电力行业2019年年度投资策略:用电量稳增长,基荷电力
剔除超预期增长动力,2019年用电量增速稳定在5.5%。2018年以来,地产、电厂用电和气温三大因素促使全社会用电量增速同比提高了1.7ppt,形成了2018年全社会用电量超预期增长。我们认为地产、气温等非经常性因素或难在2019年持续。结合历史平均增速,我们预计2019年第一产业对全社会用电量拉动在0.09ppt,第二产业对全社会用电量拉动在3.0ppt,第三产业及居民生活用电对全社会用电量的拉动分别为1.3ppt和1.0ppt,各部门汇总,预计2019年全社会用电增速在5.5%左右。由于美国第二轮2000亿美元的中国产品加征关税打击面广,基本覆盖衣食住行、轻工业、机械制造、生活日用品等制造业和终端产品,由于终端产品将向上传导影响制造业,这种叠加、循环效应难以计算,加上新一轮中美贸易谈判仍在进行中,最终结果存在巨大不确定性,因此上述预测中未包含贸易战对下游需求的影响。
火电利润三要素齐发力,促电企业绩反弹。一是上网电价难降,2018年,煤电价格在触发电联动机制的情况下,为一般工商业电价降价让路,并未启动,火电厂背负大量的燃料成本。根据我们对煤电联动机制的计算,煤电上网电价降价调整的概率较低。二是利用小时数持续增加,煤电去产能、促进非化石能源消纳的政策,促使火电在装机增量难以大幅增长的情况下,不断提高利用小时数,我们预计,至2020年火电平均利用小时数将达到4,556小时。三是煤价已达峰,煤炭产能及运力的持续增加,进一步减缓电煤紧平衡的局面,如经济承压下行导致用电需求下滑,加剧煤炭供需格局的转换,促发煤价下行,降低火电燃料成本。我们预计在电价难跌、利用小时数走高及燃料成本难以上涨的背景下,2019年火电业绩将持续走高。
水电投资增速回升,电源装机有序推进。随着金沙江、雅砻江、大渡河、黄河上游等水电基地建设有序推进,我们预计2019年新增装机容量900万千瓦,同比增速为5.7%,累计装机容量将达到350.19吉瓦。同比增速为5.7%,新增装机容量为900万千瓦。
三代核电堆发电在即,核电审批有望重启。为推动我国核电行业及上下游基础工业发展,保障我国能源安全,我们预计2019年预计核电项目审批开工速度将加快,核电行业迎来新机遇。我们认为两台CAP1400机组石岛湾1、2号预计要根据中美贸易摩擦进展核准并官宣,CAP1400核准后,列入能源局开工计划的6台等待核准的AP1000将陆续放行,合计装机容量750万千瓦。
风电补贴退坡加速,平价上网可期。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置和确定上网电价。其中,分散式风电项目可不参与竞争性配置,逐步纳入分布式发电市场化交易范围。国家补贴退坡、市场竞争逐渐成为风电行业发展的核心驱动力,促使风电离上网侧的平价上网越来越近。
光伏补贴拖欠严重,短期影响新增装机。光伏新增装机超预期规模导致新能源补贴缺口扩大,我们对可再生能源补贴缺口进行了测算,在考虑绿证降补贴、考虑征收率提升及一般情形三种情形下,可再生能源补贴当年收入和支出有望分别在2025年、2027年和2028年达到平衡,而累计补贴缺口将在2032、2035和2036年得以平衡。补贴缺口难以在短时间内达峰,造成补贴拖欠时间延长,企业现金流受影响,由于补贴占光伏每年现金流的一半左右,受补贴拖欠影响企业现金流,并将抑制企业投资积极性,在新增装机受建设积极性影响的情况下,我们预计2019年地面光伏与分布式光伏新增装机容量为35吉瓦。
行业评级:中长期看,用电量增值的新旧动力转换将保持“十三五”期间用电需求维持中高速发展,我们预计2019年用电增速维持在5.5%,火电行业在电价不降、利用小时数上升、燃料成本下行的情况下,整体行业业绩持续走高;水电受来水影响,利用小时数或有所下降,但龙头水库将依然维持发电量稳定;风电装机成本不断下降,平价上网可期;可再生能源补贴缺口扩大,光伏装机指标收紧;核电三代首堆即将商运,新机组审批开工有望加速。因此我们维持行业“中性”评级。
建议关注的公司:华能国际(600011)、华电国际(600027)、浙能电力(600023)、长江电力(600900)
风险因素:宏观经济增长不达预期,煤价上涨风险,上网电价下调风险,环保政策风险,水电来水量低、清洁能源消纳不足,核电三代技术遇到瓶颈等