【华创环保公用】电力行业4月月报：用电量高增速助推煤价，关注旺季业绩表现

2018年4月份，电力及公用事业板块表现弱于大盘，CS电力及公用事业指数本月下跌4.39%，沪深300指数下跌3.63%，电力及公用事业行业跑输大盘0.76个百分点。从三级子行业看，4月份CS火电下跌6.42%，CS水电下跌1.63%，CS其他发电下跌0.52%，CS电网下跌6.82%。

4月份，全国全社会用电量5217亿千瓦时，同比增长7.82%。1-4月全国全社会用电量2.11万亿千瓦时，同比增长9.32%。截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.1亿千瓦，同比增长6.1%。其中，水电3亿千瓦、火电11亿千瓦、核电3694万千瓦、并网风电1.68亿千瓦，可再生能源装机占比29.5%，同比去年提高0.15个百分点，发电装机持续优化。1-4月全国发电设备平均利用小时为1221小时，比上年同期增加41小时。水电平均利用小时为845小时、火电平均利用小时为1426小时、核电平均利用小时为2287小时、风电平均利用小时为812小时。

截止5月16日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为572元/吨，较上周环比持平；截止5月18日秦皇岛山西产5500 大卡动力煤价格652元/吨，较4月底上涨63元/吨。5月18日18年7月交割的动力煤合约报价651.4元/吨，较4月底上涨54.8元/吨，期现价差为-0.6元/吨。电力整体需求处于较高水平是助推煤价上行的重要因素。随着时间进入5月中下旬，电厂的“迎峰度夏”补库时间窗口逐步临近，库存消耗加快，电厂即将释放提库需求。

1.1-4月发电设备利用小时数向好改善。中电联预测2018年全社会用电量增速5.5%，我们预测2018年等效火电装机容量增速为4.9%，发电设备利用小时数恶化风险减小。尽管目前动力煤价格企稳回升，为平衡电力上下游利益，全年动力煤价格大幅上涨的可能性极小，有可能出现旺季不旺现象，加之煤电上半年上网标杆电价同比去年增长1分/千瓦时，火电盈利能力将得到改善。目前，无论是历史PB和业绩比较，还是与沪深300 PB比较，火电板块被相对低估，华电国际PB仅为0.9左右，处于历史低位。

2.1-4月水电表现平淡，但仍属于稳定现金牛，随着南方进入汛期，来水将得到改善。雅砻江流域两河口和杨房沟水电站预计2020年开始投产。黔源电力业绩持续高增长，且乌江流域水电站存在资产注入的预期。

3.电网业绩有所提升，涪陵电力是配电网节能稀缺标的。公司2016年4月收购配电网节能业务，凭借行业天然壁垒及国网背景，在手订单充足，多数项目有望于2018年进入收益期。

建议关注核心组合：华电国际、华能国际、川投能源、黔源电力、涪陵电力

全社会用电量增速不及预期；煤价下跌不及预期；来水不及预期。

2018年4月份，电力及公用事业板块表现弱于大盘，CS电力及公用事业指数本月下跌4.39%，沪深300指数下跌3.63%，电力及公用事业行业跑输大盘0.76个百分点。中信一级行业分类板块中，除医药行业微涨，其余行业均为跌势，电力及公用事业板块跌幅处于中游。中信三级行业分类板块中，CS火电下跌6.42%，CS水电下跌1.63%，CS其他发电下跌0.52%，CS电网下跌6.82%，水电及其它发电跌幅较上月显著收窄。

4月份，中信三级行业中火电公司有3家上涨，33家下跌，0家横盘。其中，涨幅前三名的公司分别是福能股份（+4.30%）、通宝能源（+1.99%）、深南电A（+1.12%）；跌幅前三名的公司分别是建投能源（-12.47%）、宝新能源（-12.30%）、长源电力（-11.24%）。

4月份，中信三级行业中水电公司有1家上涨，9家下跌，0家横盘。仅长江电力（+0.56%）上涨。跌幅前三的公司分别为闽东电力（-18.29%）、甘肃电投（-10.22%）、华能水电（-10.05%）。

中信三级行业中其他发电公司有1家上涨，3家下跌，2家停牌。太阳能上涨7.16%、天能重工下跌16.38%、节能风电下跌3.21%、中国核电下跌0.74%。

中信三级行业中电网公司有0家上涨，10家下跌，10家横盘。跌幅前三的公司分别为桂东电力（-14.49%）、乐山电力（-10.84%）、西昌电力（-10.65%）。

4月份，全国全社会用电量5217亿千瓦时，同比增长7.82%。分产业看，第一产业用电量55亿千瓦时，同比增长10.77%，占全社会用电量的1.05%；第二产业用电量3698亿千瓦时，同比7.18%，占全社会用电量的70.88%；第三产业用电量777亿千瓦时，同比增长10.82%，占全社会用电量的14.89%；城乡居民生活用电量688亿千瓦时，同比增长7.78%，占全社会用电量的13.19%。

1-4月，全社会用电量累计2.11万亿千瓦时，同比增长9.32%。分产业看，第一产业用电量205亿千瓦时，同比增长11%，占全社会用电量的0.97%；第二产业用电量14252亿千瓦时，同比增长6.9%，占全社会用电量的67.56%；第三产业用电量3377亿千瓦时，同比增长14.6%，占全社会用电量的16.01%；城乡居民生活用电量3260亿千瓦时，同比增长15%，占全社会用电量的15.45%。

4月份，规模以上电厂发电量5108亿千瓦时，同比增长6.9%。分类型看，火力发电量3785亿千瓦时，同比增长7.3%，占规模以上电厂发电量的74%；水力发电量702亿千瓦时，同比下降2.6%，占比13.7%；风力发电量373亿千瓦时，同比增长24.8%，占比7.3%；核能发电量216亿千瓦时，同比增长6.5%，占比4.2%。

1-4月，规模以上电厂累计发电量2.09万亿千瓦时，同比增长7.7%。分类型看，火力发电量1.595万亿千瓦时，同比增长7.1%，占规模以上电厂发电量的76.3%；水力发电量2633.3亿千瓦时，同比增长1.3%，占比12.6%；风力发电量1197.2亿千瓦时，同比增长29.4%，占比5.7%；核能发电量826.8亿千瓦时，同比增长10.2%，占比3.96%；太阳能发电量268亿千瓦时，同比增长29.2%，占比1.28%。

2018年4月，全国规模以上电厂发电量5108亿千瓦时，同比增长6.9%。福建（29.1%）、甘肃（24.2%）、天津（21.8%）、广西（21.1%）、宁夏（18.1%）、贵州（17%）、青海（16.1%）、北京（15.2%）发电量增速较快，均超过15%；河北、山东、西藏、江苏等地的发电量出现负增长。

发电量前五名的省区分别是：山东（419亿千瓦时）、内蒙古（394亿千瓦时）、江苏（380亿千瓦时）、广东（368亿千瓦时）、浙江（282亿千瓦时）；火力发电量前五名的省区分别是：山东（392亿千瓦时）、江苏（344亿千瓦时）、内蒙古（325亿千瓦时）、广东（287亿千瓦时）、浙江（229亿千瓦时）；水力发电量前五名的省区分别是：四川（158亿千瓦时）、云南（138亿千瓦时）、湖北（96亿千瓦时）、贵州（53亿千瓦时）、广西（41亿千瓦时）；风力发电量前五名的省区分别是：内蒙古（59亿千瓦时）、新疆（30亿千瓦时）、河北（26亿千瓦时）、云南（23亿千瓦时）、甘肃（23亿千瓦时）；目前7个省区拥有在运核电站，发电量排名分别是：广东（65亿千瓦时）、福建（61亿千瓦时）、浙江（37亿千瓦时）、辽宁（15.4亿千瓦时）、江苏（15.1亿千瓦时）、广西（14.9亿千瓦时）、海南（7亿千瓦时）；太阳能发电量前五名的省区分别是：青海（8.9亿千瓦时）、新疆（7.9亿千瓦时）、内蒙古（7.5亿千瓦时）、甘肃（7亿千瓦时）、山东（4.7亿千瓦时）。

截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.1亿千瓦，同比增长6.1%。其中，火电装机11亿千瓦，水电3亿千瓦、核电3694万千瓦、并网风电1.68亿千瓦，可再生能源装机占比29.5%，同比去年提高0.15个百分点，发电装机持续优化。

装机容量前五名的省区分别是：山东（1.2亿千瓦）、内蒙古（1.19亿千瓦）、江苏（1.14亿千瓦）、广东（1.04亿千瓦）、四川（9215万千瓦）；火电装机容量前五名的省区分别是：山东（1.02亿千瓦）、江苏（9468万千瓦）、内蒙古（8160万千瓦）、广东（7767万千瓦）、河南（6589万千瓦）；水电装机容量前五名的省区分别是：四川（7317万千瓦）、云南（4893万千瓦）、湖北（3562万千瓦）、贵州（1887万千瓦）、广西（1500万千瓦）；风电装机容量前五名的省区分别是：新疆（1806万千瓦）、甘肃（1282万千瓦）、河北（1216万千瓦）、山东（1073万千瓦）、宁夏（976万千瓦）。

2017年底全口径发电装机容量为17.77亿千瓦，同比增长7.56%。其中，火电11.06亿千瓦，水电3.4亿千瓦（常规水电3.13亿千瓦，抽水蓄能2850万千瓦），核电3582万千瓦、风电1.64亿千瓦，太阳能1.3亿千瓦。新增发电装机容量13372万千瓦，其中可再生能源装机8794万千瓦，占比65.8%。由于不同发电类型利用小时数不同，使得不同类型单位装机容量的发电效力有所差别。为了便于研究电力供应能力，我们将所有类型发电装机容量以火电利用小时数为基准折合成等效火电装机容量。

根据电力发展“十三五”规划，到2020年中国抽水蓄能电站装机规模将达4000万千瓦。抽水蓄能水电站作为蓄能式电站，利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电，主要起蓄能、电网调节和事故备用的作用。其装机容量的增加并不会对已有发电装机存在挤压效应。所以计算等效火电装机容量时，应将抽水蓄能部分扣除。

2017年底等效火电装机容量15.7亿千瓦，同比增速5.3%。2018年1-4月累计新增发电装机容量2952万千瓦，火电876万千瓦，水电135万千瓦，核电113万千瓦，风电534万千瓦，太阳能1294万千瓦。折合等效火电装机容量1800万千瓦。根据我们电力供应预测，将2018年的各类型发电装机折算成等效火电装机容量为16.47亿千瓦，同比增速4.9%。

1-4月全国发电设备平均利用小时为1221小时，比上年同期增加41小时。水电平均利用小时为845小时，比上年同期减少26小时；火电平均利用小时为1426小时，比上年同期增加69小时；核电平均利用小时为2287小时，比上年同期增加62小时；风电平均利用小时为812小时，比上年同期增加150小时。

全国有9个省区水电设备利用小时超过全国平均水平。水电装机容量前五名的省区四川（7317万千瓦）、云南（4893万千瓦）、湖北（3562万千瓦）、贵州（1887万千瓦）、广西（1500万千瓦）利用小时数分别同比增长-1.2%、-6.4%、3.7%、 32.9%、14.9%。12个省区火电设备利用小时数超过全国平均水平。

截止5月16日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为572元/吨，较上周环比持平；截止5月18日秦皇岛山西产5500 大卡动力煤价格652元/吨，较4月底上涨63元/吨。5月18日18年7月交割的动力煤合约报价651.4元/吨，较4月底上涨54.8元/吨，期现价差为-0.6元/吨。

秦皇岛动力煤现货交易价格本月大幅跳升，18年7月交割的动力煤合约报价大幅回升，电力整体需求处于较高水平是助推煤价上行的重要因素。港口库存低位波动，5月21日秦皇岛港煤炭库存518万吨，较4月底增加25万吨，但同比仍大幅下降12.05%；随着时间进入5月中下旬，电厂的“迎峰度夏”补库时间窗口逐步临近，库存消耗加快，电厂即将释放提库需求，5月21日沿海六大电企煤炭库存1227万吨，较4月底减少33万吨，可用天数16.31天，较4月底减少3.58天。

《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》将规范分散式风电项目建设及运行

国家能源局4月3日印发《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》，该项办法颁布日起实施，有效期5年。分散式风电项目是指所产生电力可自用，也可上网且在配电系统平衡调节的风电项目。项目建设应满足以下技术要求：（1）接入电压等级应为110千伏及以下，并在110千伏及以下等级内消纳，不向110千伏的上一级电压等级电网反送电；（2）35千伏及以下电压等级接入的分散式风电项目，应充分利用现有变电站和配电系统设施，优先以T或者π接的方式接入电网；（3）110千伏（东北地区66千伏）电压等级接入的分散式风电项目只能有1个并网点，且总容量不应超过50兆瓦；（4）在一个并网点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。

办法指出：分散式风电项目申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴，上网电量由电网企业按照当地风电标杆上网电价收购，其中电网企业承担燃煤机组标杆上网电价部分，当地风电标杆上网电价与燃煤机组标杆上网电价差额部分由可再生能源发展基金补贴。电网企业应为纳入专项规划的35千伏及以下电压等级的分散式风电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道，完善35千伏及以下电压等级接入分散式风电项目接网和并网运行服务。

《清洁能源消纳行动（2018-2020年）（征求意见稿）》明确降低弃风弃光率

国家能源局综合司于4月12日就《清洁能源消纳行动（2018-2020年）（征求意见稿）》征求意见。该行动的工作目标是2018年，清洁能源消纳取得显著成效；到2020年，清洁能源消纳难的问题得到基本解决。具体指标包括：2018年，确保全国平均弃风率低于12%（力争控制在10%左右 ），弃光率低于5%，确保弃风、弃光电量比2017年进一步下降，全国水能利用率95%以上，全国核电利用小时数同比增加；2019年，确保全国平均弃风率低于10%（力争控制在8%左右 ），弃光率低于5%，全国水能利用率95%以上，全国核电利用小时数同比增加；2020年，确保全国平均弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右 ），弃光率低于5%，全国水能利用率95%以上，核电实现安全保障性消纳。

《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》支持实体经济

财政部4月17日发布《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》，自2018年7月1日起，将国家重大水利工程建设基金征收标准，在按照《财政部关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》（财税〔2017〕51号）降低25%的基础上，再统一降低25%。调整后的征收标准=按照《财政部 国家发展改革委 水利部关于印发<国家重大水利工程建设基金征收使用管理暂行办法>的通知》（财综〔2009〕90号）规定的征收标准×（1-25%）×（1-25%）。

2017年7月的平均降幅约0.163分/千瓦时，一是降低企业用电成本；二是腾出电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。2018年7月的平均降幅约为0.123分/千瓦时，我们认为今年动力煤价大概率回落至绿色区间，此次降幅将主要用于降低企业用电成本，以支持实体经济发展。

《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》

国家发改委、国家能源局于4月18日发布《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》，确定沧东经济开发区增量配电业务改革试点等97个项目为第三批增量配电业务改革试点。此次试点的97个项目，主要分布在河北、江苏、内蒙古、辽宁、吉林等20个省市及新疆建设兵团。至此，增量配电业务改革试点增至292个。

《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》有力减轻可再生能源企业负担

国家能源局于4月26日发布《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》，指出要通过严格落实《可再生能源法》要求，切实保障可再生能源产业健康发展；并且通过优化投资环境，降低可再生能源开发成本；完善行业管理，减少投资和经营负担；并将完善政府放管服等公共服务，激发可再生能源领域市场活力。

其中，严格落实《可再生能源法》要求有3个具体举措，一是严格执行可再生能源发电保障性收购制度，电网企业应与符合规划以及年度建设规模（年度实施方案）且规范办理并网手续的项目单位签订无歧视性条款的符合国家法规的并网协议，承诺按国家核定的区域最低保障性收购小时数落实保障性收购政策（国家未核定最低保障性收购小时数的区域，风电、光伏发电均按弃电率不超过5%执行），因技术条件限制暂时难以做到的，最迟应于2020年达到保障性收购要求；二是电网企业负责投资建设接网工程，各类接入输电网的可再生能源发电项目的接网及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设，保障配套电网工程与项目同时投入运行。之前相关接网等输配电工程由可再生能源发电项目单位建设的，电网企业按协议或经第三方评估确认的投资额在2018年底前完成回购。所有可再生能源发电项目的电能计量装置和向电网企业传送信息的通讯设施均由电网企业出资安装。三是电力市场化交易应维护可再生能源发电企业合法权益。各电网企业和电力交易机构应遵循《可再生能源法》及相关规定，对国务院能源主管部门会同经济运行主管部门核定的区域最低保障性收购小时数内的电量（国家未核定最低保障性收购小时数的区域，风电、光伏发电均按弃电率不超过5%执行），按国家价格主管部门核定或经招标、优选等竞争性方式确定的上网电价落实保障性收购。

此次通知一方面继续强调对可再生能源发电保障性收购，确保其在当前发电成本较高的情况下发电可销；另一方面通过将接网工程成本转移至电网企业来降低可再生能源企业发电成本，进而提高其市场竞争力，短期来看利好符合规划及建设规模要求的可再生能源发电企业龙头。

《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》推进发电企业电量市场化交易

4月28日，国家能源局印发了《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》。通知指出：要坚持市场化原则，落实节能减排政策；发电企业积极参与，促进发电权交易开展；规范市场运行组织，切实做好相关工作；持续完善交易规则，积极推进市场建设；加强电力市场监督，维护市场交易秩序。

《进一步支持贫困地区能源发展助推脱贫攻坚行动方案（2018-2020年）》

国家能源局5月9日印发《再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》。方案提出，在各级各类能源“十三五”规划的中期评估、调整以及相互衔接中，将贫困地区能源建设摆上更为重要的位置，在符合相关政策、条件允许、经济可行的情况的，煤炭、煤电、油气、水电等资源开发利用类重大项目、跨区域重大能源输送通道项目以及风电、光伏等新能源项目，优先在贫困地区布局建设。方案要求，到2020年，贫困地区能源资源开发有序有效推进；完成西藏等地区农村通动力电，实现全国贫困地区农村动力电全覆盖。

具体来说，方案指出：1.要加快推动贫困地区流域龙头水库和重大水电项目建设，以西南水电开发为重点，尤其是“三区三州”地区，力争到2020年开工建设常规水电6000万千瓦；加快建设安徽金寨、陕西镇安等抽水蓄能电站项目；在做好生态环境保护的基础上，支持西部离网缺电贫困地区小水电扶贫工程项目建设。2.有序推进内蒙古、新疆、甘肃、河北、四川等贫困地区风电基地和青海、新疆、甘肃、内蒙古、陕西等贫困地区光伏电站建设。3.加快贫困地区电网和输电通道建设，加快建设藏中和昌都联网工程、拉萨至灵芝铁路供电工程，研究推进建设阿里与藏区主网互联工程，新疆电网进一步向南疆延伸。建设乌东德、白鹤滩、金沙江上游等西部水电基地外送通道，推进“三区三州”水电开发与消纳。力争建成淮东-皖南±1100千伏特高压直流工程，开工建设雅中-南昌±830千伏特高压直流工程和安徽石店500千伏、甘肃洪德330千伏、江西广昌220千伏等一批重点电网工程。

《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》进一步降低一般工商业电价

5月15日，发改委印发了《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》。电力行业增值税税率由17%调整到16%后，省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价，该项规定自2018年5月1日起执行。这是落实《政府工作报告》中“降低电网环节收费和输配电价，一般工商业电价平均降低10%”的目标要求，实施的又一项降价措施。据统计，该项措施涉及金额约216亿元，可降低一般工商业电价每千瓦时2.16分，降幅达2.7%。

全社会用电量增速不及预期；煤价下跌不及预期；来水不及预期。

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