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一、 2020 年度投資策略：買入火電，持有水、核
1.1 2020 年度投資策略簡述
2020 年全行業最大的變量以及矛盾點即是煤電標杆這一上網電價體系的核心由“標杆+聯動”機制 轉為“基準+浮動”機制，此外盈利模型中的另外兩個關鍵要素——利用小時和成本也存在變數。結 合三要素以及潛在的市場關注熱點，通過評分機制確認我們的投資策略——買入火電，持有水、核。
1.2 2019 年度投資策略回頭看
行情回顧：截止 11 月 29 日，電力（申萬）指數上漲 7.25%，跑輸滬深 300 指數 19.92 個百分點， 在 102 個申萬二級指數中排第 61 位。各子板塊中熱電錶現最好，上漲 38.90%；光伏發電表現最差， 下跌 8.05%。板塊年內漲幅前五的公司是岷江水電、深南電 A、西昌電力、富春環保、聯美控股； 跌幅前五的是東旭藍天、*ST 科林、江蘇新能、*ST 華源、華電國際。我們建議關注的重點公司中 有 3 家漲幅處於板塊上游：華能水電（37.53%）、申能股份（25.78%）、 長江電力（18.63%）。
二、 回顧 2019：用電增速如期放緩，盈利持續提升
2.1 需求側：用電增速如期放緩，三產及居民持續提升
受社會經濟趨勢下行的影響，疊加 2018 年冬季寒潮和夏季高溫導致用電量超預期增長帶來的高基數 因素，各產業用電量增速全面回落。 1-10 月份，全國全社會用電量 59232億千瓦時，同比增長 4.4%， 比上年同期回落 4.3 個百分點，位於我們在上個年度策略報告中預測的保守假設區間內。分產業看：
- 第一產業用電量 647 億千瓦時，同比增長 5.2%，比上年同期回落 4.6 個百分點；
- 第二產業用電量 39867 億千瓦時，同比增長 3.0%，比上年同期回落 4.2 個百分點；
- 第三產業用電量 9941 億千瓦時，同比增長 9.3%，比上年同期回落 3.8 個百分點；
- 城鄉居民生活用電量 8777 億千瓦時，同比增長 5.9%，比上年同期回落 5.2 個百分點。
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2.2 供給側：火電佔據過半裝機增量，水電利用小時表現亮眼
需求側增長放緩同步傳導至供給側。1-10 月份，全國規模以上電廠發電量 58472 億千瓦時，同比 增長 3.1%，比上年同期回落 4.1 個百分點。其中：
- 全國規模以上水電發電量 10013 億千瓦時，同比增長 6.5%，比上年同期提高 1.5 個百分點；
- 全國規模以上火電發電量 42041 億千瓦時，同比增長 1.1%，比上年同期回落 5.5 個百分點；
- 全國核電發電量 2826 億千瓦時，同比增長 19.3%，比上年同期提高 4.3 個百分點；
- 全國規模以上風電發電量 3250 億千瓦時，同比增長 9.7%，比上年同期回落 13.4 個百分點。
2.2.1 裝機容量：火電佔據過半增量
1-10 月全國主要發電企業新增裝機容量 7117 萬千瓦，比上年同期少投產 1867 萬千瓦。五大電源 類型中，火電、風電裝機增長加快。1-10 月全國新增水電裝機容量 292 萬千瓦、火電新增 3237 萬 千瓦、核電新增 409 萬千瓦、風電新增 1466 萬千瓦、光伏發電新增 1714 萬千瓦，與上年同期相比， 分別減少 416 萬千瓦、增加 539 萬千瓦、減少 63 萬千瓦、增加 20 萬千瓦、減少 1937 萬千瓦。截 至 2019 年 10 月底，全國規模以上電廠發電設備容量 18.69 億千瓦，同比增長 5.8%，比上年同期 提高 0.6 個百分點。其中，
- 水電裝機容量 3.09 億千瓦，同比增長 1.3%，比上年同期回落 1.9 個百分點；
- 火電裝機容量 11.74 億千瓦，同比增長 4.8%，比上年同期提高 1.9 個百分點；
- 核電裝機容量 4874 萬千瓦，同比增長 20.3%，比上年同期提高 7.1 個百分點；
- 風電裝機容量 1.99 億千瓦，同比增長 12.2%，比上年同期提高 0.6 個百分點；
- 光伏發電裝機容量 1.38 億千瓦，同比增長 12.3%。
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2.2.2 利用小時：水電亮眼，火、核下滑
2019 年 1-10 月，全國發電設備累計平均利用小時為 3157 小時，比上年同期減少 55 小時。其中，
- 全國規模以上水電設備累計平均利用小時 3244 小時，比上年同期增加 162 小時；
- 全國規模以上火電設備累計平均利用小時 3495 小時，比上年同期減少 100 小時；
- 全國核電設備累計平均利用小時 6040 小時，比上年同期減少 44 小時（公佈值同比減少 159 小時，與 1-9 月及上年同期累計利用小時對比分析可知數據有誤，故採用上年同期數據推算同 比減少 44 小時）；
- 全國規模以上風電設備累計平均利用小時 1688 小時，比上年同期減少 36 小時；
- 全國規模以上光伏發電設備累計平均利用小時 1117 小時，比上年同期增加 57 小時。
2.3 業績：盈利持續提升
2019 前三季度，電力行業 73 家上市公司中，實現歸母淨利潤同比增長的有 38 家，另有 4 家公司扭 虧為盈；有 23 家公司歸母淨利潤同比下降，另有 3 家出現虧損、5 家持續虧損。2019 年第三季度， 有 39 家公司實現歸母淨利潤同比增長，另有 4 家扭虧為盈；歸母淨利潤同比下降的有 17 家公司， 另有 3 家出現虧損、10 家持續虧損。
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三、 展望 2020：電價新政暗潮湧動，浮動機制打開想象空 間
3.1 標杆+聯動如期謝幕，基準+浮動登上舞臺
2019 年 9 月 26 日，李克強總理主持召開國務院常務會議，會議決定：從明年 1 月 1 日起，取消煤 電價格聯動機制，將現行標杆上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。
3.1.1 十六載起伏，煤電上網電價標杆+聯動機制如期謝幕
3.1.2 “基準+浮動”機制登場，開啟電價新時代
2019 年 10 月 21 日，國家發改委發佈《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（ 發 改價格規[2019]1658 號），正式取消已使用了十六年的煤電標杆上網電價+煤電聯動機制。意見決定， 自 2020 年 1 月 1 日起，執行新的“基準+浮動”電價機制。
3.2 市場的悲觀：電價再度承壓
電價機制調整的相關新聞報道自 9 月中下旬陸續流出，市場關注點主要集中在“實施‘基準價+上下 浮動’價格機制的省份，2020 年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升”這一條之上，認為這是 繼 2018、2019 年連續兩次降低一般工商業電價政策後，國家層面再一次對電力行業施壓以呵護下 遊電力用戶；整個電力行業的收入端持續承壓，火電首當其衝、業績修復受阻。
因此，二級市場的火電以及電力指數經歷了一波跌勢， 9月16日至9月30日分別跌幅分別達到6.09%、 4.55%；在 10 月 21 日方案正式公佈後至 11 月 15 日再次下跌 5.21%、2.61%；9 月 16 日至 11 月 15 日兩個月內累計跌幅分別達到 9.57%、8.00%，跑輸滬深 300 指數 7.18pct、5.60pct。
3.3 我們的樂觀：電價想象空間打開，一切皆有可能
3.3.1 浮動機制打開電價想象空間，一切皆有可能
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通過觀察政策面的頂層設計和地方試點，我們認為：長期以來“無形之手”對於電價的控制力度終 於開始減弱，有望逐步理順上、中、下游的價格傳導機制和利益分配格局，想象空間已被打開。
主 要看點有六： 釋放漲價預期：自 2011 年 12 月 1 日最後一次明確執行煤電聯動上調電價、以及 2017 年 7 月 1 日變相上調電價以來，決策層首次准許電價上調。
下放定價權利：將頂層決策、自上而下、多方博弈的煤電聯動電價制定權責部分下放，定價權 利由發、用電雙方自主決策、雙方博弈。
擴大聯動範圍：十六年的煤電聯動，上網電價只能與上游的電煤價格聯動，受政策管制影響， 價格彈性較小、政策不確定性較高；未來可與下游用戶聯動，政策管制程度弱化後，價格彈性 增強、執行確定性提高。
提升漲價空間：2004-2015 年間的 10 次聯動以及 2017 年的調價，除個別省份漲幅超過 10% 外，大部分地區和全國平均漲幅從未達到 10%。以 2018 年全國煤電平均上網電價 370.52 元/ 兆瓦時計算，10%對應的最大漲幅達到 3.71 分/千瓦時；按照 2018 年火電企業約 15%的毛利 率、營業成本中 70%的燃料成本粗略估算，10%的電價漲幅對於利潤的影響大約相當於 17% 的煤價降幅。
限定降價幅度：目前，中西部地區部分省份因可再生能源裝機佔比較高，煤電競價壓力較大， 限定 15%的降幅空間，可以在一定程度上緩解當地火電企業的經營壓力。
提高調整頻率：江西省的試點按照 1027 號文配套文件《全面放開部分重點行業電力用戶發用 電計劃實施方案》中的推薦進行季度浮動調整，而 1027 號文甚至提出將浮動機制與月度競價 銜接。未來價格反饋的時效性將得以提高。
3.3.2 樣本觀察，市場化並不可怕
2020 年以後、即“十四五”的漲價預期已經具備可能性，但 2020 年、即“十三五”收官之年的降 價壓力仍然存在，那麼這個將煤電計劃電量通過市場化進行讓利的壓力到底有多大？我們或許可以 從目前已經存在的電力市場化交易情況進行觀察。考慮到各省裝機結構情況，主要選取了廣東和江 蘇兩個火電大省、同時也是目前市場化交易電量全國前二的省份，作為觀察的樣本。
廣東：交易價差趨穩，讓利收窄
江蘇：市場化電量全國領先，年度長協穩定價格
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通過對廣東、江蘇兩省的觀察，可見電力市場化交易讓利對於發電企業的影響並沒有大到難以控制 的地步。考慮到收入端電量以及成本端煤價的因素，電企在競價時基本能保持理性，將讓利程度控 制在自身條件允許的範圍內；相互間的博弈並不會以鄰為壑，出現損人不利己的局面。
四、 火電：倒春寒難改行業復甦
4.1 核心要素：電價讓利可控，浮動機制傳導壓力
4.1.1 電價：讓利可控，容量機制呵護虧損機組
除了前面分析的類似“漲跌停板”的上浮與下浮幅度限制外，1658 號文還有三點有利於合理控制煤 電電價讓利程度，並對電價構成長期利好：
新機制適用電量有限：政策明確了已經市場化的電量仍採用原有的電價形成方式，“基準+浮動”機 制只適用於原有計劃電量中具備交易條件和交易用戶的部分。根據中電聯的統計，2018 年在全國大 型發電集團參與市場化交易各類電源中，煤電上網電量的市場化率已經達到 42.8%，計劃電量的佔 比約 57.2%；以一產及城鄉居民用電量在全社會總用電量中的佔比 15.2%推算，計劃電量中可以採 用“基準+浮動”機制的部分佔比約 42.0%。根據我們調研瞭解到的情況，部分地區的煤電機組除供 熱等特殊機組外，基本上已經全部進入電力市場，新的電價機制對其幾無影響。
環保電價補貼延續：政策明確了市場化電量的上網電價中除了脫硫脫硝除塵電價外，還要包含超低 排放電價，這對之前已經市場化電量的電價結構進行了明確。11 月 15 日，安徽省電力交易中心發 布通知，允許已經簽訂 2020 年交易合同且合同價格未包含超低排放電價的發、用電雙方重新協商。 此後，多家電企要求將直接交易電價上調 1 分/千瓦時。
容量電價機制提上日程：中西部的一些省份，因水電、風電、光伏等可再生能源裝機佔比較大，嚴 重壓制了當地火電機組的出力，利用小時大幅低於設計的盈虧平衡點，造成電企常年虧損；而中東 部的一些省份，雖然火電利用小時較高，但部分老舊機組因技術參數落後、煤耗高，在電力市場化 交易中競爭力不足，疊加巨大的環保排放壓力，逐步被邊緣化，常年停機、甚至提前破產退場，這 對電網調峰、保供能力造成了不利影響。對於此類煤電機組，未來轉為類似於氣電的調峰機組是一 種能夠平衡多方訴求的可行方式；而江浙滬地區氣電機組所執行的容量電價+電量電價的“兩部制” 電價政策，可以確保調峰機組的盈利能力，實現可持續發展。
4.1.2 煤價：迴歸綠色區間，浮動機制傳導壓力
雖然 2019 年初因接連出現產地生產事故導致煤價出現反彈，但在以下四重因素的作用下，全年電煤 價格呈現前高後低的走勢：
- 煤炭供給側改革接近尾聲，產能持續釋放；
- 全年未出現極端天氣，用電需求疲軟；
- 水電出力達到近十年峰值，火電出力不振；
- 電廠堅持高庫存策略，大量採購長協及進口煤。
中國電煤價格指數（CTCI）1-10 月均值降至 496.59 元/噸，比上年同期下滑 6.8%；而走勢基本穩 定的環渤海動力煤（Q5500K）綜合平均價格指數進入 11 月後迅速跳水至 560 元/噸，已經進入《關 於平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》（發改運行[2016]2808 號）中規定的綠色價格區間內。
11 月 25 日，國能投（神華）、中煤、同煤、兗煤、伊泰等 11 家煤企聯名上書，要求保供、穩價、 守約。三十年河東三十年河西，煤與電的蹺蹺板關係使得不到三年的時間內即已發生主客易位的轉 變。在經濟增長放緩的趨勢下，作為供給側的煤炭面臨著需求和價格同步下行的風險，作為需求側 的火電話語權也有望逐步增強。
同樣按照 2018 年火電企業約 15%的毛利率、營業成本中 70%的燃料成本粗略估算，假設電企毛利 潤不變，則電價上漲 10%的電價漲幅對於利潤的影響大約相當於 17%的煤價漲幅；15%的電價降幅 對應的煤價降幅約為 25%。1027 號文和 1658 號文理順了電煤價格在煤電上網電價中的傳導機制， 在將計劃電量轉為市場化定價、且 2020 年不允許上漲的政策導向下，電煤價格仍有進一步下行的空 間。我們預計 2020 全年價格中樞將處於綠色區間內，且有可能運行至 535 元/噸的基準價之下。
4.1.3 利用小時：水、核高出力壓制漸消，盈利能力持續修復
上半年大部分地區用電需求疲弱，疊加水電高出力、核電裝機大幅增長帶來的強勢表現，壓制了火 電的出力。但 8、9 兩個月水電增速大幅下滑標誌著自 2018 年夏季以來的水電高出力期暫時告一段 落。水電出力的回落帶來了火電出力的提升，火電單季度發電量增速由Q2的0.8%提升至Q3的3.8%， 推動火電板塊營收增速由 Q2 的 5.8%提高至 Q3 的 12.6%；且電煤價格持續下行，Q3 營業成本的 增速 9.0%低於營收增速，歸母淨利潤同比增長 68.2%。2019 年夏季全國主要流域的來水及蓄水情 況不佳，如果用電需求回暖，則火電出力有望進一步增長。
火電（含熱電）板塊 39 家公司中，前三季度有 24 家實現歸母淨利潤同比增長，另有 2 家扭虧為盈； 同比下降的有 7 家，另有 1 家出現虧損、5 家持續虧損。其中，3Q19 實現淨利潤同比增長的有 22 家、扭虧為盈的有 4 家；同比下滑的有 5 家、出現虧損的 1 家、持續虧損的 7 家。
4.2 推薦標的：華能國際、申能股份、浙能電力
4.2.1 華能國際：全國火電龍頭
公司前期受其他電源出力壓制、機組所在地區用電需求疲弱等因素的影響，盈利修復進度略低於預 期；且電價新政使得市場對整個火電行業的前景產生疑慮。但通過對火電盈利三要素的分析可知， 2020 年電價風險總體可控、煤價下行趨勢有望持續、利用小時大概率改善，公司作為火電龍頭，將 受益於火電行業整體復甦。
4.2.2 申能股份：綜合能源運營商
公司電力業務多元化，控、參股包括煤電、氣電、核電、水電、風電、光伏在內的多種電源類型， 控股機組以煤電、氣電為主。雖然上半年公司在滬機組出力下滑，但仍優於地區平均水平。增值稅 調整、電煤價格下行等因素共同作用，提升了公司電力、油氣兩大主業的盈利能力。奉賢熱電、平 山二期將陸續投產，結合風電、光伏項目的收購，將帶來公司裝機容量的持續增長和裝機結構的不 斷優化。
4.2.3 浙能電力：省級電企龍頭，核電重量級玩家
公司是浙江省規模最大的火力發電企業，管理及控股裝機容量約佔省統調裝機容量的一半左右。對 比 A 股電力板塊中的 16 家省級電企的裝機容量和發電量情況，公司均高居榜首，是全國最大的地 方性發電企業。公司深度佈局核電領域，雖未直接控股運營核電站，但通過與中核集團的緊密合作， 從前期即開始參股其在浙江省境內的核電項目。公司通過將對中核的股權投資由以公允價值計量改 為以權益法核算，消除了中核股價波動對於公司利潤的影響。浙江地區用電需求復甦，有望推動公 司營收、利潤進一步增長。
五、 核電：看點在增量
5.1 核心要素：電價預期維穩，電量仍有提升空間
5.1.1 電價參照系平穩過渡
核電標杆電價的制定準則主要是參考所在地區煤電標杆電價，通常情況下新投產機組上網電價不高 於當地煤電標杆，體現了核電對於煤電的替代能力。目前，全國 47 臺在運核電機組中，有 26 臺機 組上網電價低於當地煤電標杆電價（含脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價），有 19 臺機組高於煤電 標杆，另有 2 臺持平。
1658 號文明確規定核電價格形成機制參考燃煤發電標杆上網電價的，改為參考基準價。這實現了核 電標杆電價體系的平穩過渡，打消了市場前期對於核電上網電價調整的不確定性預期。但核電市場 化電量存在進一步擴大的可能性，平均電價水平或被拉低。
5.1.2 利用小時有望回升
2018 年是核電投產大年，全年共有 7 臺機組投產，其中 6 臺在下半年實現商運；2019 年海陽 2 號、 陽江 6 號、台山 2 號先後投產。新增裝機大幅增長導致的消納問題難以避免；且廣東、浙江、福建、 江蘇這 4 個核電大省，以及新投產兩臺 AP1000 機組的山東省、消納秦山核電部分電量的上海市， 上半年的用電量增速均低於全國平均水平。受此影響，前 7 個月全國核電平均利用小時比上年同期 減少了 129 小時，同比下降 3.1%。自三季度起，廣東省的發、用電需求率先回暖並持續提升，四季 度蘇、浙、滬、閩也開始陸續出現回暖跡象。我們預計，隨著中美貿易爭端的緩和，東南沿海省份 的生產用電需求將逐步迴歸正常水平，2020 年的核電利用小時有望進一步回升。
5.2 關注熱點：華龍有望再提速，競爭格局或有變
5.2.1 2020 首堆投產，“華龍一號”再提速
2020 年核電行業最大的看點就是採用國產三代核電技術的“華龍一號”首堆示範工程——福清 5 號 機組的投產商運。2018 年 10 月 11 日，美國能源部（DOE）發佈《關於防止中國非法轉移美國民 用核技術用於軍事或其他未經授權目的的措施》。在技術轉讓方面主要包括禁止輕水小堆、非輕水先 進反應堆（例如第四代核反應堆等）、2018 年 1 月 1 日以後的新技術轉讓，以及相關軟件系統的源 代碼、工程設計技術等轉讓；在設備和部件方面，禁止與美國有直接經濟競爭的出口申請，例如“華 龍一號”、以及 CAP1400 的美國專有設備。決策層對於自主知識產權的考量是核電這一“中國製造 2025”代表在未來發展規劃中的關鍵因素；而是否具有自主知識產權決定了是否具有獨立出口權， 即決定了其能否成為“走出去”戰略中像高鐵一樣的“國家名片”。因此，“華龍一號”也取代了此 前全球矚目的 AP1000，成為國產三代核電技術的主力堆型。
2019 年 1 月 30 日，中核集團漳州核電一期、中廣核集團惠州太平嶺核電一期共 4 臺機組獲得核准。 3 月 18 日，生態環境部正式受理福建漳州核電廠 1、2 號機組及中廣核廣東太平嶺核電廠一期工程 的環境影響報告書（建造階段）；10 月 9 日，生態環境部發布《關於福建漳州核電廠 1、2 號機組環 境影響報告書（建造階段）的批覆》；10 月 16 日，漳州核電 1 號機組 FCD。在首堆投產前即批覆 新機組，表明了決策層對於“華龍一號”乃至中國核電發展的支持和希冀。此外，同樣採用“華龍 一號”技術的海南昌江核電二期工程目前已經開始前期施工，有望在 2020 年內獲批開建。
5.2.2 基建投資穩增長需求推動核電加碼
核電具有建設週期長、投資規模大的特點；核電建設既可以發揮穩定投資的作用，又不會增加近 5 年內的供應能力，但對於推動未來能源結構優化具有重要作用。2018 年以來，因國內投資增速放緩， 為了保持有效投資力度，促進內需擴大和結構調整，確保經濟運行在合理區間，10 月 31 日，國務 院辦公廳發佈《關於保持基礎設施領域補短板力度的指導意見》（國辦發[2018]101 號）。意見要求， 著力補齊鐵路、公路、水運、機場、水利、能源、農業農村、生態環保、公共服務、城鄉基礎設施、 棚戶區改造等領域短板，加快推進已納入規劃的重大項目。一方面，在煤電去產能政策導向未變、 水電開發緩滯、風電及光伏發電受補貼限制的情況下，電源工程投資大幅放緩；另一方面，在特高 壓建設減速的趨勢下，電網工程投資也面臨增長乏力的局面。2019 年上半年，電網工程投資完成額 同比下降 19.3%；依靠水電投資加碼的帶動，電源工程投資完成額同比增長 3.3%。
按照單個核電站每一期 2 臺機組約 250 萬千瓦以及三代機組 1.8 萬元/千瓦的單位造價預估，每一期 工程將拉動約 450 億元的項目投資額。核電已成為整個電力行業在當前政治經濟形勢下大基建政策 的最好發力點之一。根據統計，目前還有 29 臺機組已開展前期工作（包括已與俄羅斯簽約的田灣 7、8 號機組和徐大堡 3、 4 號機組），合計裝機容量 3484 萬千瓦。中期假設 29 臺機組全部開建並商運， 國內在運核電機組數將達到 93 臺，合計裝機容量將超過 1 億千瓦。
按照每個核電廠址 4-6 臺機組的可承納容量以及 2臺機組的擴建裕量，國內核電發展潛力巨大。WNA 統計數據顯示，中國大陸規劃核電項目機組數 170 臺，合計裝機容量近 2 億千瓦。根據我們的統計， 除前述 64 臺機組外，現有核電廠址儲備尚有可建機組數 116 臺，合計裝機容量 1.43 億千瓦。即使 不考慮其中的內陸核電廠址，沿海廠址仍有可建機組數 48 臺，裝機容量 6084 萬千瓦。根據我們的 測算，2019 年已獲批、待批覆和已開展前期工作的 34 臺機組投資預算金額合計約 7200 億元；其 他 48 臺沿海廠址可建機組投資預算金額合計約 1.12 萬億元。
5.2.3 新玩家蠢蠢欲動，劍指控股權
2016 年 9 月 19 日，國務院法制辦公室就《核電管理條例（送審稿）》公開徵求意見。該條例自 2008 年 10 月國家能源局組織開展立法研究和法規起草工作開始，醞釀了 8 年時間，反覆博弈、討論和修 改，其中最大的爭議之一就是核電牌照準入門檻的設置。而條例送審稿中明確提出鼓勵核電項目投 資主體多元化的原則，並在第四章首次明確了核電項目投資主體的准入條件。2019 年 2 月 1 日，國 家能源局印發《能源行業深入推進依法治理工作的實施意見》，要求大力推進《核電管理條例》的立 法審查工作。
除中核、中廣核、國電投三家擁有核電運營牌照以外，五大發電集團的其餘四家、地方能源集團等， 只能通過參股的方式參與核電站開發建設，並不能佔據主導地位。但是在傳統煤電發展基本停滯、 新能源規模上量速度較慢的局面下，各家發電企業對於核電牌照的追求仍孜孜不倦。
華能：2019 年 4 月 17 日，中國華能集團有限公司與中國廣核集團有限公司在集團公司總部籤 署戰略合作協議。根據協議，雙方將重點在核電、信息化建設、新能源、核燃料、金融、海外 電力項目等領域開展全方位戰略合作。6 月 11 日，華能核電開發有限公司和中國核能電力股份 有限公司在北京華能總部簽署投資協議，根據協議，雙方將共同投資開發、建設和運營管理華 能海南昌江核電二期工程#3、#4 兩臺“華龍一號”機組，華能海南昌江核電有限公司是本次項 目的投資、建設和運營管理主體。
大唐：大唐與中廣核合作的寧德核電一期項目已建成投產，持股比例穿透後可見大唐權益佔比 最高，但因沒有資質只能與中廣核成為一致行動人，由中廣核控股、並表；而成立於 2016 年 底的寧德第二核電由大唐集團核電公司控股，計劃建造#5、#6 兩臺“華龍一號”機組。2019 年 11 月 23 日，大唐集團旗下核心上市平臺大唐發電發佈公告，董事會已審議通過《關於成立遼寧莊河核電有限公司的議案》、《關於對大唐國際核電有限公司進行吸收合併的議案》，遼寧莊 河核電有限公司由公司控股，持股比例 46%。
按照《核電管理條例（送審稿）》的相關細則要求，五大發電中的大唐、華電、華能三位巨頭已基本 滿足控股核電站的要求。結合三代核電重啟審批的預期，將逐步改變現有的核電運營商競爭格局， 帶來新的變量和新的動能。
5.3 推薦標的：中國核電
中國核電：核電明珠，得天獨厚
公司控股股東中核集團在核電技術開發等方面處於國內領先地位，是唯一擁有完整核燃料循環產業、 能夠實現閉式循環的特大型中央企業，國家授權中核集團對核燃料、鈾產品的生產經營和進出口實 行專營。三門 2 號機組停堆檢修對 2019 年業績的拖累超過預期，但公司通過調整折舊政策釋放利 潤進行對沖；電價新政明確了核電上網電價體系的平穩過渡，穩定了市場預期；公司機組所在地區 用電需求開始回暖，利用小時有望逐步提升。
六、 水電：蟄伏
6.1 核心要素：電價風險暫消，電量大概率趨緩
6.1.1 大水電電價風險暫消
水電上網電價呈現為三種模式：按照“還本付息電價”或“經營期電價”制定的獨立電價，省內執 行的標杆電價，以及跨省跨區送電的協商電價。2015 年 5 月 5 日，國家發改委發佈了《關於完善跨 省跨區電能交易價格形成機制的通知(發改價格[2015]962 號)》，以向家壩、溪洛渡和雅礱江梯級水 電站為例，確定了按照落地省燃煤發電標杆上網電價和輸電價格和線損倒推確定上網電價的跨省跨 區送電價格形成機制。
前期市場憂慮大型水電站的上網電價可能會因為高利潤率而被打壓，但與核電情況類似，1658 號文 明確規定跨省跨區送電價格形成機制參考燃煤發電標杆上網電價的改為參考基準價，打消了市場的 部分疑慮。我們認為，作為“十三五”的收官之年，2020 年水電跨省區外送電價應能維持現有水平； 但在“十四五”新協議的商討過程中，或許會出現博弈局面。
6.1.2 潮起潮落，電量大概率趨緩
雖然 2019 年是水電大年，但 5、6 兩月全國降水量均接近常年同期水平，而云南、四川、西藏等水 電大省降水量較常年偏少；8 月湖北大部、湖南北部、江西北部、安徽南部等地普遍有中到重度氣 象乾旱，湖北東部局部有特旱，長江中下游地區降水量普遍不足 100 毫米； 9 月全國平均降水量 62.4 毫米，較常年同期偏少 4.4%、較上年同期 71.6 毫米下降 12.8%，東北地區西部、華北東南部、黃 淮大部、江淮、江南大部、華南大部及內蒙古東部、新疆東部等地降水量較常年同期偏少 2 至 8 成； 10 月份全國平均降水量接近常年同期，但四川省在歷史同期最多降水量的情況下水電出力僅略有增 長，而云南、湖北兩省的水電出力繼續下滑。受此影響，Q3 水電出力持續承壓，且上年同期高基數 效應導致增速出現大幅下滑，單季度發電量同比增長 2.5%，與前兩個季度 12%左右的增速相比明 顯回落。受來水情況不佳的影響，Q3 水電板塊歸母淨利潤同比增長 3.8%，大幅低於前兩個季度 20% 左右的同比增速。我們預計，2020 年水電出力大概率趨緩。
6.2 關注熱點：新一輪水電投產高峰將至
雖然水電高速發展的時期已經過去，但四川、雲南等省部分在建大型水電項目將從 2020 年起陸續投 產，“十四五”初期行業將迎來新一輪增長。目前，金沙江下游四大電站中，裝機容量 1020 萬千瓦 的烏東德和 1600 萬千瓦的白鶴灘兩大電站預計將於 2020 年前後開始投產；雅礱江中游規劃電站中裝機容量 300 萬千瓦的兩河口電站和 150 萬千瓦的楊房溝電站預計將於 2021 年前後開始投產。相 關特高壓線路陸續獲批開建，為即將到來的川雲水電投產高峰準備好消納送出通道。
6.3 推薦標的：國投電力、華能水電
6.3.1 國投電力：水火共濟，雅礱江中游有序推進
公司手握雅礱江這一黃金水段，是一家以水電為主、水火併濟、風光互補的綜合電力上市公司。雅 礱江流域水量豐沛、落差集中、水電淹沒損失小，規模優勢突出，梯級補償效益顯著，兼具消納和 移民優勢，經濟技術指標優越。雅礱江干流規劃開發 22 級電站，規劃可開發裝機容量 3000 萬千瓦，在全國規劃的十三大水電基地中，裝機規模排名第三。2019 年公司受益於偏豐的水量，發電量穩中 有增；部分火電機組所在地區用電需求旺盛，推動營收增長；煤價下行減輕成本壓力，帶來了利潤 的顯著提升。
6.3.2 華能水電：一衣帶水聯滇粵，西電東送大灣區
國內水電企業中，公司的水電裝機容量僅次於長江電力，發電量略低於國投電力居行業第三。公司 坐擁小灣、糯扎渡兩座電站具備多年調節能力的龍頭水庫，可以平滑豐枯季出力、增發電量、提升 上網電價，是公司的核心競爭力之一。立足雲南西電東送廣東的市場佈局，使得公司的電量、電價 將同時受益於兩省供需格局的改善以及電力市場化改革的深化。
七、 投資建議
7.1 行業評級
2019 年水電出力增長、火電盈利修復，電力行業景氣度持續提升。雖然連續兩年下調用戶側電價使 發電側持續承壓，但採用市場化浮動機制的新煤電上網電價政策在漲價預期、定價權利、聯動範圍、 漲價空間、降價限制、調整頻率方面頗具看點；即使 2020 年電價暫不能上浮，但未來有望逐步理順 上、中、下游的價格傳導機制和利益分配格局，打開了電價的想象空間，因此我們上調行業評級至 “強於大市”。
7.2 盈利預測
2020 年，火電盈利三要素中電價風險可控、利用小時和煤價的改善趨勢不變，推薦全國龍頭華能國 際，以及長三角區域龍頭浙能電力、申能股份；核電的利用小時有望回升，華龍新機組的提速、競 爭格局的變化值得關注，推薦享受控股股東全產業鏈優勢的中國核電，建議關注國內裝機規模最大 的中廣核電力（H）/中國廣核（A）；水電的利用小時大概率回落，川雲地區新電站陸續投產將帶來 新一輪增長，推薦水火共濟、攻守兼備的國投電力，以及坐擁兩座龍頭水庫、西電東送大灣區的華 能水電，建議關注全球水電龍頭長江電力。推薦/建議關注標的盈利預測如下表：
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