2019年公用事业行业火电燃气投资策略分析报告.pptx

2019年公用事业行业火电燃气投资策略分析报告,2018.11.20,主要内容,1. 供需格局改善 市场竞价持续推进,2. 火电受制煤价 关注水电龙头及核电重启3. 燃气供需两旺 看好上游气源及接收站,2,十二五期间用电需求疲软，15年用电增速仅为0.5%，处历史低位2016年用电增速回升至5%，实现触底反弹；2017年同比增长6.6%，用电需求持续回暖, 2018年1-10月用电同比增长8.7%，增速同比增加2个百分点，环比1-9月下降0.2个百分点 1-10月第一、二、三产业和城乡居民生活用电量的同比增速分别为9.8%、7.2%、13.1%和11.1%；其中第二产业对增量用电贡献度为57%,1.1.1 电力需求持续回暖 年初至今用电维持高增长 电力供需环境持续改善,我国用电需求触底反弹、持续回暖,2018年1-10月各产业对全社会用电量增长贡献率,16%14%12%10%8%6%4%2%0%,全社会用电量增速,规模以上装机增速,第一产业1%第二产业57%,城乡居民生活19%第三产业23%,日期2017.3.16,政策2017年政府工作报告,发布部门国务院,政策内容2017年要要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率。,2017.8.14,关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的 国家发改委等16部委意见,“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿kW，淘汰落后产能0.2亿kW以上，到2020年全国煤电装机规模控制在11亿kW以内。,2018.3.92018.3.222018.5.14,2018年能源工作指导意见燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）2021年煤电规划建设风险预警,国家能源局国家发改委国家能源局,2018年淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。拟全面清理违法违规燃煤自备电厂，未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全等在建燃煤自备电厂一律停止建设；中发9号文件出台后未经批准或未列入规划的新建燃煤自备电厂一律停建停运；原则上不再新（扩）建燃煤自备电厂。基于各地电力系统备用率，将全国山东、冀北等17个省区装机充裕度划分为红色预警，辽宁、河南、四川和广东为橙色预警，通知要求上述地区暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目。,1.1.2 煤电供给侧改革持续推进 有效压减新增装机规模 2017年两会推出煤电供给侧改革，严控新增，停建、缓建 2017年全国已淘汰、停建、缓建煤电装机合计6500万kW；2017年全国新增燃煤机组3855万kW，同比减少3.6% 2018年煤电供给侧改革持续推进，1-9月新增火电装机2379万kW，同比减少719万kW，预计2019年及以后新增煤电机组量将大幅减少表：煤电供给侧改革相关政策梳理,关于2018年度 严格落实电力送出和消纳条件,1.1.3 风电、光伏新政出台 装机增速短期内面临调整 风电：2018年5月，国家能源局发文，19年起各省新增核准的集中式陆上、海上风电项目全部竞价上网。新政强调风电消纳条件，后续三北地区风电新增装机规模有限；竞价上网政策预计将压低风电上网电价水平，倒逼风电建设各环节成本下降（路条、设备、工程建设等）；政府清理不达标项目，建设速度有望加快 光伏：2019年中国光伏发电政策制定即将启动，规划有望小幅提升。“十三五”规划中期评估成果座谈会上，商讨2019-2020年国内光伏需求每年有望上调至40GW以上表：2018年风电、光伏新政落地,政策文件,政策要求,具体内容,风电建设管理有关,严格落实规划和预警要求将消纳工作作为首要条件要求的通知 推行竞争方式配置风电项目优化风电建设投资环境积极推进就近全额消纳风电项目,预警为红色和橙色的地区不得在“十三五”规划中期评估中调增规划规模各省要向国家能源局报送2018年可再生能源电力消纳工作方案，对未报送的省停止该地区指导意见中风电新增建设规模的实施。新列入年度建设方案的风电项目确保达到最低保障收购年利用小时数从19年起，各省新增核准的集中式陆上、海上风电项目全部竞价上网完善风电工程土地利用规划，优先选择未利用土地建设风电工程。支持风能资源丰富地区结合当地大型工业企业和产业园区用电需求建设风电项目，在国家相关政策支持下力争实现不需要补贴发展。,关于2018年光伏发电有关事项的通知,合理把握发展节奏 暂不安排2018年普通光伏电站建设规模。降低补贴强度 自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元发挥市场配置资源决定性作用，进 所有普通光伏电站均须通过竞争性招标方式确定项目业主，并以上网电价作为重要竞一步加大市场化配置项目力度 争优选条件。招标确定的价格不得高于降价后的标杆上网电价,1.1.4 供需格局持续改善 优质电力资产效率持续提升 新增装机以利用小时低的新能源装机为主，实际新增发电能力增速低于装机增速 用电需求回暖+装机增速放缓，存量机组效率稳步提升,18年前三季度全国装机同比增长5.3% ；全国用电需求同比增长8.9%，较上年增加2pct18年前三季度年全国火电、水电、核电、风电利用小时同比增加158、42、68和178h,等效火电装机增速低于实际装机增速,分电源发电利用小时同比变化（单位：小时）,16%14%12%10%8%6%4%2%0%,总装机增速,等效火电装机增速,3002001000-100-200-300-400,综合,核电,火电2016,2017,水电 风电2018年1-9月,1.1.5供需格局持续改善 优质电力资产效率持续提升表：2016-2025国内电源结构预测表,201660248,指标总发电量（亿千瓦时）同比增速,2017641796.5%,2018E687037.0%,2019E728336.0%,2020E765745.1%,2021E807115.4%,2022E849695.3%,累计装机容量（亿千瓦）,常规水电抽蓄装机核电风电太阳能发电煤电天然气发电其他,3.050.270.341.490.769.460.700.42,3.130.290.361.641.309.800.760.47,3.190.320.421.871.7010.100.840.54,3.280.350.462.122.0010.340.940.61,3.400.400.462.372.3010.441.100.70,3.510.460.462.482.6510.641.210.73,3.630.540.502.602.9810.991.330.77,新增装机容量（亿千瓦）,常规水电核电风电太阳能发电煤电,0.080.070.190.350.46,0.070.020.150.530.34,0.070.060.230.400.30,0.090.040.250.300.24,0.120.000.250.300.10,0.110.000.110.350.20,0.120.040.120.330.35,利用小时数,常规水电核电风电太阳能发电火电,36197060174511294218,37007300200012004308,36007400200013004375,36007400200013004426,36007600210014004487,36007600210014004564,煤电建设经济性预警指标煤电装机充裕度预警指标资源约束指标,2020年：湖南、海南、江苏三省为绿色预警；河南、湖北、江西、安徽为橙色预警2021年煤电规划建设风险预警三个指标均为绿色的省份：安徽、江西和海南,1.2.1 区域用电供需结构分化 煤电规划建设预警机制煤电规划建设风险预警分省情况（2021年） 国家能源局制定煤电规划建设风险预警机制，设置3个指标,电解铝、电炉炼钢等高耗能产业由北向南转移， 叠加广东高耗能产业向西转移，2018年1-9月广西用电增速高于20%, 前三季度福建省GDP增速8.3%，东部沿海发达省份中居首列，石油炼化等重工业发展带动其用电增速高于10% 中西部地区具备经济后发优势，用电增速普遍高于全国平均,1.2.2 环保导致高耗能转移 南方及中东部用电增速高 北方环保限产、经济发达地区环保指标不足等因素引发高耗能产业向南转移,25,20151050广 内 西 重 四 甘 安 湖 湖 福 江 云 吉 浙 辽 宁 青 全 山 河 陕 北 天 贵 新 广 江 山 海 河 黑 上蒙 龙,图：2018年1-9月分省用电增速 （单位：%）,输入电量居前十的省份中，江苏、浙江、山东、湖南四地输入电量同比增速超过全国平均输入电大省浙江、上海的输出电量呈现上升趋势，分别同比增长26%、46%, 第三产业、城乡居民生活用电高增长，导致用电负荷峰谷差明显扩大，限电现象频现,1.2.3 外送电规模扩大 负荷不足触发区域限电 2018年1-9月全国区域间输入电量同比增长16.98%,发电端风电、光伏占比提升，季节性供电负荷波动扩大，区域性缺电需要外网补充2018年年初、5月及夏季用电高峰期，江苏、广东、上海等地先后因供电负荷不足出现限电现象表：2018年1-9月输入电量前十省份电量交换情况（单位：万度）,输入电量,同比（%） 输出电量,同比（%）,全国广东河北江苏浙江上海山东北京辽宁河南湖南,9237181914714093966663891034388766587635986754512695312378484121235413212827853,16.989.647.1825.0224.007.9833.085.143.05-6.0331.63,963449051361739328570292946714202711077662102057435662288241171395573625,16.450.485.36-13.4726.3445.86-13.532.05-27.11-1.56,1.3.1 一般工商业降电价 自备电及电网让利多 今年两会期间的政府工作报告提出，2018年各地完成一般工商业电价下降10%，合计约8分/度,4月1日起第一批：降价措施集中在电网环节5月2日起第二批：增值税下降1个百分点，政府性基金附加标准及输配电水平下降7月1日起各地因地制宜完成第三批降价任务表：多措施分步降低10%一般工商业用电价格,批次,日期,措施,降电价,降成本,第一批,4月1日起,全面落实已出台的电网清费政策,4.3分/度,430亿元,推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革进一步规范和降低电网环节收费,第二批,临时性降低输配电价电力行业增值税税率由17%降至16%,2.16分/度,216亿元,5月1日起 省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金附加标准降低,第三批,期末留抵税额一次性退返扩大跨省区电力交易规模,约1.54分/度,约154亿元,7月1日起 重大水利工程建设基金征收标准降低25%,督促自备电厂承担政策性交叉补贴等电价空间,合计,约8分/度,800亿元,1.3.2 第三批因地制宜 部分区域波及上网电价 目前各地物价部门通过征收自备电政策性交叉补贴、降低煤电机组标杆上网电价、减少政府性基金征收等不同的方式完成第三批用电降成本任务 国家发改委价格司巡视员8月表示，涉及降价和清费金额合计821亿元，已基本实现一般工商业电价平均降10%的任务表：各省降低电价措施,省份吉林陕西榆林,上海,措施自备电厂交叉补贴降低标杆电价政府性基金调整电价类别调整,措施细则对燃煤自备电征收0.15元交叉补贴自18年7月1日起，陕西电网榆林地区统一调度范围内，燃煤机组标杆上网电价每千瓦时调整为0.3345元(含税，下同)，未执行标杆电价的其他燃煤机组上网电价每千瓦时同幅度降低2分。自18年7月1日起，陕西电网和榆林电网一般工商业销售电价每千瓦时分别降低3.4分、3.33分1）国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%，降低0.261分/度后征收0.783分/度；2）取消铁合金、烧碱（含离子膜）电价类别；,调整水电落地端电价 3）向家坝送上海水电落地电价调整为0.4155元/度；,山东,自备电厂交叉补贴政府性基金调整政府性基金调整,4）自备电厂按国家有关规定需承担政策性交叉补贴，征收标准暂定为0.103元/千瓦时，全部用于降低工商业电价。1）国家重大水利工程建设基金标准降至0.0039元/度；2）0.02元/度的农网还贷资金并入电价；,自备电厂交叉补贴上网侧同网同价改革,3）自备电企业政策性交叉补贴缴纳标准为0.1016元/度，2018年7月1日至2019年12月31日为过渡期，暂按0.05元/度的标准执行。4）推进上网侧同网同价改革，自9月1日起，省内燃煤机组电价高于标杆0.011元及以上的，降低0.011元/度；高于标杆不足0.011元的，降至标杆电价。,以2016年用电量为基数，2017年用电增速为6.6%，我们预测2018年全年用电增速为7%准许成本法假定年用电增速为3.5%电网度电毛差0.25元/度、一般工商业用电占比25%,1.3.3 电网公司超收收入可进一步释放降价空间 对于个别无法完成任务的省份，国家发改委发文指导省电网公司将2017年1月至2018年7月间因用电量增速超过预测电量增速产生的超收收入用于降低一般工商业目录电价 我们测算20172018H1电网超收收入约1100亿元，可降价空间约6.5分/度。关键假设：,表：20172018H1年度电网超收收入可供一般工商业目录电价降价空间测算（单位：万亿度，万亿元，元/度）,2016H1,2016A,2017H1,2017A,2018H1,2018E,0.0272.78,0.05015.92,0.06332.950.0352.87,0.06556.310.0356.13,0.0943.230.0352.97,实际用电增速实际用电量预测电量增速预测用电量20172018H1实际用电超出预测用电量电网度电毛差（含税，元/度）电网超收收入(万亿元）一般工商业用电量占比一般工商业用电量度电可降价空间(元/度）,-,-,-,-,-,0.076.750.0356.340.440.250.110.251.690.065,用电侧：降低市场化交易门槛；2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业发用电计划燃煤：新建机组全部市场化；自备电厂成为合格主体后推进自发自用外电量参与交易水核：有序放开并扩大水电市场化交易比例；稳妥推进核电机组进入市场新能源：推进规划内的风、光发电在保障利用小时数之外参与直接市场化,1.4.1 持续推进市场化竞价 发用电计划有序放开 2017年发布关于有序放开发用电计划的通知：扩大市场化交易规模，新建煤电机组全部执行市场电；中小用户通过售电公司参与交易，充分引入需求方竞争 2018年关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知正式发布,2018年上半年，全国市场交易电量占全社会用电量23.3%，同比提升3.8个百分点全国市场化交易电量（单位：亿千瓦时）,5%,8%,19%,26%,23%,30%25%20%15%10%5%0%,1.81.61.41.210.80.60.40.20,2014,2015,2016,2017,2018H1,全国电力市场化交易电量,社会用电市场化率,煤电参与总市场化电量比例最高，达74.8%水电上网电价水平最低，但市场电折价比例最高，市场电降幅达21%, 分省看，今年上半年市场交易电量占全社会用电比重排序前三名为云南、蒙西和江苏，分别为49.4%、46.1%和44.5%注：10家大型发电企业为华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、 国家电投、三峡集团、中核集团、中广核集团、粤电集团和浙能集团，其合计装机容量,1.4.2 煤电市场化比例高 水电折价比例高 中电联统计10家大型发电集团参与电力市场交易情况显示今年上半年,约占全国总容量的56%2018年上半年分类发电市场交易电量占比,2018年上半年分类发电市场电折价对比（单位：元/度）,煤电75%,气电0.47%,风电4%水电13%,光伏0.75%,核电7%,5%0%,25%20%15%10%,0.20.0,1.00.80.60.4,水电,煤电,核电,风电,气电,光伏,平均市场交易电价,上网电量平均电价,折价比例,1.4.3 煤电市场交易电价回升 云南折价幅度最大 2018年上半年，大型发电集团煤电机组市场交易电量市场化率35.8%，交易电价较标杆电价折价幅度约0.051元/度 随着电价提升和煤价走高，煤电市场电价呈缓步回升趋势，至18年Q2同比回升4.07% 从折价幅度上看，2018年上半年云南省折价幅度最高，市场交易平均电价0.2333元/度，相对于标杆电价降幅0.1025元/度；降幅高于0.07元/度的省份还有广东、青海、江西,煤电市场交易电价走势（单位：元/度）,2018年上半年煤电折价幅度较高的省份（单位：元/度）,0.3124,0.3192,0.3312,0.3275,0.3307,0.3322,0.3050.300,0.3150.310,0.320,0.3350.3300.325,2017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q2,-0.2,0-0.1,0.1,0.50.40.30.2,云 广 青 江 湖 吉 蒙 上 安 陕 蒙 山 辽南 东 海 西 北 林 东 海 徽 西 西 西 宁,平均市场交易电价,标杆电价,折价幅度,1.4.4 水电市场交易电价回升 云南折价幅度最大 2018年上半年，水电市场化率达到25.9%，市场交易平均电价为0.2171元/度 2017年水电机组平均上网电价0.2589元/度，同比下降2.14%；其中云南最低，为0.1922元/度 2017年，湖北、湖南、四川、云南和贵州5个重点省份的水电平均上网电价为0.2542元/度，同比下降1.89%；其中云南电价水平最低,水电市场交易电价走势（单位：元/度）,0.23,0.2149,0.2081,0.2264,0.2344,0.2094,0.20,0.240.22,0.26,2017Q1 2017Q2 2017Q3 2017Q4 2018Q1 2018Q2,0.250.200.150.100.050.00,2017年主要水电大省平均上网电价（单位：元/度）0.400.350.30,云南,四川,湖北,贵州,湖南,2016,2017,1.4.5 西南电价下调压力小 东部地区仍有下行压力 优质水电资产电价较低，在市场化竞争中优势凸显。长期来看，伴随着电力市场化交易程度逐步加深，外送通道的逐步打开，水电消纳将会得到较大改善 华东、华南地区的经济发达省份煤电市场化比例高，市场交易价格随煤价波动明显，如煤价下行，市场电价格仍有下降风险 2017年以来伴随着电力市场供需环境改善、竞价上网趋于理性，全国电力市场化交易让利有所收窄，但短期内我国电力供需仍偏宽松，电价上浮可能不大,2018年上半年分类发电市场交易电量占比,2017年全国分类发电平均上网电价（单位：元/度）,0.25893 0.37165,0.40295,0.5623,0.66494,0.75636,0.9399,0.00,0.40,0.60,1.000.80,水电,燃煤,核电,风电,燃气,生物质,光伏,100.200,20,30,605040,云 蒙 江 宁 甘 河 山 山 陕 重 湖 浙 贵 福 天 广 广南 西 苏 夏 肃 南 东 西 西 庆 南 江 州 建 津 西 东,%,主要内容,1. 供需格局改善 市场竞价持续推进,2. 火电受制煤价 关注水电龙头及核电重启3. 燃气供需两旺 看好上游气源及接收站,19,由于过去几年新增装机容量高速增长，火电利用小时数2014-2016年逐年下滑。随着电力供需格局改善，2017年火电利用小时数同比增长23小时，2018年1-9月大幅增加158小时,2.1.1 火电装机增速大幅下滑 存量机组利用小时数提升 煤电供给侧改革持续，火电装机增速大幅下滑。2016年以来火电新增装机容量持续下滑，2018年1-9月火电装机容量同比增速降至3.1% 新增装机减少利好存量机组提升利用效率，火电机组利用小时数大幅回升,-323,38,-243,-414,-178,23,158,-500,-200-300-400,-100,1000,200,0,300020001000,50004000,6000,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018-09,火电利用小时数,yoy增减,0%,4%2%,6%,8%,10%,0,600400200,1000800,1200,火电装机容量（百万千瓦）,yoy,图：火电装机容量增速持续下滑,图：火电机组利用小时数大幅回升,国资委分类设置资产负债率管控警戒线，其中工业企业为70%、非工业企业为75%、科研设计企业为65%,2.1.2 央企开启新一轮去杠杆 火电集团削减资本开支 国务院国资委召开中央企业降杠杆减负债工作推进会，启动新一轮央企去杠杆,77%,77%,74%,74%,71%70%65%,75%, 当前五大发电集团资本负债率普遍高于70%，预计未来将减少资本开支，火电新增装机有望进一步下滑图：截至2018年9月底主要火电上市公司资产负债率80%,上海电力,大唐发电,华能国际,国电电力,华电国际,2015-01,2015-04,2015-07,2015-10,2016-01,2016-04,2016-07,2016-10,2017-01,2017-04,2017-07,2017-10,2018-01,2018-04,2018-07,2016年下半年以来，电煤价格指数基本维持在500点以上高位，2018年1-9月全国平均电煤价格指数为534元/吨，同比提升4.8%, 火电企业盈利能力承压，业绩释放仍有待煤价下降,受煤价高企影响，火电板块平均ROE大幅下滑电力供需改善，电价小幅提升，2018上半年火电板块ROE回升至2.7%,2.1.3 电煤价格高企 火电企业盈利能力承压 2016年下半年以来电煤价格持续处于高位运行,4003002001000,图：全国平均电煤价格指数情况（单位：元/吨）600500,10%8%6%4%2%0%,14%12%,2014,2015,2016,2017,2017H1,2018H1,图：火电板块上市公司平均ROE,火电业绩为主的华能国际、华电国际对煤价变动弹性相对更大国电电力等火电+清洁能源发电企业的业绩波动受煤价影响相对较小,2.1.3 电煤价格变动对火电盈利能力弹性测算 假设电价不变，我们测算煤价下跌-5%、-10%和-15%三种情景假设下，主要火电上市公司业绩弹性变化, 考虑火电参与市场电交易比例近36%，整体电力市场仍处于供给宽松的背景下，我们判断煤价下跌会影响市场交易电价折价幅度提升表：市场煤价下跌幅度对火电公司2018年业绩影响对应PE测算,市场煤价下跌幅度-5%-10%-15%,华能国际342216,华电国际15119,大唐发电171412,国电电力121110,上海电力171513,京能电力231916,浙能电力12109,皖能电力14108,三峡、葛洲坝、溪洛渡、,向家坝电站,长江电力：三峡集团拟建设白鹤滩、乌东德电站共计2620万kW，预计于2021、2022年陆续投产，后续或将适时注入长江电力国投电力：在建两河口、杨房沟电站共计450万kW，预计于2021至2023年间陆续投产华能水电：系澜沧江唯一开发主体，在建黄登等电站共计743万kW，预计多于“十三五”投产表：国内水电上市公司龙头装机成长性（单位：万千瓦）,主要投产电站 在建&拟建电站,水电公司长江电力,主要开发流域长江上游、金沙江,全流域可开发规模11443,17年底已投产水电装机4549.5,拟建白鹤滩、乌东德电站共计2620万kW，当前处于前期筹备阶段，预计于2021、2022年陆续投产,华能水电,澜沧江,3200,1790.88,糯扎渡、小湾、漫湾、景洪电站,在建黄登、托巴、苗尾等电站共计743万kW，预计多于“十三五”投产；拟建电站824万kW预计将于“十四五”、“十五五”陆续投产,国投电力,雅砻江,2883,1672,在建两河口、杨房沟电站共计450万kW，预计于锦屏一级、锦屏二级、 2021年投产；拟建牙根一级、二级、楞古、孟底官地、二滩电站 沟等电站共计738万kW，预计将于“十四五”期间陆续投产,2.2.1 水电：水电龙头未来5-10年仍具成长空间 水电属稀缺资源，长江电力、华能水电和国投电力分别拥有长江上游、澜沧江和雅砻江开发权。截至2017年底，三家公司已投产水电装机分别为4550、1791和1672万kW，位居全国水电上市公司装机规模前三位 三大水电龙头在建&拟建装机规模可观，后续装机具备成长性,08-05,08-01,08-02,08-03,08-04,08-06,08-07,08-08,08-09,08-10,08-11,08-12,12-01,12-02,12-03,12-04,12-05,12-06,12-07,12-08,12-09,12-10,12-11,12-12,2.2.2 水电临近投产高峰 板块相对收益明显 三峡右岸电站于2008年年底全部投产，2008年水电板块指数较年初涨跌幅，与沪深300对比，相对收益明显 三峡地下电站于2012年7月全部投产，2012年上半年板块绝对收益最高达到16% 随着雅砻江中游、金沙江上游电站首台机组投产的临近，水电板块投资价值值得重视,2008年水电较年初涨跌幅表现与沪深300对比20%10%0%-10%-20%-30%-40%-50%-60%-70%-80%,水电(),沪深300,2012年水电较年初涨跌幅表现与沪深300对比20%15%10%5%0%-5%-10%,水电(),沪深300,满足陕北能源基地送出及湖北负荷需要,建设张北-雄安1000千伏双回特高压交流线路,2.2.3 水电：雅砻江中游、白鹤滩外送电工程开工在即 国家能源局9月印发关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知，加快推进白鹤滩至江苏、浙江，雅砻江中游至江西等9项重点输变电工程建设 雅中、白鹤滩外送电工程建设将直接利好参控股雅砻江水电的国投电力、川投能源，以及开发建设白鹤滩水电站的三峡集团（水电上市平台为长江电力）表：关于需加快推进的输变电重大工程情况表,项目名称青海至河南特高压直流工程陕北至湖北特高压直流工程张北-雄安特高压交流工程雅中-江西特高压直流工程,建设方案 建设必要性建设1条800千伏特高压直流工程，落点河南驻马店；配套建设驻马店-南阳、驻马店-湖南特高压交流满足青海清洁能源送出及河南负荷需要工程建设1条800千伏特高压直流工程，落点湖北武汉；配套建设荆门-武汉特高压交流工程满足张北地区清洁能源外送及雄安地区负荷建设1条800千伏直流工程，落点江西南昌；配套 满足四川水电外送需求，以及江西、湖南建设南昌-武汉、南昌-长沙特高压交流工程 等华中地区负荷需求,输电能力 预计核准（万千瓦） 开工时间800 2018Q4800 2018Q4600 2018Q4800 2018Q4,白鹤滩-江苏特高压直流工程白鹤滩-浙江特高压直流工程南阳-荆门-长沙特高压交流工程云贵互联通道工程闽粤联网工程,建设1条800千伏直流工程，落点江苏苏锡地区建设1条800千伏直流工程，落点浙江建设南阳-荆门-长沙1000千伏双回特高压交流线路建设1条500千伏直流工程建设直流背靠背及相关配套工程,白鹤滩已于2017年7月核准开工，首台机组2021年6月投运，该工程可满足电源外送需要，以及江苏、浙江用电需求华中大规模受入多回直流后，需对华中电网网架结构进行加强实现云南贵州水火互济，促进云南地区水电消纳加强国家电网与南方电网之间的电气联系，实现国家电网和南方电网互补余缺、互为备用和紧急事故支援,800800600300200,20192019201920192019,合计,5700, 水电板块高分红特征明显，整体分红,率呈现上行趋势 从当前股价来看，水电上市公司股息率处于高位，高分红水电板块值得配,