用电量增速维持较快水平，供应格局略微紧张。2018 年以来，宏观经济景气度提升，新兴产业用电量增速较快，加上 2018 年年初气温较低、进入 5 月以后气温较同期偏高，全社会用电量增速较快。2018 年全社会发电量较快增长，我们预计由于用电峰谷差加大，电力供需将呈现略微紧张状态。我们预计 2018 年全国用电量增速达到 7.42%，用电量将增加到 67804 亿千瓦时，至 2020 年全国发电装机将超过 19 亿千瓦，非化石能源发电装机比重上升至 44%；全社会用电量达到约 7.5 万亿千瓦时，全国平均发电利用小时数增加至约 3821 小时。

火电业绩反弹，平均利用小时数增速较快。由于非化石能源发电量有限，火电仍是支撑性角色，要满足全社会用电量需求主要靠火电平均利用小时数的提升。此外，用电峰谷差进一步加大，煤价回涨向下传导，市场电价降价幅度将逐步收窄，缓解煤电企业成本压力。由于火电行业对煤炭价格的高弹性特征，如果未来煤价回归合理区间，火电行业业绩仍会进一步改善。

弃风情况好转，分布式项目迎来新机会。风电投资预警结果由红 6 省变红 3 省，分散式风电开发实施承诺核准制都将利好新增装机容量提升。4 条特高压输电通道即将建成有利于消纳风电，弃风率进一步下降，我们预计利用小时数较大幅提升。我们预计 2018 年年底累计风电装机容量为 18248 万千瓦，平均利用小时数达到 2066 小时，风电行业实现整体复苏。

严控规模和补贴，光伏行业发展转向提质增效。2018 年一季度，随着全社会用电需求的大幅提升，国家清洁能源消纳的措施逐步到位，弃光率较上年同期下降。6 月 1 日《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》出台后，中国光伏发电市场迎来重大改变，上网电价继续下调，并且补贴规模、指标收到严格控制，这将加速行业出清、推进平价上网，光伏发电有望不再依赖补贴、回归市场、健康发展。

 来水丰沛助电量提升，项目投资持续推进。世界第二大水电站白鹤滩有序推进，6 座水电站即将完工，带动水电投资额大增，水电装机稳中有增。来水丰沛持续以及特高压输电通道推进助力水能利用率提升，带动水电发电量稳步增长。水电龙头企业兑现高现金分红，高于十年期国债收益率，水电企业投资价值明显。

 三代核电堆发电在即，装机增速有望大幅提升。田湾 3 号和阳江 5 号并网发电成功，核电装机和投资迎来双重提升。台山 1 号和三门 1 号批准装料，意味着批量化三代核电机组已具备条件，三代核电项目审批开工速度将加快，核电行业迎来新机遇。

——宏观：电力供应高质量发展，需求延续平稳增长需求：

全社会用电量快速增长，下半年电力需求稳中有升

2018 年以来，宏观经济景气度提升，新兴产业用电量增速较快，加上 2018 年年初气温较低，全社会用电量增速较快。2018 年 1-4 月份全社会累计用电量 21094 亿千瓦时，同比增长 9.32%，增速同比提高 2.64 个百分点。3 月城乡居民生活用电量同比增长 21.06%，比上年同期提高 19.65 个百分点，增速为 2017 年以来最高水平。4 月份全社会用电量 5217 亿千瓦时, 同比增长 7.82%，增速同比提高 1.80 个百分点，是近一年以来最高增速。 1~4 月情况：全社会用电量快速增长，高技术制造业用电较快增长

1-4 月一、二、三产累计用电量分别为 205、14252、3377 亿千瓦时，同比增长 11.00%、6.19%、14.63%，占全社会用电量比重分别为0.97%、67.56%、16.01%。城乡居民生活用电量3260亿千瓦时，同比增长15.04%，占全社会用电量比重为15.45%。

制造业用电量 10544 亿千瓦时，同比增长 6.26%，反映出当前制造业用电的较好形势。制造业中，有色金属、黑色金属、化工、建材四大高载能行业合计用电量累计同比增长 3.83%，增速同比回落 4.52 个百分点。计算机、通信和其他电子设备制造业，专用设备制造业，医药制造业，通用设备制造业累计同比增长 12.62%，10.36%，8.83%，9.83%，高技术制造业用电增速较快，说明供给侧改革推进工业生产结构转型。

第三产业用电较快增长。其中，互联网数据服务持续快速增长势头，累计同比增长 189.89%，软件和信息技术服务业累计同比增长 64.56%，充换电服务业累计同比增长 48.85%，服务业用电量增长态势良好为第三产业的用电量持续快速增长提供动力，利于推动能源结构升级转换。

用电量贡献增量由第二产业占主导，近 8 年来第二产业贡献增量都超过 58%，但同时，二产对全社会用电量增长贡献率，从 2007 年接近 90%，到 2017 年已经不足 60%；随着第三产业飞速发展，第三产业用电量贡献增量越来越多；城乡居民用电量增量贡献提升至约 20%；第一产业用电量贡献增量稳步在较低区间。

1-2 月全国主要城市平均气温较往年同期偏低。哈尔滨、哈密、昆明、郑州、汉口、重庆、镇江、芜湖、南昌、广州、南宁 2018 年 1 月平均气温均较 2017 年、2016 年、2015 年同期分别低了 2.82 度、0.45 度、2.36 度，2 月平均气温较去年同期低了 1.64 度、0.45 度、1.73 度。年初气温较低导致一季度全社会用电量增速较快。我们预计，今年夏季气温将迎来新高峰，夏季用电量增速也将实现较快增长。

预计下半年:下半年电力需求高速增长

宏观经济景气度较好，工业和制造业用电量继续较快增长，以及我们预计今年夏季即将到来的持续高温天气为全社会用电增速提供支持，我们预计下半年电力需求将呈现高速增长，2018 年全国用电量将由 2017 年的 63,186.62 亿千瓦时增加到 68， 803.38 亿千瓦时，用电量增速 7.42%，同比提升 0.46 个百分点。2018 年第一产业用电量占比企稳下降，第二产业用电量占比减少，受益于服务业用电量快速增长，第三产业用电量增长迅速，城乡居民用电量占比提高。2019-2020 年，电力需求将继续保持相对较高的自然增长，年均增速 5.55%，至 2020 年全社会用电量达到约为 7.5 万亿千瓦时。

供给：电力市场峰谷差加大，发电商议价能力提升

1~4 月情况：非化石能源发电量较快增长，清洁低碳发展趋势明显

2018 年 1-4 月，非化石能源发电量出现较快增长。“十三五”规划提出 2020 年、2030 年非化石能源消费比重分别达到 15%、 20%的目标。2018 年 1-4 月 6000 千瓦及以上电厂全国发电量 20877 亿千瓦时，累计同比增长 7.7%，增速较去年提高 1.1 个百分点。其中，火电累计发电量 15951 亿千瓦时，同比增加 7.1%，增速比上年同期降低 0.1 个百分点；水电累计发电量 2633 亿千瓦时，同比增加 1.3%，增速比上年同期提高 5.8 个百分点；核电累计发电量 827 亿千瓦时，同比增加 10.2 个百分点，增速比上年同期降低 10.7 个百分点。风电累计发电量 1351 亿千瓦时，同比增加 35.5%，增速比上年同期增加 10.7 个百分点。非化石能源发电量占比 23.60%，较去年同期增加 0.5 个百分点。

1-4 月份，非化石能源平均利用小时数普遍高于去年同期，非化石能源新增装机占总装机 70%，清洁低碳发展趋势明显。全国发电设备累计平均利用小时为 1221 小时，比上年同期增加 41 小时。分机组类型来看，全国水电设备平均利用小时为 845 小时，比上年同期减少 26 小时；全国火电设备平均利用小时为 1426 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为 812 小时，比上年同期增加 150 小时。非化石能源发电平均利用小时数增长趋势明显。全国发电新增设备容量 2952 万千瓦，比上年同期多投产 29.75 万千瓦。其中，新增水电发电设备容量 135 万千瓦、新增火电发电设备容量 876 万千瓦。水电和火电分别比上年同期少投产 240.59 和 292.61 万千瓦。新增火电装机占新增总装机的 30%，较上年同期减少 9 个百分点，严格控制煤电新增规模政策效果明显。非化石能源新增装机容量占比 70.33%，清洁低碳发展趋势明显。

2018 年以来国家出台多个政策，旨在促进非化石能源的消纳，规范可再生能源行业管理，促进可再生能源成本下降。

预计下半年：峰谷差加大，加剧电力紧张

一般 8：00-22：00 共 14 小时称为用电高峰时段，实行高峰电价；22：00-次日 8：00 共 10 小时称为低谷时段，实行低谷电价。目前看由三产和居民用电量增加带来的用电结构转型将加大电力峰谷差，即电网负荷在 24 小时内最高值和最低值之间的差将加大。以广东地区为例，5 月 18 日广东电网统调最高负荷达到 10176 万千瓦，同比去年 5 月最高负荷增长 16.3%。以浙江地区为例，浙江宁波电网最高统调负荷达 1072.1 万千瓦，连续两日突破千万千瓦，最高负荷创下历史同期新高。

我们预计下半年局部地区在用电高峰时段将出现电力供需紧张状况。分区域看，北部地区 1-4 月累计用电量 9888 亿千瓦时，累计增速 7.38%，而发电量为 8080 亿千瓦时，累计增速 3.22%。下半年，我们预计北部地区电力供需偏紧；中部、西部地区发用电量同比增速持平，供需稳定；西部地区电力供需存在富余，各地区电力供需差异较为突出。

我们预计，2018 年全社会发电量较快增长，由于用电峰谷差加大，电力供需呈现紧张状态。利用小时数企稳上升，由 2017 年的 3631.31 小时上升至 3693.68 小时，其中火电平均利用小时数上升至 4480.74 小时，至 2020 年，全国平均发电利用小时数将增加至约 4680 小时。非化石能源发电装机规模高速增长，至 2020 年，全国发电装机将接近 20 亿千瓦，非化石能源发电装机比重上升至 44%。非化石能源占电力供应比重上升至 31.26%，火电比重则下滑至 68.74%。非化石能源发电装机比重上升表明清洁低碳已成发展趋势，电力结构高质量发展。电力供需略微紧张状态利好发电企业盈利增长。

火电：一季度迎来业绩反弹，火电行业恢复活力

现状：受电价上调影响，火电一季度业绩反弹 2018 年 1-4 月，受年初气温较低及实体经济相对景气的影响，火电发电量增速较快，火电发电量 1.60 万亿千瓦时，同比增长 7.1%。火电装机容量 11.0 亿千瓦、同比增长 3.7%，增速同比降低 1.2 个百分点。新增火电装机占新增总装机的 30%，较上年同期减少 9 个百分点，严格控制煤电新增规模政策效果明显。火电设备平均利用小时 1426 小时，同比提高 69 小时。

2018 年一季度，受到经济形势向好及 2017 年下半年上网电价上调等因素影响，一季度火电行业业绩明显改善。火电行业实现收入 1806.01 亿元，同比增加 17.13%；归母净利润 73.93 亿元，同比提高 49.62%；毛利率 14.84%，同比上升 1.01 个百分点；净利率 5.5%，同比提升 1.28 个百分点。火电行业恢复活力，优质的现金流带来分红率的提升。

收入：装机容量增长有限，利用小时数仍有较大提升空间

 2018 年 1-4 月份全社会累计用电量 21094 亿千瓦时，同比增长 9.32%，增速同比提高 2.64 个百分点，用电量增速较快。根据《2018 年能源工作指导意见》指示，我国电力增量需求更多的将由可再生能源提供。但可再生能源目前仍处于发展阶段，难以满足不断增加的电力需求。因此，目前火电仍然承担电量支撑的角色。根据我国《电力发展“十三五”规划》，到 2020 年力争将煤电装机控制在 11 亿千瓦以内，占比降至约 55%，火电装机容量增长有限。我们认为火电未来利用小时数会有短期增长，火电行业将恢复活力。

收入：上网电价上调空间有限，成本传导依靠市场电价

17 年 6 月发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，7 月起燃煤机组上网电价由 0.3644 元/度上调至 0.3738 元/度，促进一季度火电行业盈利反弹。 18 年 4 月，国家发改委官网对外发布了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降 10%的目标要求，进一步优化营商环境。4 月 19 日，第一批一般工商业电价降价措施涉及降价金额 430 亿元，可降低一般工商业电价每千瓦时 4.3 分。5 月 16 日，发布第二批降价措施，降幅 2.16 分/千瓦时，至此，累计降幅约 7%。整体来看，本次降低一般工商业用电价格对轻工业企业和商业用户是利好影响。从宏观来看，本次降电价加快竞争性电力市场建设，促进电煤价格由市场形成。对用电需求端来说，随着一般工商业终端用电价格下降，用能成本将会下降，企业效益会相对提高，可能带动用电量和发电耗煤量增加。对发电侧来说，此次新政策追求直接降低销售电价，发电企业上网电价未做调整，对发电企业的影响是中性的。目前已有 21 个省市发布下调一般工商业电价文件，湖南省一般工商业目录电价下降 2.7 分/千瓦时，江苏省一般工商业目录电价下调 2.29 分/千瓦时，湖北省一般工商业目录电价下降 2.5 分/千瓦时。此举措降价成本主要由电网公司承担，意味着政府已将电网腾出的电价空间让渡给用电侧，而上网电价上调空间由于失去支撑几乎为零。

我们认为，如未来煤价没有进一步大幅度提升的可能，上网电价上调可能性很小。

在煤电联动无法启动的情况下，电力企业则会通过减小市场化交易电价降幅的方式消化上涨煤价，达到提升营业收入的效果。中电联《2018 年一季度全国电力市场交易信息简要分析》指出，2017 年以来，随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归，煤电市场化交易电价呈缓步回升趋势。2018 年 1 季度，煤电市场化交易平均电价为 0.3307 元/千瓦时，同比回升 5.9%。

成本：一季度煤价大幅下跌，火电亏损有所改善

我国发电机组中约 70%为燃煤机组，发电成本中燃料成本占 70%左右，煤价变化对电价影响较大。2017 年以来，煤价高位震荡。2018 年以来，先是一季度煤价大幅下跌，4 月 18 日秦皇岛 5500 大卡煤价 564 元/吨，较年初的 703 元/吨下降 139 元 /吨，煤价下跌利好火电企业，一季度火电企业业绩明显改善。之后 4 月下旬动力煤价格持续上涨并于 5 月 22 日达到最高价：秦皇岛 5500 大卡煤价 652 元/吨。电力股本具备均衡、稳定回报的公共事业属性，但为稳定我国能源成本，长期出现周期性特征。为了维持电力股本的公共事业属性，国家将会在之后弥补电力企业的亏损。以煤价为例，在 2017 年煤价上涨之后，7 月国家调高了燃煤机组上网电价以弥补电力企业亏损。

5 月 21 日召开煤电工作会议，出台“将库存，压煤价”的政策，力争在 6 月 10 号前将 5500 大卡北方港平仓价引导到 570 元/吨，降低电厂成本。随着三产和居民用电量增加导致用电峰谷差进一步加大，电力供需缺口在七、八月份将进一步拉大，煤炭价格仍有回涨可能。随着电力市场化改革的推进，煤价回涨向下传导，市场电价降价幅度将逐步收窄，缓解煤电企业成本压力。由于火电行业对煤炭价格的高弹性特征，若煤价回归合理区间，火电行业业绩仍会得到改善。

展望：火电行业享受利用小时红利，业绩持续高增长

受宏观经济景气度提升及新兴产业用电量增速较快影响，全社会用电量持续较快增长。而非化石能源发电量有限，火电仍是支撑性角色。根据国家出台的多个促进非化石能源消纳的政策，火电装机容量增长减缓是确定的大方向，要满足全社会用电量需求主要靠火电平均利用小时数的提升，我们预计，至 2020 年火电平均利用小时数将达到 4680 小时，火电行业享受利用小时红利业绩持续走高，将逐步恢复活力。

风电：弃风情况好转，行业迎来底部反转

现状：利用小时数大幅提高，弃风率持续下降

2018 年前 4 个月风电累计发电量为 1197 亿千瓦时，同比增长 29.4%；全国平均利用小时 812 小时，同比增长 150 小时；其中华东和华南地区利用小时数较高，分别为 703 小时和 701 小时。2018 年第一季度全国弃风量为 91 亿千瓦时，同比减少 44 亿千瓦时。全国平均弃风率为 8.5%，弃风率同比下降 8 个百分点。其中吉林和黑龙江弃风限电严重地区形势明显好转，弃风率分别下降 35.5 个百分点以及 27.8 个百分点。

2018 年前 4 月，风电投资下降放缓。全国风电电源基本投资完成额为 94 亿元，同比上涨 2.6%。2018 年 4 月 3 日国家能源局发布《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》指出：各地方要简化分散式风电项目核准流程，建立简便高效规范的核准管理工作机制，鼓励试行项目核准承诺制。鼓励各类企业及个人作为项目单位，在符合土地利用总体规划的前提下，投资、建设和经营分散式风电项目。在政策发力以及特高压提供空间的背景下，弃风限电改善或将成为未来几年的主题，带动已装未并网的风电装机加速并网。

收入：红色预警 6 省变 3 省，风电装机情况改善

2018 年前 4 月，全国风电新增装机 534 万千瓦，同比增长 21.3%，其中内蒙、新疆、甘肃为累计装机最多的省份，分别为 2737 万千瓦、1806 万千瓦、1282 万千瓦。截至 2018 年 4 月，累计装机容量 1.6846 亿千瓦，同比增长 10.6%。

由于弃风率下降，2018 年 3 月 5 日能源局发布《2018 年度风电投资检测预警结果》将甘肃、新疆（含兵团）、吉林为红色预警区域，内蒙古、黑龙江为橙色预警区域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陕西北部榆林市以及河北省张家口市和承德市按照橙色预警管理。其他省（区、市）和地区为绿色预警区域。其中，内蒙古和黑龙江从红色预警变成橙色预警，宁夏从红色预警变成绿色预警。投资预警放松意味着内蒙古、黑龙江以及宁夏三个省纳入年度实施的方案项目可以继续核准建设，我们预计 2018 年下半年风电装机容量将持续回升。

根据 2018 年 3 月 9 日国家能源局发布的《2018 年能源指导意见通知》，2018 年内计划安排新开工建设规模约 2500 万千瓦，新增装机规模约 2000 万千瓦。目前第一个季度 6000 瓦以上新增装机容量 478.71 万千瓦，增速为 10.6%。虽然目前风电投资检测预警放松，但由于弃风率仍未达标，我们预计 2018 年底累计风电装机容量为 18248 万千瓦，新增装机容量 1950 万千瓦；2019-2010 将保持这一增速，至 2020 年我国风电装机约为 22148 万千瓦，符合“十三五”规划 2.1 亿千瓦的目标，但距离《2017-2020 年风电新增建设规模方案》中，2020 年风电规划并网目标为 236GW(不含特高压输电通道配套的风电基地和海上风电建设规模)，仍有一定距离。

收入：用电需求大增，拉动风电消纳

2018 年前 4 月全国平均利用小时数为 812 小时，同比大增 150 小时。其中利用小时数最高的省份有是云南。利用小时数最低的省份是青海。2018 年第一季度红色预警地区弃风情况有所好转。其中吉林弃风率下降 35.5 个百分点；黑龙江弃风率下降 27.8 个百分点。山东、辽宁、蒙东、甘肃、新疆弃风率下降超过 10 个百分点，全国 18 个省份弃风率同比下降。

上半年弃风率的下降主要由于用电需求大增拉动风电消纳提升。随着特高压输电通道建成，我们预计弃风率将持续下降。当前，天中和灵绍两条自新疆起始的线路分别输送了 23%和 29%的风电和光伏发电量，而锡盟-山东、皖电东送以及浙福三条线路的“零可再生能源配比”还有很多空间。《2018 年能源工作指导意见的通知》指出年内计划建成内蒙古上海庙—山东临沂±800 千伏特高压直流、新疆准东—华东皖南±1100 千伏特高压直流等输电通道，新增输电能力 2200 万千瓦。此外，到 2020 年之前预计还有 4 条特高压将投产（内蒙古和新疆各两条），我们预计投产以后能进一步消纳当地风电发电量。

 2018 年前 4 个月全国平均利用小时数的增速为 22%，我们预计 2018 年风电平均利用小时数增速为 10%，2018 年全国平均利用小时数为 3729.27 小时。根据《风电发展“十三五”规划》提出的风电消纳利用目标：2020 年“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。我们预计 2020 年全国风电平均利用小时数为 2065.88 小时。

收入：陆上风电上网电价下降，风电竞价促进平价上网

陆上风电上网电价下降。2016 年 12 月 12 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，要求 2018 年 1 月 1 日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行 2018 年的标杆上网电价，陆上风电上网电价进一步下降。Ⅰ类资源、Ⅱ类资源Ⅲ类资源以及 IV 类资源地区的陆上发电调整为 0.4、0.45、0.49、0.57 元／千瓦时，下降幅度为 14.9%，10%，9.3%、5%。而海上风电上网电价依旧按照原来标准执行。一方面，陆上风电上网电价降低意味着政策补贴逐渐减少，风电行业发展的核心驱动力由政策转变为市场竞争。国家发改委在《关于全面深化价格机制改革的意见》再次强调实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020 年实现风电上网电价与燃煤上网电价相当。以Ⅰ类资源为例，2017 年 7 月 1 日内蒙古平均燃煤标杆上网电价为 0.29 元/度，与Ⅰ类资源的风电上网电价仅差 0.11 元，到 2020 年能够实现风电发电侧平价上网。

风电竞价时代来临。2018 年 5 月 18 日国家能源局发布《2018 年度风电建设管理有关要求通知》指出推行竞争方式配臵风电项目。2018 年尚未配臵到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配臵和确定上网电价，已印发建设方案的省和已确定投资主体风电项目仍执行 2018 年原方案。从 2019 年起，各省新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目均通过竞争方式配臵和确定上网电价。分散式风电项目可不参与竞争性配臵，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。风电竞争方式配臵确定上网电价意味着风电平价上网加速，风电补贴退坡以减少可再生能源补贴缺口。引入市场机制能够提升行业整体技术，淘汰落后产能。国家能源局规定存量已核准项目以开工为标准，风电运营商在 2019 年前开工即可执行原有方案。我们预计 2018 年下半年风电招标规模会扩大，开工率也会较上半年有所上升。

表 7 2018 年 1-5 月风电项目核准、开工、并网数量

成本：风电度电成本持续下降

可再生能源署（IRENA）发布《可再生能源发电成本报告》披露 2017 年全球陆上风电、海上风电加权平均发电成本为 0.06 美元/千瓦时，比 2010 年（0.08 美元/千瓦时）下降 25%。海上风电加权平均成本为 0.14 美元/千瓦时，比 2010（0.17 美元/ 千瓦时）下降 17%。预计 2019 年，最优质的陆上风电项目度电成本不超过 0.03 美元/千瓦时，预计 2020 年-2022 年左右，海上风电项目度电成本将降为 0.06-0.10 美元/千瓦时。通用电气（GE）发布的《2025 中国风电度电成本》白皮书指出，2015 年中国陆上风电平坦地形的度电成本为 0.47-0.67 元/千瓦时，复杂地形风电度电成本为 0.53-0.75 元/千瓦时，预计 2025 年平坦地形度电成本将下降至 0.34-0.46 元/千瓦时，复杂地形度电成本将下降至 0.34-0.50 元/千瓦时。

风电投资成本下降有助度电成本持续下降。根据国家可再生能源中心预测，2030 年陆上风电平均投资成本相较于 2015 年下降 12.8%至 6.8 元/瓦，低风速地区风电投资成本下降 15%至 8.02 元/瓦，海上风电投资成本预计下降 26%至 11 元/瓦。

展望：分散式项目助力风电行业整体复苏

2018 年是风电建设区域转移第三年，中东部装机将理顺，释放节奏或趋于常态化。从 2016 年风电新增装机向中东部转移算起，2018 年是区域转移的第三年，风电行业在这个过程中进行了很多努力来应对区域转移带来的周期拉长问题，比如减少施工机器和人员在每个机位点的等待时间、通过预装式升压站将设计+交付时间由 9 个月降低 6 个月等。通过这些努力，2018 年前四个月中东部装机已有回暖迹象。我们预计在弃风率下降、红六省逐渐解禁、电价驱动、中东部风电装机释放等多因素作用下，风电释放节奏或趋于常态化。我们预计 2018 年下半年风电投资额将会上涨，风电机组新增装机量将持续增加，，2018 年至 2020 年风电新增装机分别为 19.5 吉瓦，2020 年累计装机量将达到 22148 万千瓦，带动风电行业整体复苏。

光伏：政策带来行业调整，行业盼“平价”

现状：光伏发电爆发式增长，光伏制造业规模激增

2018年1-4月太阳能发电量为267.9亿千瓦时，同比增长29.2%。全国新增太阳能发电设备容量1294万千瓦，同比增长45.7%。全国太阳能发电设备平均利用小时数为 410 小时。我国三北地区光伏弃光率高、可再生能源补贴缺口扩大造成的补贴拖欠、土地及不合理收费非设备成本高等问题成为制约光伏行业发展的因素。为改善上述问题，2018 年 4 月，国家出台多项光伏行业相关政策，包括：国家能源局发布的《国家能源局 2018 年市场监管工作要点》（国能综通监管„2018‟48 号），《<能源领域行业标准化管理办法（试行）>及实施细则的通知》（国能局科技„2009‟52 号）等。

 2017 年光伏行业出现爆发式增长

 2017 年 7 月国家能源局发布的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》提出 2016 年底的增补指标不再从年度指标中扣减，同时一次性下发了 2017-2020 年指标，这增强了市场信心，使得“630”后下半年光伏装机趋势不变；此外， 2017 年分布式光伏增速远超预期。受上述原因带动，2017 年全国新增光伏容量 53.94 万千瓦，同比增长 58.0%，连续 5 年位居全球首位;累计装机容量 130.25 万千瓦，占全国累计装机容量的 7.3%，提前实现《电力发展“十三五”规划》的装机目标 110，连续 3 年位居全球第一。

发电市场的景气带来光伏行业产能持续扩张

 2017 年光伏发电的迅猛发展引发产能进一步扩张，一方面部分原本面临市场淘汰的中小企业开始恢复生产；另一方面，行业内骨干企业凭借规模优势也纷纷扩大产能。2018 年上游多晶硅料和硅片产业环节继续扩产。以硅料为例，有色金属协会预计国内多晶硅产能将达到 43.3 万吨/年，同比增长 56.9%；硅片环节，多晶硅片完成金刚线切割改造，产能被动增加 30%，单晶硅龙头企业隆基股份、中环股份和保利协鑫都纷纷扩产单晶硅片产能。

收入：设备价格下降、新能源消纳改善，领跑者中标电价逼近“平价上网”

组件价格下降推动“平价上网”

供应端产能扩张迅猛，而国内需求端未得到相应增长，加上国际需求的中速增长，根据 Solarzoom 调研，2018 年全球新增装机约 100GW。随着可预测到的国内外装机需求减少，上游光伏组件需求将骤降，并传递至太阳能电池片生产环节。产能扩张及更多先进生产线的投产将带来新一轮产业链的价格下调，进一步夯实光伏“平价上网”基础。

弃光率下降助力“平价上网”

 光伏项目收益的主要影响因素为投资成本、电价和利用小时数，发电量上升有助于提高项目投资收益。由于光伏电站布局以西部为主，电网外送能力不足以及发电并网系统调节能力不高等原因，我国弃光限电问题较为严重。2018 年一季度，随着全社会用电需求的大幅提升，国家清洁能源消纳的措施逐步到位，一季度，弃光电量 16.2 亿千瓦时，弃光率 4.3%，同比下降 5.4 个百分点。未来，随着跨省新能源交易市场的完善，弃光、限电比例会得到进一步改善，增厚光伏发电收益率，推动光伏平价上网。

领跑者项目中标电价已接近“平价上网”

 光伏“领跑者”计划是国家为了加快实现 2020 年光伏发电用电侧平价上网目标，自 2015 年开始计划每年通过制定激励政策，鼓励选用同类可比范围内能源利用效率最高的光伏产品。该计划启动后，光伏标杆上网电价大幅降低，收效显著。2017 年第三批 8 个应用领跑者基地的中标结果公示表明，申报电价中标部分项目与当地脱硫煤电价差价在 0.0369-0.1255 元/千瓦时，说明一些地区的光伏发电已接近发电侧“平价上网”。

可以看出，我国光伏发电上网电价呈逐年下降趋势。自 2018 年 6 月 1 日光伏新政以后，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时降低 0.05 元。对于 2017 年获得指标的项目而言，2018 年 5 月 31 日（含）前并网的，执行 0.55、0.65、0.75 元/千瓦时的标准，6 月 1 日（含）后并网的，执行最新的上网电价。

成本：可再生能源补贴缺口不断扩大，光伏装机指标收紧

供需不平衡，补贴缺口不断扩大

根据财政部统计，截至 2017 年底，可再生能源补贴缺口已达到 1000 亿元。一方面，补贴征收增长有限。近年来，为降低我国的能源成本，提高本国产品竞争力，国家通过电改及降费政策等举措降低大工业及工商业电价。进一步提高可再生能源附加征收标准有悖于我国降电价的举措，而光伏、风电等在装机规模和发电成本上都获得了长足进步，因此，未来几年进一步提高可再生能源补贴征收标准的概率较小。此外，由于用电量基数的不断扩大，全社会用电量难以维持 2010 年前的两位数高速成长。征收标准难以提高及征收基数增速收窄导致可再生能源补贴征收总额的增速减缓。

另一方面，补贴支出规模不断增加。2017 年，由于设备价格下降，分布式光伏加上补贴后投资收益率高，且分布式光伏不受指标限制，造成又一轮爆发式增长，进一步拉高可再生能源补贴支出。

由于无法建立电价附加补贴资金与可再生能源发展规模相匹配的联动机制，在补贴征收增速放缓、补贴支出需求水涨船高的情况下，控制提前实现装机规模目标且成本下降迅速的光伏装机成为必要措施。6 月 1 日国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》（发改能源„2018‟823 号）指出：暂不安排今年普通光伏电站指标、分布式光伏指标为 10GW、发文之日起新投运的光伏电站标杆电价和分布式度电补贴均下调 5 分钱。该政策将进一步压缩装机需求，同时行业制造端产能将释放出来，晶硅产业链价格将承受更大的压力，未来一年将会出现落后产能陆续出清态势。与此同时，产业链的压力短期将会倒逼行业寻找海外市场、扶贫市场等突破点，长期性价比的提升将会使光伏发电更快平价上网，从而打开不依靠政策的市场。

多途径缓解可再生补贴缺口压力

补贴供需的缺口扩大以及新能源发展目标的实现促使国家政策转向控制光伏补贴发展规模，促进光伏去补贴化发展，可缓解可再生能源补贴不足的矛盾。根据《关于完善光伏发电建设规模管理的意见》和《分布式光伏发电项目管理办法》等文件意见，通过明确光伏规模管理规则，分布式进入双轨发展，多途径自主降补贴等途径可以缓解可再生补贴缺口压力。

展望：2018 年光伏并网容量将达 35GW

尽管中国光伏行业在中游和下游占据绝对优势，但由于行业飞速发展，整个产业的标准化亟待完善；且我国在光伏上游研究和硅料生产不具备优势，中国的光伏产业在全球化的背景之下仍需进行产业升级。我们预计 2018 年地面光伏与分布式光伏新增装机容量为 35GW。其中，地面集中式电站 12.5GW，村级与户用扶贫电站 2.5GW，工商业屋顶 8GW，户用光伏 4GW，领跑者基地 6GW，示范项目 2GW。

水电：来水丰沛助电量提升，项目投资持续推进

现状：水电基建投资额大幅增加，累计装机容量平稳增长

2018 年前 4 个月全国水电发电量为 2633 亿千瓦时，同比上升 1.3%；全国平均利用小时数为 845 小时，同比下降 26 个小时。 2018 年第一季度基本无弃水。

截至 2018 年 4 月份，水电基本建设投资完成额为 154 亿元，同比大幅上升 14.4%，近 5 年首次累计投资额增加。主要原因可能是世界第二大水电站白鹤滩开工以及 2018 年上半年 16 个抽水储能电站在建。2018 年 1-4 月新增装机容量 135 万千瓦，同比下降 64%。截至 4 月底，累计装机容量为 29955 万千瓦，同比增长 2.9%。

收入：来水丰沛延续，发电量平稳增长

 2018 前四个月年全国水电发电量为 2633 亿千瓦时，同比增长 1.3%，主要得益于 2018 年处于来水丰年。2018 年第一季度三峡水库来水情况略好于 2017 年同期，按照来水一般下半年偏丰的情况，我们预计 2018 年下半年来水将持续丰沛，水电发电量将会持续增长。

收入：新增装机容量下半年小幅度回升

2018 年 1-4 月新增装机容量为 135 万千瓦，同比下降 64.06%。新增装机量主要集中在四川、云南、广东三个省份，主要原因是 2017 年下半年和 2018 年上半年，四川省和云南省分别逐步投运了 3 座大渡河流域和 4 座澜沧江流域的水电站。根据《2018 年能源工作指导意见通知》积极推进已开工水电项目建设，年内计划新增装机规模约 600 万千瓦。扎实推进金沙江、雅砻江、大渡河、黄河上游等水电基地建设，年内计划开工建设金沙江拉哇水电站。2018 年计划投运的水电站大多数在下半年完工，我们预计 2018 年下半年新增装机容量较上半年小幅度回升，年底累计装机容量将达到 347.02 吉瓦，同比增速为 1.7%，新增装机容量为 580 万千瓦。

收入：特高压输送通道推进建设，水电消纳增强

2017 年全国水能利用率为 96%，2018 年第一季度全国基本无弃水，水电消纳能力持续增加。《2018 年能源工作指导意见通知》指出年内力争开工建设乌东德送电广东广西柔性直流、四川水电外送第四回直流等输电通道。扎实推进陕西、青海、新疆、陇彬、白鹤滩水电、金沙江上游水电电力外送输电通道，以及闽粤联网工程前期论证。随着 2018 年 2 条特高压通道推进建设，我们预计 2018 年下半年云南、四川的弃水量将持续下降，全国水能利用率将稳步提升。

2018 年前四个月水电利用小时数同比下降 2.9%，由于 2018 年下半年新增装机量上升幅度不大，发电量将推动利用小时数提升，我们预计 2018 年利用小时数为 3656.49 小时，同比上升 1.7%。预计 2020 年水电平均利用小时数将达到 3688.66 小时。

成本：水电成本有上涨压力

可再生能源署（IRENA）发布《可再生能源发电成本报告》披露 2017 年全球水电加权平均发电成本为 0.05 美元/千瓦时，相比 2010 年（0.04 美元/千瓦时），同比上涨 25%，在全球范围来看，水电成本有上涨的压力。

由于中国已有大型水电项目运营年限较长，中国水电度电成本上涨压力较小。以长江电力为例，2016 年水电度电成本为 0.092 元/千瓦时，2017 年水电度电成本为 0.091 元/千瓦时，小幅下降 1%。我们预计 2018 年水电成本将维持持平状态。

水电项目建造成本有一定上涨的压力。2018 年 4 月 2 日国家发改委发布《关于建立水电开发利益共享机制的意见》指出调整完善资源开发收益政策，探索水电利益共享机制，将从发电中提取的资金优先用于水电移民和库区后续发展。预计 2018 年下半年水电项目建造成本将有所提高。

展望：水电发电量稳步增长，水电企业凸显投资价值

2018 年水电龙头企业兑现高现金分红。其中，长江电力每股分红 0.68 元，股息率为 4.09%；桂冠电力每股分红 0.33 元，股息率达到 5.54%，高于十年期国债收益率 3.66%（2018 年 5 月 23 日）。综合来看，水电行业股息支付率高于整体电力行业。申万水电近 12 个月的股息率为 2.76%高于申万电力的 2.59%，水电企业投资价值明显。 2018 年上半年来水颇丰，发电量稳重有增。

2018 年下半年来水丰沛，澜沧江流域水电站运行增加投运装机容量以及两条特高压输电通道的建成改善消纳状况，有利于水电发电量持续增长。2018 年上半年各省水电上网电价没有下调压力，预计 2018 年水电上网电价将持续，水电企业有望随着发电量增长而实现业绩稳步增长，有望持续高现金分红，水电企业仍具有高投资价值。

核电：三代核电堆发电在即，装机增速有望大幅提升

现状：投资与装机双重提升，行业整体迎来复苏 2018 年 1-4 月核电发电量为 827 亿千瓦时，同比增长 10.2%。核电发电量占社会总体发电量 3.96%，2017 世界核电发电占比为 10.6%，核电发电仍存在很大的空间。

截至 2018 年 5 月，我国共有 14 个核电厂运营 39 台核电机组，总装机容量为 3789 万千瓦。截至 2018 年 5 月，在建核电厂 5 个包括在建机组 18 台，装机容量为 1998 万千瓦。

截至 2018 年 4 月核电基本建设投资完成额为 121 亿元，同比大增 20.3%。主要原因很可能由于 2017 年年末霞浦核电站开工，结束 2016 年 2017 年两年核电“零开工”的困境，加上 AP1000 三代堆技术的成熟，三门 1 号以及台山 1 号机组顺利推进，核电投资逆转以往负增长。

2018 年前 4 个月全国平均利用小时数为 2287 小时，同比增长 62 小时。全国平均利用小时逐年增长，主要由于社会用电量需求增加，而大型水电工程尚未投产，光伏、风电装机受到场地限制，煤电项目受到国家限制，核电技术不断提升，现有核电发电效率逐年上升弥补电力供应缺口。

现状：三代核技术迎来新突破，核电审批速度有望加快我国核电技术可以分成 4 级，第一级为原型堆机组、第二级为压水堆、沸水堆、重水堆等机组、第三级为欧洲压水堆和先进非动能压水堆等机组，第四级为高温气冷堆机组。目前我国投运的核电机组都是二代和二代改进的反应堆，在建和拟核准的核电站机组主要为三代反应堆。目前我国主要的三代核反应堆型号有华龙 1 号、AP1000、CAP1400、EPR、ACPR1000。

其中，CAP1400 中国拥有 80%的知识产权，而 ACPR1000 和华龙 1 号，中国拥有 100%的知识产权。我国核电设备国产化率不断提高，华龙 1 号目前国产化率接近 90%，CAP1400 国产化率达到 85%。

2018 年 4 月，全球首台 EPR 核电机组台山一号以及全球首台 AP1000 核电机组三门一号先后获得首次装料批准书，这意味着三代核电机组已完成设计、土建、安装、调试、生产准备的工作。核电站装料批准后，一般 3 个月能够完成带核试验并且进行并网发电。若三门一号和台山一号能够在 2018 年底实现并网发电，我们预计后续在建 AP1000 机组将在三门一号的经验基础上加快建设进程，批量化三代核电机组已具备条件，三代核电项目审批速度将加快。《2018 年能源指导意见》指出，要积极推进具备条件项目核准的建设，扎实推进一批场址条件成熟、公众基础好的沿海核电项目前期论证工作。按照项目筹备进度来看，2018 年有望开工的核电项目有徐大堡核电站一期、陆丰核电站一期、海阳核电站二期。

 2018 年 5 月 23 日我国自主核电项目“华龙一号”防城港核电二期工程 3 号机组穹顶吊装顺利完成，这标志着防城港核电 3 号机组从土建施工阶段转入设备安装阶段。同时，“华龙一号”全球首堆福清核电二期 5 号机组稳压器吊装就位，标记着主设备安装取得阶段性成果。目前，我国在建的 3 台“华龙一号”机组进入了安装阶段，建设项目稳步推进。由于我国具有华龙 1 号完整自主知识产权，且造价成本低于 AP1000，我们预计在后续批复核电项目，华龙一号将很可能成为中国主力三代堆型。

收入：核电投产装机迎来“大年”，平均利用小时稳步提升

2018 年前 4 个月新增装机容量为 113 万千瓦，同比增长 4.0%。根据《2018 年能源指导意见》年内计划建成三门 1 号、海阳 1 号、台山 1 号、田湾 3 号和阳江 5 号机组，合计新增核电装机约为 600 万千瓦。2018 年 2 月 15 日田湾 3 号机组投用，2018 年 5 月 24 日阳江 5 号实现并网发电，三门 1 号和台山 1 号都已获得首次装料的批准书，按照目前的项目进度，保守估计海阳 1 号年底无法实现并网发电。

2016 年和 2017 年两年近开工核准一台霞浦核电机组。《2018 年能源指导意见》指出年内计划开工 6-8 个机组，目前 2018 年上半年还未有一台核电机组获得开工核准，下半年核电机组核准开工数量主要取决于三门 1 号实现安全并网发电速度。由于待核准核电机组较多为 AP1000 三代反应堆，若三门 1 号下半年实现并网发电，我们预计未来新机组核准开工的速度将会加快。

2018 年前 4 个月全国平均利用小时数为 2287 小时，同比增长 62 小时。随着三代核电堆装料批准，华龙一号反应堆有序推进，全国平均利用小时数会随着核电技术成熟稳步提升。

展望：核电运营主体扩大，装机有望加速推进

目前国内具有核电运行许可证牌照的只有中广核集团、中核集团以及国电投集团。2018 年 1 月 31 日国资委发布消息，国务院批准中国核工业集团有限公司（中核集团）与中国核工业建设集团有限公司（中国核建）实施重组，这意味着中国核建集团间接成为核电运营主体。而其他四大发电集团，只能通过参股的方式参与到核电建设项目。随着核电三代技术成熟，行业整体复苏，预计大批火电企业布局核电项目，争取参与核电运营，弥补火电收益不稳定性。

目前，核电装机与发电占比较低，未来有较大的发展空间，核电运营主体有望扩大。目前四大发电集团能够成为核电运营主体主要有两种方式。一种方式是通过与已有牌照的核电央企重组，另一种方式是通过《核电管理条例》获得核电牌照。目前按照 2016 年送审稿要求，控股股东或者实际控制人必须是国资委控股企业且核电项目持股比例不少于 25%，具有 8 年参与核电项目建设、运营经验，其中至少包括 1 台机组完整建设周期及其三年以上的运行经验。目前已符合《核电管理条例》的企业为大唐集团、华电集团以及华能集团。如果《核电管理条例》正式颁布，我们预计这三大发电集团将成为核电运营主体，核电行业竞争更加市场化。

投资策略

火电：受宏观经济景气度提升及新兴产业用电量增速较快影响，全社会用电量持续较快增长。而非化石能源发电量有限，火电仍是支撑性角色，要满足全社会用电量需求主要靠火电平均利用小时数的提升。此外，用电峰谷差进一步加大，煤价回涨向下传导，市场电价降价幅度将逐步收窄，缓解煤电企业成本压力。由于火电行业对煤炭价格的高弹性特征，如果未来煤价回归合理区间，火电行业业绩仍会进一步改善。

风电：风电投资预警结果由红 6 省变红 3 省，分散式风电开发实施承诺核准制都将利好装机容量提升，特高压输电通道建成有利于利用小时数提高，弃风率进一步下降。我们预计 2018 年年底累计风电装机容量为 18248 万千瓦，新增装机容量 1950 万千瓦，平均利用小时数达到 2065.88 小时，风电行业实现整体复苏。

光伏：2018 年一季度，随着全社会用电需求的大幅提升，国家清洁能源消纳的措施逐步到位，弃光率较上年同期下降。6 月 1 日《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》出台后，中国光伏发电市场迎来重大改变，上网电价继续下调，并且补贴规模、指标收到严格控制，这将加速行业出清、推进平价上网，光伏发电有望不再依赖补贴、回归市场、健康发展。我们预计 2018 年地面光伏与分布式光伏的总装机容量为 35GW

水电：世界第二大水电站白鹤滩有序推进，16 座在建抽水储能电站在建，促进水电装机稳中有增。来水丰沛持续以及特高压输电通道推进助力利用小时数提高，带动水电发电量稳步增长。水电龙头企业兑现高现金分红，长江电力股息率为 4.09%，高于十年期国债收益率 3.66%。水电企业投资价值明显。

核电：田湾 3 号和阳江 5 号并网发电成功，核电装机和投资迎来双重提升，核电行业迎来新机遇。台山 1 号和三门 1 号批准装料，意味着批量化三代核电机组已具备条件，三代核电项目审批速度将加快，我们预计未来核电装机速度加快。目前大批火电企业参股核电项目熨平煤电收益不确定性，浙能电力是目前拥有核电权益装机最多的火电企业，如果按《核电管理条例（送审稿）》内容颁布，则我们预计华能国际很可能成为核电运营主体。

行业评级受宏观经济影响，2018 年下半年用电需求将高速增长，用电峰谷差加大导致电力供应紧张。我们预计火电行业作为用电支柱，需求拉动整体行业业绩持续走高；水电来水持续丰沛，利用小时数稳步提升；分散式风电项目利好装机容量提升；可再生能源补贴缺口扩大，光伏装机指标收紧；核电三代技术取得新突破，核电新机组审批开工有望加速。因此我们给予行业“中性” 评级。