2018年，随着我国经济的增长，用电需求的增速也会不断加快。但是对于火电行业来说，高企的煤价增加了企业的发电成本，降低了企业的盈利能力。目前，煤矿复产尚需时日，加之下游需求旺盛，煤价2018年维持高位震荡的可能较大。此外，随着清洁能源技术的不断提高，风电及光伏的成本显著降低，在某些地区风电已经基本可以实现平价上网，而光伏在未来3至5年内也将实现平价上网。水电方面，到2020年，目前在建及规划的大型水电基本投产，这将会进一步增加水电的市场份额。因此，可再生能源挤压火电的发电空间是未来的必然趋势。火电行业也将面临改革和转型，而这些变革会成为今后2至3年市场重要的投资机会。

在2018年，对于火电的投资机会主要体现在四个方面：1.煤电联动和电价上涨；2.热电联产，响应政策；3.生物质发电，燃煤替代；4.电力国企改革，增厚业绩。

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根据电力发展“十三五”规划及煤电去产能的要求，2018年停缓建火电装机将达1.5亿KWH，到2020年，煤电占比将下降到55%，清洁能源发电比例将会大幅提升。因此，我们预计未来3年火电占比将每年减少5%左右，而风电及光伏2018年的发电增速预计在30%左右，核电发电量较为稳定，2018年预计增速在20%左右。

弃风现象明显改善 利用小时数增加

电力运输基础设施建设力度加大，弃风限电情况缓解。由于特高压线路的建成和《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》的实施，2017年全国弃风限电情况逐渐改善。截至2017年9月，风电弃风量累计为295.50KWH，前三季度弃风率为13.89%，同比下降6.7个百分点，在弃风量和弃风率方面实现“双降”。

风电上网电价将下调 对未来装机增长影响较小

根据《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，风电及光伏电价在2020年要实现平价上网。为了贯彻落实这一规划，国家发改委根据风电技术进步和成本下降情况，于2016年12月发布了《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》。通知规定，降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电电站标杆上网电价。

虽然2018年以后核准的项目将面临电价下调，并且全国弃风限电问题也有所改善，但两方面因素对于未来2年风电新增装机大幅上升的刺激作用依然有限。首先，上网电价的下调幅度不大，尤其是第四类风区电价下调幅度较小，而第四类风区是新增装机量最大的地区。2017年前3季度第四类风区新增装机容量占比为84%，但电价跌幅只有5%，因此，电价降幅对总体电价影响不大。此外，考虑到风电补贴拖欠问题日渐严峻，在旧补贴尚未全部落实、新补贴的解决不明朗的情况下，大部分公司会持观望态度。

“绿证”制度短期难以对风电产生刺激

2017年2月，三部委发布试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易，自2017年7月1日起正式开展自愿认购工作。

根据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2017年10月31日，相关部门共下发三批绿证，绿证的认购者共有1576名，共认购21257个绿证。目前已有800多万个绿证被核发，绿证购买量仅占核发量的0.26%。

目前的绿证还处于自愿认购阶段，对企业、个人缺乏足够的吸引力。按照规定，绿证的价格不能高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴。风电绿证价格一般不超过0.26元/KWH，光伏绿证价格一般不超过0.55元/KWH。因此，风电的绿证比光伏的绿证更具有价格优势。风电、光伏发电企业售出绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。对于申请核发绿证的发电企业，表面上并不能获得更大的收益。因此，绿证制度想要产生实质性的意义，在政策层面应该给予更多的激励和引导。短期来看，绿证制度的推进节奏及力度比较平稳，对于风电市场的影响有限。

海上风电或成为新蓝海

2016年11月我国公布了《风电发展“十三五”规划》，海上风电的装机目标与《风电发展“十二五”规划》中5GW的装机总量相同，“十二五”期间，海上风电装机的实际完成率仅为20%。

与之前不同，《风电发展“十三五”规划》将总量目标拆解至各省份并网目标，其中重点推动江苏、浙江、福建、广东等四省的海上风电建设，累计并网规模占全国规划规模的90%、开工规模的85%，同时积极推动天津、河北、上海、海南、辽宁等地区的海上风电建设。计划到2020年，全国海上风电开工建设规模达到10.05GW，力争累计并网容量达到5GW以上，“十三五”期间，海上风电的年均复合增长率将高达40%。

根据中国风能协会的统计，2016年中国海上风电新增装机数为154台，容量达到59万KW，同比增长64%，累计装机量达到163万KW。预计2017年海上风电装机约为100万KW，同比增长超过60%，2018年同比增长将超过50%。

目前风电运营的标的大多数都在H股板块，A股中以风电运营为主营业务的上市公司有节能风电(601016,股吧)和嘉泽新能。

节能风电：A股中纯正的风电运营商

公司是A股中纯正的风电运营商，未来装机投产有望加速，受益政策推进解决新能源消纳问题，未来弃风率有望下降，尤其是三北地区。同时，公司也开始布局中东部及南方地区等弃风小的地区。故公司未来业绩弹性大，予以谨慎推荐评级。

集中式装机稳步增长 分布式装机量爆发

根据中国光伏业协会统计，2017年前三季度，国内光伏新增装机42GW，同比增长近60%，其中分布式装机量15GW。目前全国光伏累计装机量为120GW，其中光伏电站超过95GW，分布式光伏超过25GW。市场普遍预期，2018年新增装机量将突破50GW，新增、累计装机量将分别增长45%、65%。

上游成本下降助推光伏平价上网 利好行业发展

受益于光伏上游技术的发展，光伏电站的建造成本呈现逐年下降态势。2017年以来，黑硅、金刚线切割技术经过多年产业化发展，渗透率逐步提高，这些技术的产业化集中爆发，使得单晶硅、多晶每瓦价差达到了新低。此外，随着金刚线技术开始在多晶硅领域渗透，多晶硅组件价格也有望快速下降。2014年至2017年，光伏建造成本下降了27.7%，降至5.9元/瓦，预计2020年建设成本将降至4元至4.5元/瓦，基本可实现平价上网目标。

在光伏电站建设成本中，组件成本占比为50%至60%，未来随着多晶硅、硅片生产成本降低和效率稳步提高，组件成本每年可能保持10%左右的降幅，逆变器、支架毛利较低，预计降幅在每年5%至9%左右，电缆基本成本保持不变，其他部分大约有9%降幅，总体降幅大约为24%。

政策支持 光伏产业迎来发展黄金期

2017年光伏利好政策频出，11月13日，《解决弃水弃风弃光问题实施方案》下发，明确按年度实施可再生能源电力配额制。该方案的亮点有以下两点：首先，制定了2017年的目标，并提出各地要逐年下调目标，并于2020年在全国范围内有效解决“三弃”问题；其次，明确按年度实施可再生能源电力配额制，并明确了配额的考核主体。

2017年9月22日，国家能源局发布《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》，光伏发电领跑基地包括应用领跑基地和技术领跑基地，每期领跑基地控制规模为8GW，其中应用领跑基地和技术领跑基地规模分别不超过6.5GW和1.5GW。领跑者计划的实施，有助于光伏优质产能的进一步释放，同时带动了产业的技术升级。

多项技术手段保障光伏发电输送及消纳

2017年上半年，我国风电、太阳能发电站总装机比例分别达到了9.4%、6.3%，风电装机三北地区占比为76%，太阳能发电装机主要集中在西北、华北，共有10个省区太阳能发电超过500万KW（5GW）。三北地区电力总体供大于求，地域内无法消纳新能源电量，因此需要运用多种技术手段促进新能源电量的储存及输送，推进风电光电的消纳。

目前煤电机组深度调峰改造、抽水蓄能、储能等技术不断涌现，对于光伏和风电的消纳起到了很大的助推作用。此外，特高压跨区输电通道的建设和不断完善，也将促进西北地区的新能源发电的省外消纳。电采暖、电锅炉、煤改电等电能替代工程正在快速推进，新能源汽车的不断发展和普及，也将开始逐步将燃油能源消耗转向电能，今后全社会电能的需求量势必不断提升。

投资建议：分布式光伏市场未来3年率先爆发

相比地面集中电站，相关部门对于分布式光伏的发展有明显的政策扶持，体现在补贴政策、规模指标、发电消纳等各个方面。从2014年开始，相关部门多次下调集中式电站上网电价。此外，分布式装机规模不受限，发展空间更广阔。2017年7月发布的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》指出，不限建设规模的分布式光伏发电项目、村级扶贫电站及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站均不受指标限制。而集中式电站未来3年建设总规模不超过86GW，对比而言，分布式电站具备更大增长空间。

分布式光伏发电市场将在中东部地区率先爆发。我国中东部地区经济活动发达，工商业用电需求旺盛，是我国主要的用电负荷集中地区。此外，该区域土地资源有限，因此更适合建设单个装机规模小、占地面积小的分布式光伏电站。

我国水电机组的发电量及利用小时数与降水量密切相关。2017年前三季度，受第三季度汛期来临来水大幅转丰影响，我国水电发电量同比小幅增长。整体来看，受到全国各流域来水转丰的影响，2017年前三季度全国水电机组发电量同比增加0.30%，利用小时数同比减少92小时，降幅持续收窄。

水电板块上市公司在汛期来水转丰的助力下实现发电量同比增长，营收及业绩增幅转正。2017年前三季度，水电板块实现营业收入516.03亿元，同比增长0.32%；实现归母净利润237.88亿元，同比增长5.95%。

大型水电集中投产 装机实现跨越式增长

我国具有7亿KW的理论蕴藏量装机，技术可开发量不到5.5亿KW，而经济可开发量为4亿KW，目前我国水电的开发度已经达到了75%。此外，受生态环保等原因的限制，“十三五”期间，我国水电增量将显著回落。根据水电“十三五”规划，到2020年我国常规水电装机达3.4亿KW，抽水蓄能装机0.4亿KW，其中大中型水电新增投产3849万KW，装机总体稳步增加，增速回落。

统计在建及拟建的水电项目，2017年至2020年预计将有18个水电项目投产。涉及上市公司包括长江电力(600900,股吧)、桂冠电力(600236,股吧)、川投能源(600674,股吧)、黔源电力(002039,股吧)、国投电力(600886,股吧)、国电电力(600795,股吧)、华能水电等，累计装机容量达到2682KW。2020年至2022年将会成为水电投产小高峰，三年合计投产3835万KW。

水电增值税优惠政策延续 中型水电业绩弹性明显

2017年9月，国家能源局综合司下发了关于征求对《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》。新政策明确，单个项目装机容量5万KW及以上的水电站销售水力发电电量，增值税税率按照13%征收。超过100万KW的水电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2018年1月1日至2020年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。

现行政策规定，水电增值税率为17%，而我国大型水电企业实际增值税综合税负在14%以上，远高于电力行业平均税负水平。从以往退税政策的执行情况来看，水电项目集中的云南、贵州和四川三省，执行即征即退政策均不严格，多为先征后退，部分退税期限超过1年，使得水电企业现金流承受较大压力。

若新政策顺利执行，水电行业整体增值税负将出现下行。对于小水电而言，增值税税率不受新政策的影响；对于中型水电而言，增值税税率由17%变为13%，受益明显；对于大型水电而言，现行政策得以延续至2020年，进一步增厚了大水电的业绩，打消了市场上对于水电增值税优惠政策取消的担心。但是，如果2020年后大水电不再执行增值税即征即退政策，对于大水电而言增值税提升的压力也不会太大。本次税收优惠政策最大的受益者应该为中型水电公司。

基于以上分析，我们认为将会受益的水电标的有长江电力、国投电力和川投能源。

长江电力：现金流稳定且充沛

2007年至2016年公司的ROE水平一直保持在12%左右，高于行业平均值9.9%，这得益于公司优质的水电资产及业务结构的优化。此外，公司还具有稳定充沛的现金流，其经营现金流占收入比重长期维持在80%的水平，充沛的现金流使得公司具有良好的基础积极进行优质企业的股权投资。

煤电供给侧改革：淘汰落后产能 严控新增装机

2017年8月，发改委、工信部和财政部等16部委联合印发《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意见》的通知。文件提出，“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，实施煤电超低排放改造4.2亿KW、节能改造3.4亿KW、灵活性改造2.2亿KW。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿KW以内。

煤电成本优势及我国资源禀赋决定其未来主力电源地位稳固，但为了保证电网运行的安全性，必须采用稳定的电源进行电力调峰。目前世界上常用的稳定调峰电源主要为煤电和气电。美国及欧洲主要以气电作为主要电源，这是由于当地的资源禀赋所决定的。我国是世界上煤炭储量最大的国家之一，2016年已探明的煤炭储量占世界煤炭总储量的21%，位居世界第二。因此，煤电在今后很长一段时间内仍将成为我国主要电源。

此外，煤电与其他类型的发电相比更加具有成本优势，且符合我国的能源战略。2016年我国煤电平均标杆电价为0.3644元/度，其与水电标杆电价基本相当，略低于核电，比气电、风电及光伏发电等具有明显的价格优势。大火电机组的燃煤效率高于小火电机组，具备成本低、效率高和稳定性强等优势。

截至2017年10月，火电发电量占全国总发电量的69%。根据国家能源局发布的电力发展“十三五”规划，到2020年煤电占比将下降到55%，同时将大力提升风电等清洁能源的比例，占比提高到31%以上。

热电联产发展空间广阔 盈利情况良好

目前，我国城市和工业园区供热分为以燃煤热电联产、大型锅炉房集中供热、分散燃煤锅炉能源等供热形式。尽管热电联产集中供热稳步发展，总装机容量不断增长，但仍存在北方地区冬季供暖期空气污染严重、热电联产发展滞后、背压热电占比低、区域性用电用热矛盾突出等问题。其中，热电联产集中供热是解决城市和工业园区集中供热的主要热源和供热方式之一。根据相关规划，2017年前基本淘汰10t/h以下燃煤锅炉，但根据调研情况，预计2017年难以完成此目标。未来3年内，锅炉改造的大趋势不会变；假设有一半的锅炉需要进行改造，锅炉年供热时间6000小时、蒸汽价格160元/蒸吨，预计未来3年运营空间达2400亿元。

投资建议：

2018年，随着我国经济的增长，用电需求的增速也会不断加快。但是对于火电行业来说，高企的煤价增加了企业的发电成本，降低了企业的盈利能力。目前，煤矿复产尚需时日，加之下游需求旺盛，煤价2018年维持高位震荡的可能较大。此外，随着清洁能源技术的不断提高，风电及光伏的成本显著降低，在某些地区风电已经基本可以实现平价上网，而光伏在未来3至5年内也将实现平价上网。水电方面，到2020年，目前在建及规划的大型水电基本投产，这将会进一步增加水电的市场份额。因此，可再生能源挤压火电的发电空间是未来的必然趋势。火电行业也将面临改革和转型，而这些变革会成为今后2至3年市场重要的投资机会。

在2018年，对于火电的投资机会主要体现在四个方面：1.煤电联动和电价上涨；2.热电联产，响应政策；3.生物质发电，燃煤替代；4.电力国企改革，增厚业绩。

上海电力(600021,股吧)：布局全国 资产注入预期强

公司业务涵盖高效燃煤火力发电、燃气发电和风电、太阳能发电及分布式供能等领域。公司产业布局遍及全国，目前正积极向海外开拓，这将是公司未来发展的重要方向。

上海电力为国家电投华东地区唯一上市平台，因此，集团已经明确下一步会将浙江分公司的全部资产注入上海电力。此外，集团承诺还会陆续向上海电力注入优质资产。国家电投集团目前是五大发电集团中资产证券化率最低的公司，根据国企改革及电改的精神，今后资产注入的预期较强。

来源：上海证券报