电力行业2020年度策略报告：不破不立，除旧迎新

回顾2019:用电增速如期放缓,盈利持续提升。受社会经济趋势下行的影响,叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素,各产业用电量增速全面回落。1-10月份,全国全社会用电量5.92万亿千瓦时,同比增长4.4%,比上年同期回落4.3个百分点,位于我们在上个年度策略报告中预测的保守假设区间内。需求侧增长放缓同步传导至供给侧。1-10月份,全国规模以上电厂发电量5.85万亿千瓦时,同比增长3.1%,比上年同期回落4.1个百分点。水电表现亮眼、火电持续修复,全行业营收、利润持续提升。

展望2020:电价新政暗潮涌动,浮动机制打开想象空间。已经沿用了十六年的煤电标杆电价+联动机制如期谢幕,2020年起“基准+浮动”机制登场,开启电价新时代。虽然市场对于2020年只降不升的政策压制持悲观态度,但我们认为浮动机制有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局,打开电价的想象空间。通过观察广东和江苏这两个市场化交易规模最大的火电大省的价差和让利情况,可见市场化对于发电企业的影响并不会大到难以控制的地步。

火电:倒春寒难改行业复苏。除了类似“涨跌停板”的上、下幅度限制外,电价新政适用电量有限,且在环保电价、容量电价方面构成长期利好。2019年电煤价格走势前高后低、回归绿色区间,浮动电价机制打通了电煤价格在上网电价中的传导路径,2020年仍有进一步下行的空间。虽然上半年用电需求疲弱叠加水电高出力、核电装机大幅增长带来的强势表现,压制了火电的出力,但三季度起水电出力回落、火电出力提升。2019年夏季全国主要流域的来水及蓄水情况不佳,如果用电需求回暖,则火电出力有望进一步增长。

核电:看点在增量。电价新政明确核电标杆电价体系平稳过渡,打消不确定性的预期。新增装机大幅增长及部分核电大省用电需求疲软导致利用小时同比下滑,但三季度起,粤、苏、浙、沪、闽的发、用电需求开始回暖,2020年利用小时有望进一步回升。“华龙一号”首堆即将投产,新机组审批提速。华能、大唐等传统火电企业对核电牌照及控股权的追求将逐步改变现有的核电运营商竞争格局,带来新的变量和新的动能。

水电:蛰伏。2019年是水电大年,但丰水期来水不佳,2020年出力大概率趋缓。电价新政同样实现大水电外送电价体系的平稳过渡,但在“十四五”新协议的商讨过程中或会出现博弈局面。川云地区部分在建大型水电项目将从2020年起陆续投产,“十四五”将迎来新一轮增长。

投资建议:2019年水电出力增长、火电盈利修复,行业景气度持续提升。虽然连续两年下调用户侧电价使发电侧持续承压,但采用市场化浮动机制的新煤电上网电价政策在涨价预期、定价权利、联动范围、涨价空间、降价限制、调整频率方面颇具看点;即使2020年电价暂不能上浮,但未来有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局,打开了电价的想象空间,因此我们上调行业评级至“强于大市”。2020年,火电盈利三要素中电价风险可控、利用小时和煤价的改善趋势不变,推荐全国龙头华能国际,以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份;核电的利用小时有望回升,华龙新机组的提速、竞争格局的变化值得关注,推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电,建议关注国内装机规模最大的中广核电力(H)/中国广核(A);水电的利用小时大概率回落,川云地区新电站陆续投产将带来新一轮增长,推荐水火共济、攻守兼备的国投电力,以及坐拥两座龙头水库、西电东送大湾区的华能水电,建议关注全球水电龙头长江电力。

风险提示:1、上网电价降低:电力市场化交易可能拉低平均上网电价。2、利用小时下降:宏观经济运行状态将影响利用小时数。3、煤炭价格上升:以煤机为主的火电企业,燃料成本上升将减少利润。4、降水量减少:水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。5、政策推进滞后:政策对于电价的管制始终存在,仍有可能因为经济发展不及预期等原因调整电价政策;电力供需状态可能影响新机组的开工建设。