況，預計2017年難以完成此目標。未來3年內，鍋爐改造的大趨勢不會變;假設有一半的鍋爐需要進行改造，鍋爐年供熱時間6000小時、蒸汽價格160元/蒸噸，預計未來3年運營空間達2400億元。
投資建議：
2018年，隨著我國經濟的增長，用電需求的增速也會不斷加快。但是對于火電行業(yè)來說，高企的煤價增加了企業(yè)的發(fā)電成本，降低了企業(yè)的盈利能力。目前，煤礦復產尚需時日，加之下游需求旺盛，煤價2018年維持高位震蕩的可能較大。此外，隨著清潔能源技術的不斷提高，風電及光伏的成本顯著降低，在某些地區(qū)風電已經基本可以實現(xiàn)平價上網，而光伏在未來3至5年內也將實現(xiàn)平價上網。水電方面，到2020年，目前在建及規(guī)劃的大型水電基本投產，這將會進一步增加水電的市場份額。因此，可再生能源擠壓火電的發(fā)電空間是未來的必然趨勢。火電行業(yè)也將面臨改革和轉型，而這些變革會成為今后2至3年市場重要的投資機會。
在2018年，對于火電的投資機會主要體現(xiàn)在四個方面：1.煤電聯(lián)動和電價上漲;2.熱電聯(lián)產，響應政策;3.生物質發(fā)電，燃煤替代;4.電力國企改革，增厚業(yè)績。
上海電力：布局全國 資產注入預期強
公司業(yè)務涵蓋高效燃煤火力發(fā)電、燃氣發(fā)電和風電、太陽能發(fā)電及分布式供能等領域。公司產業(yè)布局遍及全國，目前正積極向海外開拓，這將是公司未來發(fā)展的重要方向。
上海電力為國家電投華東地區(qū)唯一上市平臺，因此，集團已經明確下一步會將浙江分公司的全部資產注入上海電力。此外，集團承諾還會陸續(xù)向上海電力注入優(yōu)質資產。國家電投集團目前是五大發(fā)電集團中資產證券化率最低的公司，根據國企改革及電改的精神，今后資產注入的預期較強。
●在2018年，對于火電的投資機會主要體現(xiàn)在四個方面：1.煤電聯(lián)動和電價上漲;2.熱電聯(lián)產，響應政策;3.生物質發(fā)電，燃煤替代;4.電力國企改革，增厚業(yè)績。
根據電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃及煤電去產能的要求，2018年停緩建火電裝機將達1.5億KWH,到2020年，煤電占比將下降到55%,清潔能源發(fā)電比例將會大幅提升。因此，我們預計未來3年火電占比將每年減少5%左右，而風電及光伏2018年的發(fā)電增速預計在30%左右，核電發(fā)電量較為穩(wěn)定，2018年預計增速在20%左右。
■棄風現(xiàn)象明顯改善 利用小時數(shù)增加
電力運輸基礎設施建設力度加大，棄風限電情況緩解。由于特高壓線路的建成和《關于建立監(jiān)測預警機制促進風電產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的通知》的實施，2017年全國棄風限電情況逐漸改善。截至2017年9月，風電棄風量累計為295.50KWH,前三季度棄風率為13.89%,同比下降6.7個百分點，在棄風量和棄風率方面實現(xiàn)“雙降”。
風電上網電價將下調 對未來裝機增長影響較小
根據《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020）》，風電及光伏電價在2020年要實現(xiàn)平價上網。為了貫徹落實這一規(guī)劃，國家發(fā)改委根據風電技術進步和成本下降情況，于2016年12月發(fā)布了《關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網電價的通知》。通知規(guī)定，降低2018年1月1日之后新核準建設的陸上風電電站標桿上網電價。
雖然2018年以后核準的項目將面臨電價下調，并且全國棄風限電問題也有所改善，但兩方面因素對于未來2年風電新增裝機大幅上升的刺激作用依然有限。首先，上網電價的下調幅度不大，尤其是第四類風區(qū)電價下調幅度較小，而第四類風區(qū)是新增裝機量最大的地區(qū)。2017年前3季度第四類風區(qū)新增裝機容量占比為84%,但電價跌幅只有5%,因此，電價降幅對總體電價影響不大。此外，考慮到風電補貼拖欠問題日漸嚴峻，在舊補貼尚未全部落實、新補貼的解決不明朗的情況下，大部分公司會持觀望態(tài)度。
“綠證”制度短期難以對風電產生刺激
2017年2月，三部委發(fā)布試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知，自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易，自2017年7月1日起正式開展自愿認購工作。
根據中國綠色電力證書認購交易平臺的數(shù)據顯示，截至2017年10月31日，相關部門共下發(fā)三批綠證，綠證的認購者共有1576名，共認購21257個綠證。目前已有800多萬個綠證被核發(fā)，綠證購買量僅占核發(fā)量的0.26%。
目前的綠證還處于自愿認購階段，對企業(yè)、個人缺乏足夠的吸引力。按照規(guī)定，綠證的價格不能高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼。風電綠證價格一般不超過0.26元/KWH,光伏綠證價格一般不超過0.55元/KWH。因此，風電的綠證比光伏的綠證更具有價格優(yōu)勢。風電、光伏發(fā)電企業(yè)售出綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。對于申請核發(fā)綠證的發(fā)電企業(yè)，表面上并不能獲得更大的收益。因此，綠證制度想要產生實質性的意義，在政策層面應該給予更多的激勵和引導。短期來看，綠證制度的推進節(jié)奏及力度比較平穩(wěn)，對于風電市場的影響有限。
海上風電或成為新藍海
2016年11月我國公布了《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，海上風電的裝機目標與《風電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中5GW的裝機總量相同，“十二五”期間，海上風電裝機的實際完成率僅為20%。
與之前不同，《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》將總量目標拆解至各省份并網目標，其中重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等四省的海上風電建設，累計并網規(guī)模占全國規(guī)劃規(guī)模的90%、開工規(guī)模的85%,同時積極推動天津、河北、上海、海南、遼寧等地區(qū)的海上風電建設。計劃到2020年，全國海上風電開工建設規(guī)模達到10.05GW,力爭累計并網容量達到5GW以上，“十三五”期間，海上風電的年均復合增長率將高達40%。
根據中國風能協(xié)會的統(tǒng)計，2016年中國海上風電新增裝機數(shù)為154臺，容量達到59萬KW,同比增長64%,累計裝機量達到163萬KW。預計2017年海上風電裝機約為100萬KW,同比增長超過60%,2018年同比增長將超過50%。
投資標的
目前風電運營的標的大多數(shù)都在H股板塊，A股中以風電運營為主營業(yè)務的上市公司有節(jié)能風電和嘉澤新能。
節(jié)能風電：A股中純正的風電運營商
公司是A股中純正的風電運營商，未來裝機投產有望加速，受益政策推進解決新能源消納問題，未來棄風率有望下降，尤其是三北地區(qū)。同時，公司也開始布局中東部及南方地區(qū)等棄風小的地區(qū)。故公司未來業(yè)績彈性大，予以謹慎推薦評級。
■集中式裝機穩(wěn)步增長 分布式裝機量爆發(fā)
根據中國光伏業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，2017年前三季度，國內光伏新增裝機42GW,同比增長近60%,其中分布式裝機量15GW。目前全國光伏累計裝機量為120GW,其中光伏電站超過95GW,分布式光伏超過25GW。市場普遍預期，2018年新增裝機量將突破50GW,新增、累計裝機量將分別增長45%、65%。
上游成本下降助推光伏平價上網 利好行業(yè)發(fā)展
受益于光伏上游技術的發(fā)展，光伏電站的建造成本呈現(xiàn)逐年下降態(tài)勢。2017年以來，黑硅、金剛線切割技術經過多年產業(yè)化發(fā)展，滲透率逐步提高，這些技術的產業(yè)化集中爆發(fā)，使得單晶硅、多晶每瓦價差達到了新低。此外，隨著金剛線技術開始在多晶硅領域滲透，多晶硅組件價格也有望快速下降。2014年至2017年，光伏建造成本下降了27.7%,降至5.9元/瓦，預計2020年建設成本將降至4元至4.5元/瓦，基本可實現(xiàn)平價上網目標。
在光伏電站建設成本中，組件成本占比為50%至60%,未來隨著多晶硅、硅片生產成本降低和效率穩(wěn)步提高，組件成本每年可能保持10%左右的降幅，逆變器、支架毛利較低，預計降幅在每年5%至9%左右，電纜基本成本保持不變，其他部分大約有9%降幅，總體降幅大約為24%。
政策支持 光伏產業(yè)迎來發(fā)展黃金期
2017年光伏利好政策頻出，11月13日，《解決棄水棄風棄光問題實施方案》下發(fā)，明確按年度實施可再生能源電力配額制。該方案的亮點有以下兩點：首先，制定了2017年的目標，并提出各地要逐年下調目標，并于2020年在全國范圍內有效解決“三棄”問題;其次，明確按年度實施可再生能源電力配額制，并明確了配額的考核主體。
2017年9月22日，國家能源局發(fā)布《關于推進光伏發(fā)電“領跑者”計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知》，光伏發(fā)電領跑基地包括應用領跑基地和技術領跑基地，每期領跑基地控制規(guī)模為8GW,其中應用領跑基地和技術領跑基地規(guī)模分別不超過6.5GW和1.5GW。領跑者計劃的實施，有助于光伏優(yōu)質產能的進一步釋放，同時帶動了產業(yè)的技術升級。
多項技術手段保障光伏發(fā)電輸送及消納
2017年上半年，我國風電、太陽能發(fā)電站總裝機比例分別達到了9.4%、6.3%,風電裝機三北地區(qū)占比為76%,太陽能發(fā)電裝機主要集中在西北、華北，共有10個省區(qū)太陽能發(fā)電超過500萬KW（5GW）。三北地區(qū)電力總體供大于求，地域內無法消納新能源電量，因此需要運用多種技術手段促進新能源電量的儲存及輸送，推進風電光電的消納。
目前煤電機組深度調峰改造、抽水蓄能、儲能等技術不斷涌現(xiàn)，對于光伏和風電的消納起到了很大的助推作用。此外，特高壓跨區(qū)輸電通道的建設和不斷完善，也將促進西北地區(qū)的新能源發(fā)電的省外消納。電采暖、電鍋爐、煤改電等電能替代工程正在快速推進，新能源汽車的不斷發(fā)展和普及，也將開始逐步將燃油能源消耗轉向電能，今后全社會電能的需求量勢必不斷提升。
投資建議：分布式光伏市場未來3年率先爆發(fā)
相比地面集中電站，相關部門對于分布式光伏的發(fā)展有明顯的政策扶持，體現(xiàn)在補貼政策、規(guī)模指標、發(fā)電消納等各個方面。從2014年開始，相關部門多次下調集中式電站上網電價。此外，分布式裝機規(guī)模不受限，發(fā)展空間更廣闊。2017年7月發(fā)布的《關于可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》指出，不限建設規(guī)模的分布式光伏發(fā)電項目、村級扶貧電站及跨省跨區(qū)輸電通道配套建設的光伏電站均不受指標限制。而集中式電站未來3年建設總規(guī)模不超過86GW,對比而言，分布式電站具備更大增長空間。
分布式光伏發(fā)電市場將在中東部地區(qū)率先爆發(fā)。我國中東部地區(qū)經濟活動發(fā)達，工商業(yè)用電需求旺盛，是我國主要的用電負荷集中地區(qū)。此外，該區(qū)域土地資源有限，因此更適合建設單個裝機規(guī)模小、占地面積小的分布式光伏電站。
■我國水電機組的發(fā)電量及利用小時數(shù)與降水量密切相關。2017年前三季度，受第三季度汛期來臨來水大幅轉豐影響，我國水電發(fā)電量同比小幅增長。整體來看，受到全國各流域來水轉豐的影響，2017年前三季度全國水電機組發(fā)電量同比增加0.30%,利用小時數(shù)同比減少92小時，降幅持續(xù)收窄。
水電板塊上市公司在汛期來水轉豐的助力下實現(xiàn)發(fā)電量同比增長，營收及業(yè)績增幅轉正。2017年前三季度，水電板塊實現(xiàn)營業(yè)收入516.03億元，同比增長0.32%;實現(xiàn)歸母凈利潤237.88億元，同比增長5.95%。
大型水電集中投產 裝機實現(xiàn)跨越式增長
我國具有7億KW的理論蘊藏量裝機，技術可開發(fā)量不到5.5億KW,而經濟可開發(fā)量為4億KW,目前我國水電的開發(fā)度已經達到了75%。此外，受生態(tài)環(huán)保等原因的限制，“十三五”期間，我國水電增量將顯著回落。根據水電“十三五”規(guī)劃，到2020年我國常規(guī)水電裝機達3.4億KW,抽水蓄能裝機0.4億KW,其中大中型水電新增投產3849萬KW,裝機總體穩(wěn)步增加，增速回落。
統(tǒng)計在建及擬建的水電項目，2017年至2020年預計將有18個水電項目投產。涉及上市公司包括長江電力、桂冠電力、川投能源、黔源電力、國投電力、國電電力、華能水電等，累計裝機容量達到2682KW。2020年至2022年將會成為水電投產小高峰，三年合計投產3835萬KW。
水電增值稅優(yōu)惠政策延續(xù) 中型水電業(yè)績彈性明顯
2017年9月，國家能源局綜合司下發(fā)了關于征求對《關于減輕可再生能源領域涉企稅費負擔的通知》。新政策明確，單個項目裝機容量5萬KW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KW的水電站（含抽水蓄能電站）銷售自產電力產品，自2018年1月1日至2020年12月31日，對其增值稅實際稅負超過12%的部分實行即征即退政策。
現(xiàn)行政策規(guī)定，水電增值稅率為17%,而我國大型水電企業(yè)實際增值稅綜合稅負在14%以上，遠高于電力行業(yè)平均稅負水平。從以往退稅政策的執(zhí)行情況來看，水電項目集中的云南、貴州和四川三省，執(zhí)行即征即退政策均不嚴格，多為先征后退，部分退稅期限超過1年，使得水電企業(yè)現(xiàn)金流承受較大壓力。
若新政策順利執(zhí)行，水電行業(yè)整體增值稅負將出現(xiàn)下行。對于小水電而言，增值稅稅率不受新政策的影響;對于中型水電而言，增值稅稅率由17%變?yōu)?3%,受益明顯;對于大型水電而言，現(xiàn)行政策得以延續(xù)至2020年，進一步增厚了大水電的業(yè)績，打消了市場上對于水電增值稅優(yōu)惠政策取消的擔心。但是，如果2020年后大水電不再執(zhí)行增值稅即征即退政策，對于大水電而言增值稅提升的壓力也不會太大。本次稅收優(yōu)惠政策最大的受益者應該為中型水電公司。
投資標的
基于以上分析，我們認為將會受益的水電標的有長江電力、國投電力和川投能源。
長江電力：現(xiàn)金流穩(wěn)定且充沛
2007年至2016年公司的ROE水平一直保持在12%左右，高于行業(yè)平均值9.9%,這得益于公司優(yōu)質的水電資產及業(yè)務結構的優(yōu)化。此外，公司還具有穩(wěn)定充沛的現(xiàn)金流，其經營現(xiàn)金流占收入比重長期維持在80%的水平，充沛的現(xiàn)金流使得公司具有良好的基礎積極進行優(yōu)質企業(yè)的股權投資。
■煤電供給側改革：淘汰落后產能 嚴控新增裝機
2017年8月，發(fā)改委、工信部和財政部等16部委聯(lián)合印發(fā)《關于推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的意見》的通知。文件提出，“十三五”期間全國停建和緩建煤電產能1.5億KW,淘汰落后產能0.2億KW以上，實施煤電超低排放改造4.2億KW、節(jié)能改造3.4億KW、靈活性改造2.2億KW。到2020年，全國煤電裝機規(guī)?？刂圃?1億KW以內。
煤電成本優(yōu)勢及我國資源稟賦決定其未來主力電源地位穩(wěn)固，但為了保證電網運行的安全性，必須采用穩(wěn)定的電源進行電力調峰。目前世界上常用的穩(wěn)定調峰電源主要為煤電和氣電。美國及歐洲主要以氣電作為主要電源，這是由于當?shù)氐馁Y源稟賦所決定的。我國是世界上煤炭儲量最大的國家之一，2016年已探明的煤炭儲量占世界煤炭總儲量的21%,位居世界第二。因此，煤電在今后很長一段時間內仍將成為我國主要電源。
此外，煤電與其他類型的發(fā)電相比更加具有成本優(yōu)勢，且符合我國的能源戰(zhàn)略。2016年我國煤電平均標桿電價為0.3644元/度，其與水電標桿電價基本相當，略低于核電，比氣電、風電及光伏發(fā)電等具有明顯的價格優(yōu)勢。大火電機組的燃煤效率高于小火電機組，具備成本低、效率高和穩(wěn)定性強等優(yōu)勢。
截至2017年10月，火電發(fā)電量占全國總發(fā)電量的69%。根據國家能源局發(fā)布的電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃，到2020年煤電占比將下降到55%,同時將大力提升風電等清潔能源的比例，占比提高到31%以上。
熱電聯(lián)產發(fā)展空間廣闊 盈利情況良好
目前，我國城市和工業(yè)園區(qū)供熱分為以燃煤熱電聯(lián)產、大型鍋爐房集中供熱、分散燃煤鍋爐能源等供熱形式。盡管熱電聯(lián)產集中供熱穩(wěn)步發(fā)展，總裝機容量不斷增長，但仍存在北方地區(qū)冬季供暖期空氣污染嚴重、熱電聯(lián)產發(fā)展滯后、背壓熱電占比低、區(qū)域性用電用熱矛盾突出等問題。其中，熱電聯(lián)產集中供熱是解決城市和工業(yè)園區(qū)集中供熱的主要熱源和供熱方式之一。根據相關規(guī)劃，2017年前基本淘汰10t/h以下燃煤鍋爐，但根據調研情況，預計2017年難以完成此目標。未來3年內，鍋爐改造的大趨勢不會變;假設有一半的鍋爐需要進行改造，鍋爐年供熱時間6000小時、蒸汽價格160元/蒸噸，預計未來3年運營空間達2400億元。
投資建議：
2018年，隨著我國經濟的增長，用電需求的增速也會不斷加快。但是對于火電行業(yè)來說，高企的煤價增加了企業(yè)的發(fā)電成本，降低了企業(yè)的盈利能力。目前，煤礦復產尚需時日，加之下游需求旺盛，煤價2018年維持高位震蕩的可能較大。此外，隨著清潔能源技術的不斷提高，風電及光伏的成本顯著降低，在某些地區(qū)風電已經基本可以實現(xiàn)平價上網，而光伏在未來3至5年內也將實現(xiàn)平價上網。水電方面，到2020年，目前在建及規(guī)劃的大型水電基本投產，這將會進一步增加水電的市場份額。因此，可再生能源擠壓火電的發(fā)電空間是未來的必然趨勢。火電行業(yè)也將面臨改革和轉型，而這些變革會成為今后2至3年市場重要的投資機會。
在2018年，對于火電的投資機會主要體現(xiàn)在四個方面：1.煤電聯(lián)動和電價上漲;2.熱電聯(lián)產，響應政策;3.生物質發(fā)電，燃煤替代;4.電力國企改革，增厚業(yè)績。
上海電力：布局全國 資產注入預期強
公司業(yè)務涵蓋高效燃煤火力發(fā)電、燃氣發(fā)電和風電、太陽能發(fā)電及分布式供能等領域。公司產業(yè)布局遍及全國，目前正積極向海外開拓，這將是公司未來發(fā)展的重要方向。
上海電力為國家電投華東地區(qū)唯一上市平臺，因此，集團已經明確下一步會將浙江分公司的全部資產注入上海電力。此外，集團承諾還會陸續(xù)向上海電力注入優(yōu)質資產。國家電投集團目前是五大發(fā)電集團中資產證券化率最低的公司，根據國企改革及電改的精神，今后資產注入的預期較強。
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