2020公用事业行业展望分析报告.pptx

2020公用事业行业展望分析报告,摘要：电力,2019年可能是电力行业承前启后的一年，市场化交易范围和比例进一步扩大，电力现货市场试点取得初步成果，“基准+浮动”电价机制 出台，煤电标杆电价成为历史，未来电价浮动的方向和幅度预计主要取决于电力供需关系及发电成本。随着近年来新增发电装机的脚步趋 势性放缓，在全社会用电量维持每年4%-5%增速的预期下，未来电力行业有望收获主要由供需结构改善带来的红利。火电：可能有板块性机会。长期逻辑：“市场煤”和“计划电”的长期错位将迎来修正，逐步回归公用事业属性，以稳定的ROE回报，支 撑可观的分红比例，股息率有望维持在较高的水平。我们预计，火电的装机占比将逐渐下降，但其产能利用率有望逐步提高并维持在较高 的水平。中长期来看，电价具有上涨的可能性，至少具有随通胀上涨的基础。随着供需格局的转变以及分红的稳定提升，板块估值有望逐渐修复。中期逻辑：新产能急刹车之后，随着全社会用电量的可观增长，火电的利用小时数将在中期维度步入上行区间。短期逻辑：煤价 下行仍是短期内火电盈利改善的关键因素，随着煤炭去产能的边际效应逐渐减弱、新增产能逐渐释放，同时宏观经济增速放缓导致需求端 相对偏弱，预计2020年动力煤价格仍将趋势性下行，火电ROE有望逐步提升。另一方面，市场对2020年的电价判断可能存在预期差：浮动 电价政策出台后，市场表现出对未来电价走势的显著担忧，但我们预计2020年发电侧电价的实际降幅有望显著优于市场的预期。推荐标的：华能国际、华电国际。水电：我们看好兼具价值与成长属性的大水电资产的稀缺性。无风险利率或将继续处于下行通道，分红收益能明显跑赢10年国债收益率的 优质水电股具有较高的防御性和投资价值。推荐标的：国投电力、长江电力。风电：2020年预计将进入投产高峰期。 推荐标的：中闽能源、福能股份。电网：推荐关注三峡集团/长江电力深度参与的电网整合投资机会。我们认为：这次以三峡水利为平台进行运作的重庆电网整合是本轮电改 的里程碑事件。资本布局高瞻远瞩的新实控人意在以重庆为切入点打造“三峡电网”，由点及面实现异地扩张，逐步走出重庆和三峡集团 的范围，有望在未来 5-10 年发展成为国网、南网之外独具特色的具有发、配、售一体化产业生态的“第三张网”、全国性的配售电龙头。 推荐标的：三峡水利,摘要：环保、燃气,环保：看好国资入股、长江大保护带来的行业发展机遇。2018年下半年国资大举入股民营环保上市公司，2019年国资入主呈上升趋势。国 企主打PPP 项目的投融资工作（帮助公司改善财务状况），民企依托自身技术优势提供设备及承担EPC工程或后期运营服务部分（国资可获 得环保技术+整合环保资产的优质平台），双方优势互补。长江大保护市场空间广阔，单个项目运维体量较大。长江环保集团已在宜昌、九 江、芜湖、岳阳首批4个试点城市实施落地了一批PPP项目，并全面对接重庆、武汉、鄂州、秭归等第二批12个合作市县。2020年垃圾分类迎来中考年，垃圾分类将对固废行业来带深远影响。据测算，到2020年，我国生活垃圾全产业链运营空间高达3398.73亿元，2025年运营空间高达4124.7亿元，预期五年增长率达21.36%。考虑垃圾回收利用等因素，未来全产业链运营空间更大。全产业链处理背景下，固废企业可通过前期垃圾分类投放、收集、分选、回收等技术实现垃圾的彻底分类，提升垃圾处理价值和处理效率，通过从源头介入， 直接控制原材料，更易于实现垃圾焚烧、餐厨垃圾处理等产能的综合有效利用，发展前景广阔。推荐标的：长青集团、国祯环保、瀚蓝环境；建议关注：上海环境、伟明环保、维尔利、中国天楹燃气：国家管网公司成立，油气改革迈出关键一步。其成立，是“管住中间、放开两头”的总体改革思路的体现，“X+1+X ”的油气市场体系，将会推动油气行业市场寡头垄断格局的转变，增加油气市场供给主体，促进市场竞争，优化资源配置。中游管输的公平开放，有望使更多的上游气源进入市场，促进油气开采，丰富气源供给。同时，中游长输管网独立为国家管网公司，则上游气源和下游主要用户可直 接进行交易，低成本气源的竞争力得到凸显，将推动供气主体加大勘探与开采投入，提供更多优质气源，降低市场平均气源成本。国家管 网公司成立，有望优化天然气输送，降低运送成本，同时管输环节收费有望更加透明化，进而压缩下游用气成本。下游大型城燃企业由于 拥有较大售气量，将具有较强的议价能力，能够直接和上游供应商议价，锁定气源成本，保证用气高峰气源供给，同时亦可在海外锁定低 价气源，控制气源成本，将显著利好大型城燃企业综合发展。推荐标的：蓝焰控股、沃施股份；建议关注：天伦燃气、深圳燃气风险提示：宏观经济波动，用电需求下滑，电价下调，动力煤价高涨，风电投产进度不及预期，环保政策支持不及预期，补贴下调，煤层气开采进度不及预期,重点标的推荐,目,录,CONTENTS,水电,火电,电力行业回顾与展望,新能源电网 环保 燃气,电力行业回顾与展望,2019行情回顾：平淡的一年，电力板块跑输大盘,2019年，上证综指涨幅23.72%，公用事业板块涨幅6.26%、电力板块涨幅11.53%，皆跑输大盘电力行业子板块表现：水电火电新能源发电，水电板块涨幅与大盘基本持平水电板块累计上涨23.66%，火电板块累计下跌1%,-5%-10%,2019年 上证综指、公用事业、电力及各子版块涨幅35%30%25%20%15%10%5%0%,2019-01-02,2019-02-02,2019-03-02,2019-04-02,2019-05-02,2019-06-022019-07-02,2019-08-02,2019-09-02,2019-10-02,2019-11-02,2019-12-02,上证综指公用事业（SW）电力（SW）火电（SW）水电（SW）新能源发电（SW）,行情回顾：火电股显著分化，水电股普涨,2019年 SW新能源发电个股涨跌幅（%）,2019年 SW水电个股涨跌幅（%）,2019年 SW火电个股涨跌幅（%）,火电股走势明显分化，华能国际、华电国际、大唐发电等全国性 火电龙头跌幅约20%，部分地方火电公司受益于成本下降、供需 改善等因素取得不同程度涨幅。水电股呈普涨态势，龙头公司长江电力、华能水电分别上涨20%、39%，涪陵电力受益于配电网节能的业绩增长，取得64%的涨幅。新能源发电方面，以生物质发电为主业的长青集团上涨12%，核 电双雄中国核电、中国广核分别小幅下跌3%、小幅上涨0.3%。,100806040200-20-40-60-80,东方能源新能泰山穗恒运A 长源电力 申能股份 内蒙华电 深圳能源 广州发展 豫能控股 赣能股份 福能股份 京能电力 通宝能源 上海电力 江苏国信 建投能源 漳泽电力 华银电力 皖能电力*ST金山国电电力 粤电力B 粤电力A 浙能电力 大唐发电 华电国际 华能国际*ST华源*ST华电B,0,50,100,150,200,250,岷江水电西昌电力 涪陵电力 闽东电力韶能股份 华能水电 明星电力 乐山电力 文山电力 梅雁吉祥 长江电力 桂东电力 桂冠电力 川投能源 国投电力 湖北能源 黔源电力 湖南发展 郴电国际 广安爱众 三峡水利 甘肃电投,120100806040200-20-40-60,行情回顾：2016Q4以来，火电营收持续正增长且增幅可观,-300%,-250%,-200%,-150%,-100%,-50%,0%,50%,100%,150%,-20.00%,0.00%,20.00%,40.00%,60.00%,80.00%,100.00%,营收同比,归母净利同比,营收同比归母净利同比SW水电 营收、归母净利润同比增速,SW火电 营收、归母净利润同比增速（2017Q4归母净利增速为-6496%）,2019年Q1、Q2、Q3，申万火电板块总 体营收增速为18%、7%、10%，归母净 利增速为87%、23%、78%。2016Q4以来，火电营收持续正增长且增 幅可观。即使在降电价压力较大的2019 年，Q2的营收增速为16Q4以来最低点， 也有7%的增长。,2019年Q1、Q2、Q3，申万水电板块总 体营收增速为13%、21%、18%，归母 净利增速为11%、25%、5%。2016Q1以来，随着在建机组逐步投产， 水电板块营收保持增长（2017Q2受来水 波动影响除外）。因为成本端波动较小， 归母净利增速与营收增速趋势大致吻合。,浮动电价政策出台，煤电标杆电价机制成为历史,从2020年1月1日起，取消煤电价 格联动机制，将现行标杆上网电价 机制，改为“基准价+上下浮动” 的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上 网电价确定，浮动范围为上浮不超 过10%、下浮原则上不超过15%， 具体电价由发电企业、售电公司、 电力用户等通过协商或竞价确定，2020年暂不上浮。确保一般工商业平均电价只降不升，同时，居民、农业等民生范畴用电 继续执行现行目录电价，确保稳定。,浮动电价机制预计不会对当前整体电价水平增加明显压力,目前煤电参与市场化的比例和让利幅度都已较为可观，预计“基准价+上下浮动”机制不会对当前整体电价水平增加明显压力，未来浮动的方向和幅度可能主要取决于供需关系以及动力煤成本，“市场煤” 和“计划电”的长期错位将有一定修正，煤电的公用事业属性增强。电量和电价的完全市场化是必然的趋势，电力若真正回归商品属性，其价格将主要由供需关系决定，在 电力供需改善的趋势中，电价是具有随通胀上涨的基础的（尤其是中长期）。基于当前国情，电价可能 需要一段时间“有限制市场化”的过渡。,浮动电价：对2020年综合电价的影响？,我们预计新政策实施后，发电企业的让利总额可能维持基本不变，让利分享的结构上，有望由原有的大用户为主向中小用户部分转移。发电企业的市场化交易报价策略或将有所调整。市场化电量比例将继续扩大，趋势上单位让利幅度有望维持或收窄，发电端整体电价水平可能保持基本稳定（短期）或提高（中长期）。火电电价可能没有明显下行压力，从而也不会明显增加外送水电的电价压力。浮动电价政策大概率对新能源电价无实质影响，因为新能源 目前对标的电价是包含了环保补贴的煤电标杆电价；但是新能源竞价上网的激烈程度可能会随着投产机组快速增长和煤电让利电量比例增 加而提升。预计各类用户用电成本的变化：“三不变，一降低”：一是居民、农业用户电价水平不变，由电网企业保障供应，销售电价继续执行各地 目录电价，确保价格水平稳定，不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，继续按现行市场规则形 成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变，可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮 动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择，且明确2020年暂不上浮，确保工商业 平均电价只降不升。,现货市场：能够更好的发现价格， “无现货、不市场”,电力现货市场能够更好的发现价格，在一个成熟完备的电力市场体系中，现货市场属于核心环节。相比于计划属性较强的大用户直接交易和中长期交易，现货市场能充分反映不同时段、不同地点的边际发电成本和电力供需，从而更好地发现电力价格信号，正所 谓“无现货、不市场”。由于电力商品的特殊属性，电能稍纵即逝、不易储存，现货市场有可能在用电负荷高峰期突破基准电价。,电力现货市场的推进有望利好新能源和优质火电机组。在我国当前弃水、弃风、弃光严重的情况下，现货市场更能有效促进清洁能源的消纳。而地方实践经验证明，现货市场的另一重要作用，是有力促进电力市场有序竞争，提高电力系统运行效率和社会整体效 益，利好新能源发电企业和优质火电企业。在山西电力现货市场中，全部火电机组和新能源机组均进入市场，这样可以统一优化发 电曲线，新能源机组优先安排发电，优先保障消纳；由日前和实时市场开展分时电力竞争，实现电力电量优化平衡，最大程度释放 电力优化空间。甘肃的电力现货市场则将发电侧由新能源电厂扩展到火电、水电、新能源发电等全部电厂，用户侧市场则由过去的 省外用户扩展到省内、省外两个市场；火电与新能源的有效竞争、合理协调、互为补充将成为电力市场中的关键一步。,第一批8个电力现货市场建设试点全部进入试运行阶段,目前我国电力现货市场进展情况如下：2017年8月28日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了关于开展电力现货市场建设试点工作的通知特急文件，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作， 要求2018年底前启动电力现货市场试运行。2018年8月31日，南方（以广东起步）电力现货市场试运行启动，将按照模拟推演、模拟运行(不结算)、结算试运行三个阶段开展，相关实施方案和系列交易规则公开征求意见，被业内人士认为是电力体制改革的标志性事件。2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，国家电网开展省级现货市场建设取得突破。现货市场是电力市场“拼图” 中的关键一块，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，下一步现货市场将继续在全国范围内全面推开。2019年5月，南方（以广东起步）电力现货市场实施了国内首次电力现货交易结算运行。该次交易由发电商自主申报拟出售的电量 和价格，购电用户自主申报拟购买电量，经交易平台竞价撮合，并通过电网安全运行检验，每15分钟形成一个电价，不同地方、不 同时段用电价格不同。2019年6月，随着内蒙古电力多边交易现货市场模拟试运行，第一批8个电力现货市场建设试点全部进入试运行阶段，我国电力市场 建设取得又一重要突破。,预计2019年用电量增速4.5%左右,2018年用电量增速8.5%，19年1-11月用电量增速下滑至4.5%，预计19年全年用电量增速4.5%左右。,19年二产用电量增速明显回落，1-11月3.1%，18年同期7.1%。,在18年同期高基数、气温明显波动的影响下，三产和城乡居民用,电增速高位回落。,18年增长超预期，19年的状态可能是未来几年的常态，用电量增,速有望位于4%5%的区间。,近两年全社会用电量及同比增长情况,19年1-11月，发电量同比增长3.4%。其中，水电同比增长5.4%；火电同比增长1.6%；核电同比增长18.8%。,火电增速继4月由正转负后5月下滑至-4.9%，6月同比增长0.1%、由负转正，7月再次转负至-1.6%，8月增速仍为负但是 降幅收窄，9月增速大幅上升至6.0%，10月继续保持较高增速，11月增速环比有所下滑但仍处于较可观的水平。水电3、4月持 续发力，同比增长22.0%、18.2%，5月增速回落至10.8%，6 月增速继续下滑至6.9%，7月增速6.3%，逐步恢复平稳，8月 增速明显下滑，9月降至负增长，10月、11月降幅扩大。,-15,-10,-5,0,5,10,15,10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000,单月用电量（亿千瓦时）当月同比（%）近两年发电量及同比增长情况,累计同比（%）,-20,-15,-10,-5,0,5,10,10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000,单月发电量（亿千瓦时）,当月同比（%）,累计同比（%）,能源双控或对19年火电电量有所压制，但边际效应有望减弱,“十一五”规划把单位GDP能耗降低作为约束性指标，“十二五”规划增加合理控制能源消费总 量的要求。“十三五”提出实施能耗总量和强度“双控”，明确要求到2020年单位GDP能耗比2015年降低15%，能源消费总量控制在50亿吨标 准煤以内各地双控的目标和控制紧张程度有所不同，其中 山东、河南、江苏、浙江、陕西、河北、天津、 上海等省市明确提出控制电煤用量控煤或为19年火电电量一度大幅下滑的重要原因能源“双控” 对煤炭消耗有一定抑制作用，也将一定程度上促使动力煤价格中枢下移19年影响可能相对较大，预计后续对火电发电量 的抑制有望逐渐减弱,近年来发电装机增速呈明显放缓趋势,0%,2%,4%,6%,8%,10%,12%,0,50,000,100,000,150,000,200,000,20112012201320142015201620172018发电装机（万千瓦）同比,9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%,0,20,000,80,00060,00040,000,100,000,120,000,140,000,20112012201320142015201620172018火电装机（万千瓦）同比,近年来总发电装机及同比增速,近年来水电发电装机及同比增速,0%,2%,8%6%4%,10%,12%,14%,40,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,0000,20112012201320142015201620172018水电装机（万千瓦）同比,近年来火电发电装机及同比增速,2016-2018年 ，全国发电装机增速逐年放缓。火电装机增速16年以来明显放缓；水电装机增速14年以来呈下降态势。,截止19年11月底，全国发电设备容量同比增长5.6%。水电装机同比增长1.4%；火电装机同比增长4.6%，其中，燃煤发电同 比增长3.8%，燃气发电同比增长11.7%；核电同比增长16.7%； 风电同比增长12.2%；太阳能发电同比增长12%。,19年整体新增装机同比明显减少,0-20-40-60,0,2,000,4,000,6,000,8,000,10,000,12,000,14,000,16,000,2014/022014/042014/062014/082014/102014/122015/022015/042015/062015/082015/102015/122016/022016/042016/062016/082016/102016/122017/022017/042017/062017/082017/102017/122018/022018/042018/062018/082018/102018/122019/022019/042019/062019/082019/10,120100806040200-20-40-60-80,2014/022014/042014/062014/082014/102014/122015/022015/042015/062015/082015/102015/122016/022016/042016/062016/082016/102016/122017/022017/042017/062017/082017/102017/122018/022018/042018/062018/082018/102018/122019/022019/042019/062019/082019/10,火电新增装机累计同比（%）,水电新增装机累计同比（%）,12010080604020,累计新增装机增速，自15年高点至今，呈震荡下行趋势。18年7月起 至今，维持负增长。,火电新增装机增速，18年起至今以0%为中心窄幅震荡，且已明显低于15年高位水平。19年1-11月，共新增装机7606万千 瓦，同比减2271万千瓦；水电338 万千瓦，同比减375万千瓦；火电3418万千瓦，同比增401万千瓦。19年整体新增装机同比明显减少。水电新增装机连续下滑，火电新增 装机有所增加，体现出一定的互补 特征。,累计新增装机同比（%）累计新增装机（万千瓦）近年来火电、水电新增装机累计同比增速,近年来总新增装机及累计同比增速,煤电存量机组利用小时有望步入上升通道,-30%,-20%,-10%,0%,0,2000,4000,6000,800010%,-12%,-8%,-4%,0%,4%,0,2000,4000,-10%,0%,10%,20%,3000,3200,3400,3600,60008%3800,水电利用小时同比增速,-20%,-10%,0%,10%,20%,0,1000,2000,3000,风电利用小时,同比增速,-6%,-4%,-2%,0%,2%,6400,6800,7200,7600,8000,核电利用小时,同比增速,8%6%4%2%0%-2%-4%-6%-8%-10%,16001400120010008006004002000,太阳能发电利用小时,同比增速,太阳能发电利用小时（单位：小时）及同比增速,全部发电设备利用小时（单位：小时）及同比增速水电利用小时（单位：小时）及同比增速,发电设备平均利用小时同比增速风电利用小时（单位：小时）及同比增速,火电利用小时同比增速核电利用小时（单位：小时）及同比增速,火电利用小时（单位：小时）及同比增速,在用电量4%-5%增速的假设情况下，在建可投产规模逐渐缩小，未来机组总规模增量或将主要由新能源支撑。短期来看，煤电机组仍是发电负荷主力，存量机组利用小时有望步入上升通道；中长期来看，增量煤电机组可能承担更多调峰调频备用等辅助服务功能，相关补偿机制有望逐步完善落实。,火电,火电：供需结构有望改善，驱动产能利用率提高,火电行业目前的背景：供给侧改革逐步推进。供需：随着用电量的自然增长，火电的供需状况有望逐步改善，作为基荷能源其利用小时数有望步入上行区间。煤价：随着煤炭去产能的边际效应逐渐减弱、新增产能逐渐释放，同时宏观经济增速放缓导致需求端相对偏弱，预计未来3年内动力煤价有望温和下降或者窄幅震荡，难有再度高涨的机会。市场化：电改持续推进，电力市场化交易比例逐渐扩大，但市场化让利幅度有所收窄。浮动电价机制出台，标杆电价成为历史：目前煤电参与市场化的比例和让利幅度都已较为可观，预计“基准价+上下浮动”机制不会对当前整体电价水平增加明显压力，未来浮动的方向和幅度可能主要取决于供需关系以及动力 煤成本，“市场煤”和“计划电”的长期错位将有一定修正，煤电的公用事业属性增强。我们认为：电量和电价的完全市场化是必然的趋势，电力若真正回归商品属性，其价格将主要由供需关系决定， 在电力供需改善的趋势中，电价是具有随通胀上涨的基础的（尤其是中长期）。基于当前国情，电价可能需要一 段时间“有限制市场化”的过渡。,火电：短期逻辑在于煤价下行、电价预期差,火电可能有板块性机会。长期逻辑：“市场煤”和“计划电”的长期错位将迎来修正，逐步回归公用事业属性，以稳定的ROE回报，支 撑可观的分红比例，股息率有望维持在较高的水平。我们预计，火电的装机占比将逐渐下降，但其产能利用率 有望逐步提高并维持在较高的水平。中长期来看，电价具有上涨的可能性，至少具有随通胀上涨的基础。随着 供需格局的转变以及分红的稳定提升，板块估值有望逐渐修复。中期逻辑：新产能急刹车之后，随着全社会用电量的可观增长，火电的利用小时数将在中期维度步入上行区间。短期逻辑：煤价下行仍是短期内火电盈利改善的关键因素，随着煤炭去产能的边际效应逐渐减弱、新增产能逐渐释放，同时宏观经济增速放缓导致需求端相对偏弱，预计2020年动力煤价格仍将趋势性下行，火电ROE有 望逐步提升。另一方面，市场对2020年的电价判断可能存在预期差：浮动电价政策出台后，市场表现出对未 来电价走势的显著担忧，但我们预计2020年发电侧电价的实际降幅有望显著优于市场的预期。,火电行业可能已迎来业绩拐点,2520151050-5-10-15,800070006000500040003000200010000,300250200150100500-50-100,0,100,200,300,400,500,600,700,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018净利润(亿元)增长率(%),1614121086420,0,5,10,15,20,25,30,35,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018毛利率(%)净利率(%),1614121086420,2009201020112012201320142015201620172018ROE(%)ROA(%),火电板块营收,火电板块净利润,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018营业收入(亿元)增长率(%)火电板块毛利率和净利率,火电板块ROE和ROA,动力煤供给整体宽松，预计将驱动20年煤价继续下行,5453525150494847464544,中国电煤采购经理人指数:供给指数 中国电煤采购经理人指数:需求指数,545250484644424038,中国电煤采购经理人指数:价格指数,中国电煤采购经理人指数:航运指数,6005004003002001000,2014/012014/052014/092015/012015/052015/092016/012016/052016/092017/012017/052017/092018/012018/052018/092019/012019/052019/09,从全国电煤价格指数来看，年内从2月的511.02元/吨下行至11月的483.09元/吨，降幅5.5%。从价格指数和航运指数来看，年内3月份至今大部分运行于50%的荣枯线 以下，煤价和航运价皆为下行态势。从动力煤的供给和需求看，除夏季高温和冬季供暖显著增加需求外，大部分时候供给指数运行于需求指数之上，供给整体宽松。,电煤价格指数-全国,电煤采购经理人指数-供需,电煤采购经理人指数-价格、航运,部分火电公司业绩对于利用小时的弹性测算,水电,水电：重在防御，兼具成长,成熟期水电资产具有类债券属性，业绩稳健、分红稳定，凸显防御价值,0,10,20,30,40,50,60,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018毛利率(%)净利率(%),0,5,10,15,20,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018ROE(%)ROA(%),水电板块的毛利率和净利率,水电板块的ROE和ROA,水电的收入端主要影响因素是上网电量和上网电价，成本端主要是折旧和财务费用。与火电不同的是，水电没有燃料费用，成本端相对固定，当前的大环境是整体来看消纳逐步得到改善，但是市场化交易规模在扩 大，正负效应抵消之后收入端也相对稳定。从水电行业近几年来的毛利率、净利率、ROE、ROA等指标来看，均处于窄幅波动的区间。整体来看，装机增速的放缓已经表明行业整体资本 开支进入下降通道，稳健的业绩带来充裕的现金流，企业更有意愿增加 分红。典型水电企业的营收和成本结构,水电：高股息率彰显防御价值,桂冠电力股息率,长江电力股息率,中国10年期国债收益率 美国10年期国债收益率,我们测算了部分主要电力上市公司的股息率，其中桂冠电力、长江电力对应18年股息率分别为5.07%、3.61%，优势明显。根据wind数据，当 前10年期中国国债、10年期美国国债的收益率分别为3.16%、1.87%，若市场风险偏好走低，无风险利率或将继续处于下行通道，此背景下我 们认为分红收益能持平或跑赢10年国债收益的优质水电股具有较高的防 御性和投资价值。桂冠电力、长江电力股息率（五年平均）与国债收益率对比5%5%4%4%3%3%2%2%1%1%0%,水电的成长：内生和外延,流域综合调度可带来可观的内生增长对于处在同一流域上的水库和电站，水力联系密切，为实现流域水资源综合利用，需要梯级水库利用水库的调节库容，相互协调配合， 通过改变径流的分配过程，来达到效益最大化的目标。目前，雅砻江、金沙江中游、金沙江下游-三峡梯级电站群均实现了联合优化调度。通过合理制定梯级电站群的汛前水位消落和汛后蓄 水策略，利用水情预报系统，实施实时优化调度，可有效减少梯级各库弃水，提升平均运行水头，提高水资源利用率。,水电的成长：内生和外延,金沙江、雅砻江即将迎来投产高峰长江电力装机规模自2003年的551.5万千瓦增加至2017年的4549.5万千瓦，年复合增长率22.3%，利润总额年复合增长率为29.7%。装机容量跳跃式增长带来业绩迅速攀升。金沙江下游的白鹤滩和乌东德电站 预计将于2020年起陆续投产，将新增装机容量2620万 千瓦，为公司业绩再上一个新台阶创造契机。雅砻江水电，目前已全面完成下游梯级水电开发，发 电能力提升至1470万千瓦，规模效益和梯级补偿效益 初步显现，基本形成现代化流域梯级电站群管理的雏 形。后续将建设包括两河口水电站在内的4-5个中游主 要梯级电站。目前两河口、杨房沟预计于2021年-2023年间陆续投产，成长空间可期。,推荐标的：国投电力,投产进度：假设两河口、杨房沟2021-2024年各台机组持续投产，共450万千瓦。预计弃水将逐渐缓解，尤其是两河口逐渐投产之后；19年及之后利用小时假设为5100小时。两杨作为多年调节电站，且造价较高，标杆电价有望显著高于当前存量机组。,国投电力是一家水火并济、风光互补的电力央企。截至2018年底，公司已投产控股装机容量3405.50万千瓦，其中水电装机1672万千 瓦、占比49.10%，火电装机1575.60万千瓦、占比46.27%，风电装机110.10万千瓦、占比3.23%（包括英国风电项目5万千瓦），光 伏装机47.80万千瓦、占比1.40%。短期看火电装机增加带动电量增长，煤价下跌带动火电ROE提升、PB修复。火电资产在目前动力煤价格温和下跌、市场化折价收窄的 过程中，具有ROE修复的逻辑，叠加2018年有新投产机组，预计2019年火电同比将有较大的业绩改善。 2019年上半年，火电对净利 润贡献4.4亿元，去年同期为1.31亿元，火电盈利增长显著。中期看雅砻江中游电站投产，公司资产规模提升。公司在运的水电机组对业绩具有较强的支撑作用，权益净利润在40亿左右。在建的两 河口、杨房沟水电站为稀缺的优质资源，届时公司资产规模将得到显著提升。长期看，雅砻江中游在建项目投产后，公司资本开支大幅降低，高分红可期。大水电的核心价值：水流电流现金流价值流。目 前公司在建机组资本开支较大，近几年分红比例为35%。雅砻江中游在建项目将于2021-2023年之间投产，之后公司资本开支有望逐渐 降低，进入现金流还款阶段，资产负债率降低，高分红可期。雅砻江水电DCF分析：内在股权价值为1623亿元，对应国投电力844亿元。,WACC假设：权益资本比36%，债务资本比64%债务资本成本（税前）4.72%权益资本成本采用CAPM模型进行计算：权益的值取0.85，无风险利率取10年期国债收益率3%，风险溢价取7%。 敏感性分析：上述假设下，雅砻江水电内在股权价值为1623亿元，对应国投电力844亿元。利率下行预期下，债务融资成本有望降低，带来WACC降低，将提升内在股权价值。远期电价为保守假设（远期恒定不变），若电力真正回归商品属性，电价有望上涨，永续增长率或大于0，如此也将提升内在股权价值。,