火電長期仍將作為主力電源，火電成本仍具優勢。大火電機組燃煤效率高，具備成本低、效率高、穩定性強等多重優勢。
 
用電保持景氣
經濟增長、電能替代、新能源車普及，這三駕馬車驅動用電量穩步提升。

經濟增長是用電量增長第一驅動力：對1991-2016年歷史數據進行線性擬合顯示，不變價GDP每增加1億元，驅動發電量增加約0.08億kWh。而電能替代加速，新能源車普及改變交通能源消費，貢獻電力消費邊際增量。

結合近三年庫存周期、房地產周期和信用周期來看，當前至2018年將處于下行周期。

基于對宏觀經濟整體走勢及對后續GDP增速的預測，我們預測傳統發電量保持較高增速：其中，“十三五”期間預計將保持在6%左右，“十四五”期間保持在5.5%左右。

與此同時，電能替代穩步推進，貢獻用電需求增量。發改委規劃到2020年實現電能占終端能源消費比重達到約27%電力“十三五”規劃進一步明確，到2020年電能替代新增用電量約4500 kWh。2017上半年已完成替代電量717億kWh，全年實現替代電量1500億kWh可期。以2017年電能替代完成率為基準，預計2017-2020年替代電量每年新增約1000億kWh，CAGR達44%；由于“十三五”期間電能替代普及度較高，“十四五”增量空間減少。

新能源汽車市場2015年正式啟動，未來十年發展空間廣闊。

基于對新能車增長及年用電量的假設，預計2017-2020年新能源汽車每年新增用電量約100億kWh，2020年年用電量達400億kWh。預計“十四五”新能源汽車用電量年均增速將達到36%， 到2025年年用電量超過1300億kWh，新能車后續電能需求持續釋放。

2017-2020年，電能替代穩步推進，新能源汽車加速推廣，二者共同驅動全國發電量增速逐年增加。2017年，全國發電量增速預計為6.2%，2020年達到7.1%。預計“十四五”期間發電量增速將逐漸下滑，但仍高于5%。

水火基礎電源地位穩固
“十二五”期間大型水電集中投產，裝機實現跨越式增長。不過，受水電開發資源有限、生態環保等原因限制，“十三五”水電增量顯著回落。預計2017-2020年每年新增常規水電裝機分別為1000、570、454和1435萬kW。

結合對常規水電和抽水蓄能裝機的預測，我們認為，截至2020年，中國常規水電裝機達3.4億kW，抽水蓄能裝機0.4億kW，裝機總體穩步增加，增速回落。

水電“十四五”期間仍有增長空間，考慮可供開發流域減少，我們對新增水電裝機保持中性估計。

截至2016年年底，中國在運核電機組35臺，裝機總量3363萬kW。

“十三五”期間全國核電投產約0.3億kW，到2020年中國核電裝機達0.58億kW。根據在建核電機組目前情況及擬建項目的推進速度，預計2020年核電裝機將達0.48億kW，低于規劃要求。電力發展“十三五”規劃提出期間核電新開工0.3億kW以上，根據目前項目核準和開工進度，保守估計不到0.2億kW核電機組可在“十四五”期間投產。

中國核電利用小時數在2014年及以前均維持在7700小時以上，2015-2016年電力需求增長放緩以及發電裝機過剩導核電利用小時下降。2017年1-9月，核電利用小時數為5379小時，同比提升144小時。由于中國用電需求回暖、裝機增速放緩以及核電積極參與市場化電量交易，預計未來幾年利用小時數有望實現持續回升。

“十二五”期間風電高增長，裝機總量從2010年的30GW增加至2015年年底的128GW。電力發展“十三五”規劃：2020年，全國風電裝機將達210GW以上；截至2017年9月，風電裝機已達157GW，預計2020年風電并網裝機將達230GW，超過規劃標準。

2015年搶裝造成棄風限電嚴重，加之市場對于風電補貼下發存在擔憂情緒，2016、2017年風電裝機投產較少，預計2018年起風電裝機增速恢復；平價上網實現后裝機增長有望提速，目前預測偏謹慎。

“十二五”期間風電新增9800萬kW，新增裝機集中在“三北地區”，當地消納能力低疊加外送電通道配套不足導致棄風率高企，2016年西北五省（除西藏外）合計棄風率達到33.34%。“十三五”期間多舉措改善棄風率，國家電網公司規劃2020年將棄風率控制在5%以內。

受益棄風限電持續改善，預計風電利用小時數在2021年之前將小幅抬升。
光伏電站主要分為集中式光伏電站和分布式光伏電站兩種。集中式光伏長期為國內光伏裝機主力，分布式光伏裝機2017年開始爆發。截至2016年年底，國內集中式光伏電站裝機達6710萬kW，分布式光伏裝機為1032萬kW，集中式光伏電站為國內光伏裝機主力。分布式光伏成本持續下降，用戶側經濟性凸顯。

2016年，火電利用小時創新低，煤電裝機過剩亟待緩解。16部委聯合發文，“十三五”期間停建和緩建煤電1.5億kW，淘汰落后產能0.2億kW以上。電力“十三五”規劃指出，到2020年力爭煤電裝機控制在11億kW之內，占比降至55%。

考慮煤電供給側改革進展，預計2017-2020年煤電裝機增速顯著回落，每年新增容量約為0.25億-0.3億kW，截至2020年，煤電裝機總量控制在10.56億kW，實現規劃目標。

再考慮部分“十三五”期間停建、緩建項目被推遲到“十四五”投產，我們判斷2021年、2022年投產迎來小高峰，之后幾年新增容量將穩定在0.3億kW。

“十三五”規劃2020年燃氣發電裝機達到1.1億kW，預測氣電裝機年均增速為10%-11%；2025年氣電裝機達到1.77億kW。

火電主力電源地位不變，受益用電需求回暖發電量穩步增長。“十三五”期間火電發電量年均增速約6%，2020年，火電發電量預計達到55000億kWh。“十四五”期間火電發電量年均增速約5.2%， 2025年，火電發電量將超過70000億kWh。

發電量增長裝機增速放緩，火電利用小時逐年抬升。預計2018-2020年每年火電利用小時數年均增加超過100小時，“十四五”利用小時數增速放緩，但仍保持上升勢頭，2025年，火電利用小時數重回4800小時以上。

火電成本仍具優勢
2016年，煤電平均標桿電價0.3644元/度。煤電平均標桿電價與水電基本相當，略低于核電，比氣電、風電、光伏發電等具有明顯價格優勢。

大火電機組燃煤效率高，具備成本低、效率高、穩定性強等多重優勢。

參考煤電聯動公式，測算全國煤電電價上調幅度在0.73-2.29分/度。

預計煤電聯動帶來的上網電價上漲不傳導至終端銷售電價，煤電電價上調部分或由中間環節消化。

發改委發布“關于全面深化價格機制改革的意見”中，提出將健全煤電聯動機制；當前的煤電聯動機制只考慮了煤炭和電力之間的聯動關系。有效的長效機制有利于解決電力企業長期盈利穩定性的問題，這可能建立在電力供給側改革、煤電一體化、電力市場化改革等一系列改革基礎上。

假設燃料成本占火電發電成本的64%，估算不同煤價及供電煤耗情景下的煤電發電成本區間約0.26-0.33元/度。五大發電等上市公司60萬kW以上燃煤機組占比超過50%，具備成本競爭優勢。

神華集團與國電集團重組為國家能源投資集團，其煤炭、電力資產均占全國總產量的15%，煤電聯營有望穩定集團內部火電資產盈利能力。

水電、核電高分紅維持類債特性
長期看，水電企業新增在建工程規模減小，預計資本金支出減少，進入現金回流期，有望維持高比例分紅。

隨著市場電占比的提升，水電平均上網電價呈下降趨勢；下半年火電電價上行預期將為水電電價提供較強支撐。

中國核電在運營17臺機組裝機容量1434萬kW，在建8臺機組合計裝機容量928.8萬kW；“十三五”期間資產規模64%增長空間，年均約20%業績增速。

新能源設備、運營雙增長
風電、光伏裝機大幅增長。1-9月，全國新增風電并網容量970萬kW，累計容量同比增長13%；新增光伏裝機容量3800萬kW，較2016年年末新增46%，其中分布式電站增長400%。

2017年前三季度棄風棄光大幅緩解，棄風率同比下降6.7個百分點；棄光率同比下降3.8個百分點；11月，國家能源局印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》,推動解決風光消納。

從新增裝機布局看，光伏由西北地區向中東部地區轉移的趨勢更加明顯，分布式光伏就地消納，盈利能力有望進一步增強。