一、重點公司估值表和2016年板塊行情回顧

表1、重點關(guān)注公司估值表

2016年海外電力和新能源板塊股票走勢分化明顯，總體跌多漲少。新能源電池股以及風電運營龍頭企業(yè)有正收益，而其余的光伏公司和傳統(tǒng)火電公司等股票皆出現(xiàn)顯著較深的跌幅。其中我們首推買入的公司龍源電力和華能新能源均位于少數(shù)電力和新能源板塊上市公司中獲得2016年正收益的公司。海外電力和新能源股票基本分布在恒生公用事業(yè)和能源業(yè)指數(shù)中，基本上與恒生指數(shù)走勢一致。能源指數(shù)走勢略強于恒生指數(shù)，而公用指數(shù)則走勢較恒生指數(shù)較為穩(wěn)健。

圖1、2016年港股新能源板塊漲跌幅個股

圖2、2016年港股恒生相關(guān)指數(shù)走勢

二、電力結(jié)構(gòu)調(diào)整正在進行時

改革開放30多年來，中國經(jīng)濟持續(xù)高速增長。進入“十二五”中后期，中國經(jīng)濟開始走向“新常態(tài)”，經(jīng)濟結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化升級，從破壞性開采的粗放型發(fā)展轉(zhuǎn)向以創(chuàng)新和環(huán)境友好為核心的新型發(fā)展。由于進行能源消費總量和強度雙重控制，我國能源消費進入低速增長階段。2012年以來，我國能源消費總量增速一直低于4%。

在能源消費中，電能是清潔、高效、便利的終端能源載體，提高電能占終端能源消費比例已成為世界各國的普遍選擇。過去數(shù)十年，中國的電力需求持續(xù)增長，電能在中國終端能源消費中的比重穩(wěn)步提高。但隨著全社會用電量在2011年后持續(xù)增速下降，用電需求已經(jīng)進入低速增長階段，2015年全社會用電量更是只同比增長0.5%，是中國過去四十年電力同比增長數(shù)據(jù)最低的一年。但進入2016年，在經(jīng)濟政策持續(xù)刺激以及夏天高溫天氣情況下，全社會用電量出現(xiàn)了反彈，1-9月份全社會用電量都維持在2%左右或以上，其中三季度同比增幅在7-9%之間，前11月全社會用電量同比增長4.96%，預計全年全社會用電量或?qū)⒃?%左右。但展望明后年，預計全社會用電量仍將維持低速增長，3-4%區(qū)間的穩(wěn)定增長或是常態(tài)。

圖3、中國過去20年電力消費量(單位：億千瓦時)以及同比增長(%)

圖4、2015.1-2016.11全社會用電(單位：億千瓦時)以及同比增長(%)

我國電力過剩將在未來持續(xù)較長時間。隨著裝機總量的逐年遞增，發(fā)電裝機增速不斷降低，但高于用電增速。2015年各類電源發(fā)電新增裝機達到146GW，同比增幅高達30%；根據(jù)電力十三五規(guī)劃，2020年，我國發(fā)電裝機有望達到約20億千瓦，比2015年增長約33%(2015年：15.3億千瓦)，年均復合增速約為5.5%，預計將明顯高于同期用電量增幅(3-4%)。預計電力過剩的局面難以中期內(nèi)改變。

中國電力供需結(jié)構(gòu)失衡，電力過剩矛盾日益突出。電力需求增速下降而各類電源裝機仍舊高速增長，電力生產(chǎn)由短缺經(jīng)濟走向全面過剩經(jīng)濟。電力裝機容量過剩，直觀可表現(xiàn)為火電利用小時數(shù)連續(xù)下降。我國2013-2015年的火電利用小時分別為5,020、4,706和4,329小時，2016年上半年受水電大發(fā)擠壓，預計全年利用小時數(shù)進一步下滑至4,150小時左右。

表2、中國電力結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀和預測

從中國的電力結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀來看，火電和水電仍然是中國的主要電源，非水可再生能源主要包括風、光、核電發(fā)電量總占比只有7%左右，仍具備較大的提升空間。預計中長期內(nèi)國家鼓勵可再生能源的能源戰(zhàn)略不會改變，可再生能源發(fā)展將長期受益于國策，發(fā)電量將持續(xù)攀升。

三、火電：邊際改善已現(xiàn)

3.1新增裝機放緩，內(nèi)生發(fā)展受阻，存量電站受益

在宏觀的電力過剩背景下，2016年3月發(fā)改委和能源局發(fā)布文件督促督促各地方政府和企業(yè)放緩燃煤火電建設步伐，取消、緩核、緩建一大批煤電項目。在政策影響下，2016年火電新增裝機出現(xiàn)同比下降，截止2016年11月底，全國新增火電裝機容量約33.5GW，同比下降30%，累計增速為近幾年最低。11月電力十三五規(guī)劃進一步確定了限制火電新增的方向，預計2020年火電總裝機不高于12億千瓦(2015年：10億千瓦)，其中煤電不高于11億千瓦(2015年：9億千瓦)，目標年復合增速壓低至3.9%。我們預計2016-2017年是火電新增裝機最后的高峰，主要是由于部分已開工項目投產(chǎn)，2018年以后火電新增投產(chǎn)將大幅下降，行業(yè)內(nèi)生發(fā)展受阻，存量火電廠將受益。

雖然2016年全社會用電量超預期增長，但由于上半年水電大發(fā)，火電利用小時數(shù)受到擠壓；進入下半年，來水情況由旺轉(zhuǎn)枯，低于預期，火電利用小數(shù)開始回升。截止11月底，全國火電利用小時數(shù)為3,756小時，同比下降204小時。

圖5、2016年中國火電新增裝機量及同比增速

圖6、2016年中國火電發(fā)電利用小時數(shù)

展望2017年，由于厄爾尼諾長周期行將結(jié)束，預計來水情況不會多于2016年上半年，因此水電全年利用小時數(shù)有望走低，火電發(fā)電空間將得到釋放。

圖7、2016年水電發(fā)電利用小時數(shù)

圖8、2016年火電發(fā)電量

3.2全社會用電量見底上升

經(jīng)過2015年的低迷，2016年在房地產(chǎn)開工率提升以及大宗商品行業(yè)用電量提升刺激下，疊加2016年二三季度異常高溫天氣影響，全社會用電量見底回升，1-11月全社會用電量累計同比增長4.96%，預計全年同比增長5%左右，相比2015年全年同比增長0.5%已經(jīng)大幅回升。在全社會用電量結(jié)構(gòu)中，雖然第二產(chǎn)業(yè)用電量(其中大部分是工業(yè)用電量)占比仍然超過70%，但第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電量持續(xù)較快增長，其增速都遠快于全社會用電量增速。

從2016年各行業(yè)對全社會用電量的增量貢獻分析，主要是有色金屬冶煉行業(yè)以及電力熱力供應行業(yè)貢獻了接近一半的全社會用電量增量。相比而言，其他行業(yè)對2016年的用電量增長貢獻不大。

圖9、2016年全社會用電量結(jié)構(gòu)占比

圖10、2016年全社會用電量回升分行業(yè)貢獻(主要行業(yè))

展望2017年，全社會用電量有望在快速增長的第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電量拉動下、以及第二產(chǎn)業(yè)用電量見底回升的慣性下持續(xù)增長，主要是上游有色金屬冶煉行業(yè)復蘇和用電量回升具備慣性。若考慮2017年夏季極端高溫仍可能繼續(xù)，從而帶動全社會用電量1個百分點左右增長，則預計全年用電量同比增長4-5%。若不考慮天氣因素，預計全社會用電量增速在3-4%左右。我們認為全社會用電量的回升將為火電進一步釋放發(fā)電空間。

圖11、2016年第三產(chǎn)業(yè)用電量持續(xù)較快增速

圖12、2016年城鄉(xiāng)居民用電量持續(xù)較快增速

3.3動力煤價格已見頂回落，成本下降，業(yè)績將改善

2016年由于煤炭行業(yè)去產(chǎn)能的深化，“276”等行政政策的嚴格落實，煤炭產(chǎn)能產(chǎn)量大幅縮減，而進入三季度后全社會用電量同比高速增長，導致動力煤供應緊張，煤價大幅上漲，其中發(fā)改委公布的電煤價格指數(shù)從年初的330左右上漲至11月521，上漲幅度約60%；而行業(yè)中的動力煤價格漲幅更大。煤炭成本占火電行業(yè)經(jīng)營成本的70%以上，大幅上揚的煤炭價格使得下半年火電行業(yè)經(jīng)營成本持續(xù)攀升，進入四季度以來，甚至全行業(yè)80%以上的電廠出現(xiàn)虧損。

圖13、全國電煤價格指數(shù)(2014.01-2016.11)

但發(fā)改委和能源局在11月持續(xù)出臺多項行政措施以抑制煤價過快上漲，包括促成主要煤企神華和中煤與五大發(fā)電企業(yè)簽訂長期供貨協(xié)議，5500大卡動力煤基準價鎖定為每噸535元人民幣；以及允許部分先進產(chǎn)能復產(chǎn)能，一系列行政措施使得煤價應聲回落。我們認為若在未來1-2個月全國不出現(xiàn)極端嚴寒天氣，則煤價高點已過，隨著電廠補庫存結(jié)束以及3月后供暖期陸續(xù)結(jié)束，煤炭需求下降，價格將緩慢下降。若2017年動力煤價格回落至550-580元/噸，則基本可以保障火電企業(yè)不再虧損；低于550元/噸，則盈利具備一定保障。因此盡管我們預計2017年第一季度火電企業(yè)盈利仍然難以期待，但行業(yè)最差時刻已經(jīng)過去，邊際改善時刻已經(jīng)到來。

圖14、秦皇島港5500大卡動力煤平倉價(元/噸)

3.4國企改革加速，混改有望在電力行業(yè)邁出實質(zhì)性步伐

電力和能源行業(yè)是國民經(jīng)濟的最重要組成行業(yè)之一，也是中央經(jīng)濟工作會議提出的國企改革重要突破口。在2016年12月舉行的中央經(jīng)濟工作會議中，國家發(fā)改委秘書長李樸民指出，國家將在電力、石油、天然氣、鐵路、民航、電信、軍工等領(lǐng)域選擇了7家企業(yè)或項目，首先開展第一批混合所有制改革試點，其中電力行業(yè)被排在了第一位。會議明確了混合所有制改革是國企改革的重要突破口，按照完善治理、強化激勵、突出主業(yè)、提高效率的要求在2017年邁出實質(zhì)性步伐。

我們認為國企改革在2015-2016年的鋪墊試行之后，有望在2017年加快進度，而電力行業(yè)更是改革的重點。2015年黨中央、國務院頒布實施《關(guān)于深化國有企業(yè)改革的指導意見》后，今年又先后出臺了7個專項配套文件，國企改革“1+N”文件體系已經(jīng)完成。同時，國資委還會同有關(guān)部門出臺了36個配套文件，可以說國企改革從頂層設計到改革操作細則已基本齊備。可以預見2017年國資委在機構(gòu)設臵方面還有大動作，形成管資本的職能框架，將增加資本管理機構(gòu)，減少直接管企業(yè)、管經(jīng)營的機構(gòu)。

在會議之后，華能集團的混改即提速。12月27日，華能旗下上海華能電商公司與長城證券等金融機構(gòu)投資人簽署億級戰(zhàn)略融資協(xié)議，未來兩年內(nèi)將打造供應鏈金融3.0開放型生態(tài)平臺，其中上海華能電商公司是華能集團貫徹“國企改革”新思路、順應產(chǎn)業(yè)“互聯(lián)網(wǎng)+”大潮、結(jié)合業(yè)務轉(zhuǎn)型需求而批準成立的市場化試點公司。結(jié)合之前中廣核集團在深圳成立全國首家增量配售電混合所有制供電企業(yè)—前海蛇口自貿(mào)區(qū)供電有限公司，后者成為央企參股的第一家“增量配售電混改”的企業(yè)。

預計2017年，在能源領(lǐng)域越來越多的央企加速駛?cè)?ldquo;混改”的快車道。除中廣核外，中核、國電也加入了混改競賽之列，如最近國電明確提出股權(quán)結(jié)構(gòu)改革，兼并整合同質(zhì)化嚴重的電力企業(yè)。國電集團選擇“股權(quán)結(jié)構(gòu)多元化”作為改革的突破口；此前，國電集團高層已明確要推進股權(quán)架構(gòu)層面的改革，包括整體上市和發(fā)展混合所有制，在各個層面引進戰(zhàn)略投資者。在4月座談會上，國電集團高層曾要求下屬企業(yè)“努力探索混合所有制”。此外同屬于電力央企的中國華電集團，旗下幾家企業(yè)的股權(quán)改革已有進展；在7月18日，中國華電集團旗下華電能源、金山股份、華電國際同時宣布停牌籌劃重大事項。

我們預計電力板塊在2017年將不斷出現(xiàn)國企改革的事件，也將使板塊內(nèi)上市公司不缺乏事件刺激。

3.5利空充分反映，股息具備相當吸引力

火電板塊上市公司股價自從2015年下半年以來，備受宏觀電力需求疲弱、新能源電力持續(xù)增長、燃煤上網(wǎng)電價降低、2016年上半年水電大發(fā)擠壓、下半年動力煤價格飆漲各種基本面利空打壓，股價持續(xù)走低，顯著弱于恒生指數(shù)走勢，目前其估值水平已經(jīng)紛紛跌落至上市以來的最低位臵，大部分處于0.5-0.7倍PB左右。

但我們也觀察到，四季度由于煤價飆漲火電企業(yè)面臨大面積虧損的情況下，板塊股票表現(xiàn)出相當?shù)目箟盒裕毡橐呀?jīng)不跌，我們認為火電企業(yè)的各項基本面利空已經(jīng)充分反應，展望2017年大概率不會出現(xiàn)更差的消息。

圖15、2016年火電股和恒生指數(shù)走勢對比

圖16、華能國際電力(902.HK)上市以來PBBand

圖17、華電國際(1071.HK)上市以來PBBand

圖18、中國電力(2380.HK)上市以來PBBand

圖19、大唐發(fā)電(991.HK)上市以來PBBand

圖20、華潤電力(836.HK)上市以來PBBand

另一方面，火電股的股息率在資產(chǎn)荒和流動性充裕的環(huán)境下顯得珍貴。我們用分紅公告前一日的收盤價計算，5家火電公司過去三年的平均股息率均在4-7%之間，其中以華電國際電力(1071.HK)和華能國際電力(902.HK)為高。另外華潤電力(836.HK)在2016年中報曾承諾“固定分紅”，約港幣0.8元左右，對應目前股價股息率在6.5%左右，也具備較高吸引力，此外華潤電力具備顯著的集團內(nèi)部資源優(yōu)勢，保障發(fā)電量同比增長。而華能國際電力是行業(yè)內(nèi)運營能力最為優(yōu)秀的企業(yè)，資產(chǎn)布局優(yōu)良，我們認為公司將大幅度受益于火電行業(yè)邊際改善。

我們認為雖然四季度虧損，但隨著煤價下跌，新增投資減少，火電公司的現(xiàn)金壓力不大，維持目前的股息率困難不大，尤其是已經(jīng)承諾固定分紅的企業(yè)。基于以上考慮，我們在火電板塊內(nèi)推薦華能國際電力(902.HK)和華潤電力(836.HK)。建議投資者積極關(guān)注。

圖21、港股5家火電公司過去三年(2013-2015)股息率

四、風電：存量改善的核心邏輯逐步驗證

4.12016年中國風電新增裝機量回落

根據(jù)國家能源統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2015年中國風電新增裝機量達到33GW，為歷史最高，但2016年前11個月完成風電并網(wǎng)容量為12GW，同比明顯下降，預計2016年全年并網(wǎng)容量在22GW左右。風電新增裝機回落主要原因是在2015年由于電價下調(diào)政策刺激風電行業(yè)出現(xiàn)明顯的搶裝，而2016年風電行業(yè)新增建設規(guī)模則趨于理性。

圖22、中國風電新增裝機量及增速

圖23、中國風電累計裝機量及增速

從目前存量風電裝機容量來看，風電已是我國繼火電、水電之后的第三大發(fā)電電源。截止2016年11月，全國風電并網(wǎng)裝機容量143GW，占全國發(fā)電裝機總量9.1%。2016年前11個月全國風力發(fā)電量約為2,162億度，占全國總發(fā)電量4%，遠仍小于歐盟10%的比例。我國風電裝機仍有較大提升空間。根據(jù)11月發(fā)改委和能源局發(fā)布的電力和風電“十三五”規(guī)劃，風電的發(fā)展目標是截止2020年底累計并網(wǎng)裝機容量達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網(wǎng)容量達到500萬千瓦以上，風電年發(fā)電量確保達到4,200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。我們認為210GW的目標是風電十三五期間發(fā)展的最低目標，最終結(jié)果大概率會達到230-250GW，即新增并網(wǎng)裝機容量在90-110GW之間，即未來全國平均每年新增裝機約25GW。

圖24、“十二五”風電并網(wǎng)裝機容量規(guī)劃

圖25、我國風電新增裝機量預測

4.2風電上網(wǎng)電價加速下調(diào)，2020年前實現(xiàn)平價上網(wǎng)

我國風電上網(wǎng)電價實行不同區(qū)域的標桿電價。為盡早推動全行業(yè)成本下降以及實現(xiàn)平價上網(wǎng)，同時也處于可再生能源補貼基金虧空的現(xiàn)實壓力，發(fā)改委和能源局在2015-2016年加速下調(diào)風電上網(wǎng)電價，自從2015年1月以來，已經(jīng)在不到兩年內(nèi)連續(xù)三次下調(diào)上網(wǎng)標桿電價。

圖26、風電的上網(wǎng)標桿電價下調(diào)

風電有望成為最早實現(xiàn)平價上網(wǎng)的新能源。2015年10月29日，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》(討論稿)，明確從2016年至2020年，逐年下調(diào)陸上風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價，以達到“到2020年風電發(fā)電與煤電上網(wǎng)電價相當、光伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當”的目標。發(fā)改委于2016年12月24日發(fā)布的《關(guān)于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》，Ⅰ-Ⅳ類資源區(qū)2018年以后核準的風電項目上網(wǎng)標桿電價分別降為0.4、0.45、0.49以及0.57元，已經(jīng)非常接近甚至低于國內(nèi)很多地區(qū)的火電標桿電價，距離政府提出的2020年實現(xiàn)平價上網(wǎng)又邁出較大一步。若考慮2019-2020年的可能繼續(xù)下調(diào)電價，我們預計2020年將實現(xiàn)除4類區(qū)以外的全部地區(qū)平價上網(wǎng)目標。

表3、我國發(fā)電種類的上網(wǎng)電價(元/千瓦時)

圖27、風電新增裝機增長趨勢

4.3棄風率改善+降息可以抵消電價下調(diào)的影響

在電價確定持續(xù)下調(diào)的背景下，如何保持風電運營項目的合理收益是投資商最關(guān)心的的問題。從風電回報收益率的角度來講，單位投資成本、利用小時數(shù)以及資金利息成本是影響項目IRR的三個核心因素。根據(jù)我們的財務模型測算，依據(jù)一般假設(四類風區(qū)上網(wǎng)電價0.61元，假設利用小時數(shù)1,800小時)，現(xiàn)行電價下風電項目IRR約為9.08%，不考慮其他因素前提下電價每下降1分錢，項目IRR下降約0.25個百分點。

圖28、風電項目的財務模型和IRR測算

從單位投資成本角度，目前全行業(yè)平均投資成本在7.5元/瓦左右，由于風機招標價格在最近數(shù)年內(nèi)并未出現(xiàn)明顯下降。但通過對風機制造商的毛利分析可以看到，風機的制造成本是逐步下降的，毛利率逐步提升，其中金風科技的風機制造毛利率在上半年高達26%以上，因此最近數(shù)年風機招標價格穩(wěn)定主要是由于市場競爭格局趨于穩(wěn)定造成的，并非風機制造成本下降空間到達極值。我們預計未來隨著上網(wǎng)電價下調(diào)，下游運營商會倒逼上游制造企業(yè)，風機價格有望緩慢下降(每年2-3%)，從而帶動全行業(yè)單位投資成本下降。

圖29、國內(nèi)1.5MW、2MW以及2.5MW風機機型平均招標價格(元/千瓦)

從利用小時數(shù)和利息支出的敏感性分析可以得出，若降息50個BP或者利用小時數(shù)提振2-3%可以抵消1分錢的上網(wǎng)電價下調(diào)，項目IRR可以維持不變。而在目前我國的貨幣寬松和降息周期內(nèi)，以及能源局逐步落實保障性收購政策的背景下，在未來1-2年內(nèi)實現(xiàn)降息50個BP或者利用小時數(shù)提升6-7%是可以期待的，因此上網(wǎng)電價的下調(diào)對風電運營商2018年后的新增投產(chǎn)項目收益率影響并不大。

4.4保障收購政策逐步落實有效提振風電利用小時數(shù)

為促進新能源電力消納，發(fā)改委與能源局于2016年5月31日發(fā)布《關(guān)于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，對可再生能源全額保障收購相關(guān)事宜進行了要求，公布了重點地區(qū)風、光保障性收購小時數(shù)。主要的政策亮點包括以下各方面：1)明確核定問題地區(qū)規(guī)劃內(nèi)的風電、光伏發(fā)電最低保障收購年利用小時數(shù)，并明確指定各有關(guān)省(區(qū)、市)能源和經(jīng)濟運行主管部門要嚴格落實，確保最低保障收購年利用小時數(shù)以內(nèi)的電量以最高優(yōu)先等級優(yōu)先發(fā)電。2)明確保障性收購電量為最低保障目標。未達到最低保障收購年利用小時數(shù)要求的地區(qū)，不得再新開工建設風電、光伏電站項目。3)在制定發(fā)電計劃和電量交易方案時，要充分預留風電和光伏發(fā)電保障性收購電量空間，不允許在月度保障性收購電量未完成的情況下結(jié)算市場交易部分電量，已經(jīng)制定的市場交易機制需落實保障月度保障性電量的要求。

該政策是近年來發(fā)改委和能源局發(fā)布的、旨在促進新能源電力消納的重磅文件，從實施規(guī)則、懲戒措施以及保障收購力度均超出市場預期。該政策為新能源電力未來的利用小時數(shù)指出了明確的指引，同時頒布以后各地省、自治區(qū)政府如山西、河北、甘肅、新疆等相繼發(fā)布省內(nèi)的保障收購政策細則，以推動政策的落實。

從文件發(fā)布后的可觀察月份7-11月份中，我們觀察龍頭風電運營商的風電發(fā)電量數(shù)據(jù)，剔除新增裝機以及風資源情況好壞的影響，我們可以大致評估該政策對龍頭運營商龍源電力(916.HK)和華能新能源(958.HK)的利用小時數(shù)影響。根據(jù)測算，7-8月份龍頭運營商利用小時數(shù)提振幅度在5-8%之間，而9-11月份則同比提振幅度超過10%。我們期待保障收購政策2017年可以持續(xù)提升近年來持續(xù)下滑的利用小時數(shù)。

圖30、龍源電力限電區(qū)域7-11月份發(fā)電量比較

圖31、華能新能源限電區(qū)域7-11月份發(fā)電量比較

4.5棄風限電制約行業(yè)發(fā)展，特高壓將進入密集投產(chǎn)期

風電行業(yè)持續(xù)的高速增長，加之三北地區(qū)外送電力通道建設滯后，疊加全社會用電量增長放緩，使得棄風限電率近四年來明顯上升。國家能源局數(shù)據(jù)顯示,2016年上半年,我國風電限電現(xiàn)象持續(xù)加重,風電棄風電量達到323億千瓦時(相當于同期北京市居民生活用電量的4倍),同比增加148億千瓦時,限電比例進一步增加至21%,同比上升6個百分點；而前三季度風電總棄風電量394.7億千瓦時，同比增加247億千瓦時；平均棄風率19%，同比上升9.5個百分點，但環(huán)比上半年下降2個百分點，主要是保障收購政策逐步落實拉低了限電率。一般假設下，風電運營業(yè)務固定成本比例較高，因為風電的固定資產(chǎn)折舊和融資成本是風電最大利潤表開支項，如果風電廠限電率超過30%，企業(yè)就可能進入虧損運營狀態(tài)。

圖32、全國風電平均利用小時數(shù)

圖33、全國風電平均棄風限電率

我國棄風限電的原因很多，主要是風資源與負荷錯位分布引發(fā)的外送問題、電網(wǎng)建設滯后、部分區(qū)域搶裝以及與傳統(tǒng)化石能源發(fā)電之間的不同步導致的調(diào)峰電源不足等問題綜合所致。輸電通道-特高壓建設正在進行時，即將在1-2年內(nèi)進入投產(chǎn)密集期。2014年7月7日召開的國家電網(wǎng)公司年中工作會議明確了“4交4直”共8條特高壓工程開工建設時間表，從2014年7月開始陸續(xù)開工，計劃2017年全部建成投運。根據(jù)最新建設進度，國家電網(wǎng)2015年特高壓建設大超此前預期。2015年第一、二季度“兩交兩直”特高壓工程核準開工，錫盟～泰州〒800kV特高壓直流輸電工程核準開工，上海廟～山東〒800kV特高壓直流工程相繼核準。目前，國網(wǎng)公司已累計建成“三交四直”特高壓工程，在建“四交一直”特高壓工程，在運在建特高壓輸電線路長度超過1.9萬千米，變電(換流)容量超過1.9億千伏安(千瓦)，累計送電超過3,000億千瓦時。

表4、特高壓送電通道建設進展

圖34、目前投運和在建的特高壓輸送線路

預計大部分輸電特高壓線路將于2017年建成投產(chǎn)，三北地區(qū)的過剩電力外送通道將徹底打開，屆時可大為緩解遠距離輸電線路問題，風電并網(wǎng)消納問題也有望得到大幅緩解。因此我們認為2015年底和2016年一季度預計是風電行業(yè)棄風限電現(xiàn)象的最低谷，最壞的時刻已經(jīng)過去。

棄風率改善和上網(wǎng)電價下調(diào)兩個問題互相牽引，如果棄風率沒法改善，我們認為上網(wǎng)電價下調(diào)的幅度可能會減小以及調(diào)價的時間會往后推遲。在第四類區(qū)域風電項目占比高、不限電區(qū)域項目占比較多的龍頭運營商能夠比較有效的沖抵棄風限電帶來的不利影響。

4.6市場結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，龍頭公司受益，存量資產(chǎn)改善邏輯持續(xù)驗證

經(jīng)過2011-2012年的行業(yè)低谷以及2015-2016的棄風限電加劇，疊加全社會用電量增速下滑的宏觀背景，風電整機和部分零部件行業(yè)的市場結(jié)構(gòu)已經(jīng)穩(wěn)定，產(chǎn)業(yè)鏈上的龍頭公司市場地位愈加穩(wěn)固，將確定性受益于行業(yè)的增長以及資產(chǎn)收益的改善。

風電制造端，我們推薦風機整機行業(yè)龍頭金風科技(002202.SZ，2208.HK)。公司的產(chǎn)品質(zhì)量、研發(fā)能力、品牌形象在行業(yè)內(nèi)均處于領(lǐng)先地位，市場份額逐步提升，龍頭地位難以撼動。但未來1-2年內(nèi)也存在著行業(yè)新增裝機有限以及行業(yè)競爭加劇的問題，但由于公司優(yōu)秀的管理能力、穩(wěn)固的行業(yè)地位以及較高的股息率，我們認為公司的投資機會或主要來自于震蕩波動。

風電整機行業(yè)已經(jīng)過一輪洗牌，之前的市場龍頭華銳風電市占率大幅下滑，讓出市場份額的同時，價格戰(zhàn)也進一步緩和。同時中小廠商的市場份額由明顯下降，行業(yè)不景氣使部分中小廠商停產(chǎn)。另一方面，業(yè)主對于質(zhì)量和服務的要求明顯提高，會更多的考慮全生命周期的成本而非初裝成本，大廠商的品牌效應開始顯現(xiàn)。金風、遠景、明陽、湘電、聯(lián)合動力等大廠商的市場份額均有提升，產(chǎn)品價格穩(wěn)步回升。

展望2017以后中國和全球風機市場，我們認為風機市場或存在競爭加劇的局面。

首先，風機產(chǎn)能過剩仍在延續(xù)，根據(jù)BNEF估計，中國風機產(chǎn)能約為67GW，而國內(nèi)需求不超過30GW；在中國市場，發(fā)改委和能源局的十三五風電規(guī)劃中明確了未來風電發(fā)展的“北消納、南新增”的目標，未來風電新增裝機將主要集中在南方低風速區(qū)域，且總體規(guī)劃目標有所縮減。我們認為雖然公司的風機質(zhì)量備受美譽，低風速風機研發(fā)也走在行業(yè)前列，但由于整體行業(yè)新增裝機的放緩，公司或?qū)⒃谀戏绞袌鲈獾礁ち业母偁帯Ｆ浯危h景能源和明陽風電等紛紛在2016年加大了銷售的覆蓋和力度，推出了較大幅度的激勵政策；同為風機市場領(lǐng)先者，遠景在部分風電開發(fā)業(yè)主的內(nèi)部考核排名超過了金風，聯(lián)合動力的2MW超低風速機則保持著單位千瓦掃風面積最大的優(yōu)勢。最后，根據(jù)哥本哈根路透社在11月報道，維斯塔斯正尋求收購聯(lián)合動力，繼而加強在中國市場的滲透和開發(fā)；以及歌美颯(全球吊裝容量超過34GW，目前在中國風機新增吊裝容量中排名外資制造商第一)將推出更多高性價比產(chǎn)品，其中G97-2MW廣受認可。在國外市場，隨著西門子在6月份成功收購歌美颯，合并雙方的風電業(yè)務，西門子的風電服務業(yè)務和歌美颯的風機制造業(yè)務將形成極佳的協(xié)同效應，且新公司的風機市場份額將躍居全球第一，未交付訂單高達200億歐元，西門子有關(guān)負責人明確表示，新公司將鞏固在新興市場的市場份額。我們認為這將為金風在海外市場的拓展增加了不確定因素。

圖35、金風科技近年來中國市場份額變化

圖36、2015年中國風機市場份額

風電運營類企業(yè)，我們推薦運營龍頭企業(yè)龍源電力(0916.HK)、華能新能源(0958.HK)以及協(xié)合新能源(182.HK)。龍頭運營企業(yè)技術(shù)實力強，管理運營效率高，同時項目多，非限電地區(qū)的項目布局較多，具有較好的抵御單一地區(qū)限電嚴重的能力。龍源電力大幅度受益于保障收購政策的落實，業(yè)績彈性較大；華能新能源運營效率最高，業(yè)績高速增長，估值有優(yōu)勢。協(xié)合新能源(182.HK)近兩年來成功從風電EPC企業(yè)轉(zhuǎn)型成為風電運營商，其風場運營效率佳，業(yè)績增速快，加之估值低估顯著，目前已經(jīng)走在業(yè)績和估值雙提升的前夜。

表5、截止2015年底中國風電市場主要公司裝機容量(萬千瓦)及排名

圖37、龍源電力的風電裝機量

圖38、華能新能源的風電裝機量

五、光伏：關(guān)注光伏電站運營公司以及光伏玻璃

5.12016上半年史上最強搶裝驅(qū)動光伏裝機快速增長

全球光伏產(chǎn)業(yè)近年來持續(xù)快速增長，其中主要增長動力來自于中國市場。2016年上半年受光伏電價下調(diào)影響，下游出現(xiàn)了史上最強搶裝潮，上半年已經(jīng)完成了20GW的裝機量，大幅超過去年全年的15GW裝機量；前11個月共新增并網(wǎng)約24GW。伴隨著政策以及技術(shù)革新的驅(qū)動，光伏產(chǎn)業(yè)鏈于2016年上半年發(fā)生了深刻的變化。由于光伏上網(wǎng)電價的下調(diào)引發(fā)史上最大規(guī)模的搶裝潮，受需求強勁訂單充足或并網(wǎng)容量增加，光伏全產(chǎn)業(yè)鏈公司上半年大多業(yè)績靚麗，特別是中上游制造企業(yè)；但搶裝結(jié)束，市場需求下降，產(chǎn)品價格和開工率持續(xù)下滑，個別企業(yè)庫存高企，進一步對產(chǎn)品價格形成壓制，上半年的高景氣已經(jīng)成為了最后的狂歡，光伏產(chǎn)業(yè)的又一寒冬似乎近在眼前。

圖39、全球光伏歷年裝機量(GW)

圖40、中國光伏歷年裝機量(GW)

展望全年以及未來光伏市場發(fā)展，預計隨著光伏電價的進一步下調(diào)，光伏下游市場將在四季度和明年上半年再次迎來裝機潮，光伏領(lǐng)跑者和光伏扶貧有望成為快速增長的動力；2016年全年裝機總量預計在30GW左右，展望2017年上半年，預計裝機量不會超過2016年同期，因此預計2017年全年裝機很可能同比回落，并于2018年后隨著棄光限電的緩解和行業(yè)成本的持續(xù)下降，迎來進一步快速發(fā)展驅(qū)動上網(wǎng)電價持續(xù)下調(diào)以達到平價上網(wǎng)的目標。

5.2部分地區(qū)棄光限電現(xiàn)象嚴重，期待保障收購政策落實

與風電行業(yè)類似，棄光限電問題同樣困擾著光伏行業(yè)發(fā)展。隨著短時間內(nèi)大規(guī)模地面電站裝機的出現(xiàn)，使得新增的發(fā)電量無法通過現(xiàn)有電網(wǎng)消納，由此而引發(fā)“棄光限電”現(xiàn)象，已成為制約地面電站建設的重要因素。甘肅、新疆等部分區(qū)域棄光限電現(xiàn)象嚴重。甘肅一些地區(qū)由于配套送出工程沒有與風、光伏發(fā)電項目同步規(guī)劃建設和改造，受限比例較高，另外當?shù)仉娏ο{能力有限、多余電力無法跨區(qū)域外送是造成棄光限電現(xiàn)象的主要因素。一季度全國棄光電量約19億千瓦時，已經(jīng)達到去年半年的棄光電量，主要發(fā)生在甘肅、新疆和寧夏，甘肅省棄光電量8.4億千瓦時，棄光率39%，新疆(含兵團)棄光電量7.6億千瓦時，棄光率52%。

表6、2016年上半年西北地區(qū)五省棄光限電率

我們認為，在光照資源豐富的西北地區(qū)，同風電一樣由于當?shù)責o法消納光伏電力，裝機量持續(xù)超過規(guī)劃中的配套送出工程、電網(wǎng)變電站建設、網(wǎng)架優(yōu)化及負荷，限電無法避免，在未來特高壓送電通道尚未投運前，限電情況難有明顯的改善。保障收購政策或會部分提振光伏利用小時數(shù)，并減輕光伏棄光限電問題，但由于風電預計更受益于保障收購政策，光伏棄光限電問題緩解預計仍需時日。

5.3上游制造搶裝行情結(jié)束后產(chǎn)品價格跌跌不休

受益于2016上半年的下游強勁搶裝需求拉動，光伏上游制造企業(yè)中報業(yè)績普遍靚麗，產(chǎn)品價格在2016年3-4月份達到峰值，但搶裝結(jié)束后產(chǎn)品價格走弱，跌跌不休，進入四季度雖有反彈，但力度不強。展望2017年，下游指標縮減需求萎縮，同時由于部分企業(yè)以超低電價和超低組件價格競標有關(guān)項目，促使上游產(chǎn)品價格持續(xù)下降，中上游企業(yè)2017年將面臨量價齊跌的局面，業(yè)績前景展望較為負面。

圖41、全球和國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量(萬噸)變化

圖42、2016年國內(nèi)多晶硅價格(美元/kg)變化

圖43、全球和中國硅片產(chǎn)量(GW)發(fā)展

圖44、2016年國內(nèi)多晶硅硅片價格(美元/片)變化

圖45、2016年電池片出廠價格(美元片)變化

圖46、2016年組件出廠價格(美元/瓦)變化

多晶硅:

根據(jù)中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2016年上半年全球多晶硅產(chǎn)量為19.4萬噸，同比增加14.1%，消費量為20.5萬噸，同比增加27.6%，消化庫存1.1萬噸。國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量為10萬噸，進口多晶硅為7萬噸，出口量為0.6萬噸，因此總供應量為16.4萬噸，同比增加22.2%。上半年多晶硅消費量為17.15萬噸，同比增加41.6%，因此上半年供應量略小于需求0.75萬噸。全球和中國多晶硅上半年均呈現(xiàn)供應緊張需求火熱的產(chǎn)業(yè)態(tài)勢，導致多晶硅價格一路回升，成交價從2016年1月初歷史最低點約10.54萬元/噸回升至6月末的14.67萬元/噸，漲幅達到39.2%；而上半年多晶硅均價為人民幣12.87萬元/噸(約19.2美元/公斤)，同比下降0.54%，環(huán)比上漲15.12%。但展望2017年多晶硅價格，由于眾多企業(yè)意圖在電力成本更低的新疆等地區(qū)設廠，將進一步拉低行業(yè)平均成本，同時預計光伏下游的需求同比下滑，使得多晶硅價格面臨持續(xù)下調(diào)壓力。

硅片:

2016年上半年國內(nèi)硅片產(chǎn)量約68億片，折合約30GW，同比增長51%(2015年上半年：45億片)，行業(yè)整體產(chǎn)能利用率在90%以上，前十家企業(yè)產(chǎn)能利用率超過95%,產(chǎn)量占比達到72%，前五家占比達到54%。硅片產(chǎn)量和銷量的大幅提升同樣是受益于下游光伏市場搶裝行情。上半年由于原料多晶硅的價格上漲，硅片環(huán)節(jié)的毛利率略有下降。多晶硅片出口主要集中在保利協(xié)鑫等幾家企業(yè)，單晶硅片出口主要集中在隆基、中環(huán)、卡姆丹克。

電池片:

2016年上半年我國50家電池片生產(chǎn)企業(yè)平均產(chǎn)能利用率為83.5%，電池片總產(chǎn)量約25GW，同比增長37.4%(2015年上半年：18.2GW)。上半年高效電池技改或擴充速度加快，單晶及多晶電池片的產(chǎn)業(yè)效率分別達到19.8%和18.3%，高效電池已可達到21%和19%。目前最成熟的高效電池技術(shù)是PERC技術(shù)，PERC只需要在現(xiàn)有產(chǎn)線上增加兩道工藝，技改成本低(每條產(chǎn)線增加的成本不超過600萬美元)，生產(chǎn)成本增加較少(0.04美元/瓦)，但效率提升顯著。

組件:

受益于下游需求旺盛，組件企業(yè)2016年前三季度組件出貨量得到提升，業(yè)績均同比環(huán)比高速增長，但行業(yè)格局有所變化，晶科能源成長速度最快，一躍而上超過天合光能成為全球最大的光伏組件出貨企業(yè)；而行業(yè)集中度也有所提升，前三季度前五大組件制造商出貨量達到18.3GW，占到市場總需求量超過60%。

2016年上半年，據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會統(tǒng)計的42家光伏組件企業(yè)數(shù)據(jù)，行業(yè)平均產(chǎn)能利用率88.6%，總產(chǎn)量為27GW，同比增長37.8%(2015H1：19.6GW)。組件市場競爭格局分散，產(chǎn)品同質(zhì)化競爭激烈，上半年產(chǎn)能利用率高導致庫存積壓明顯，630后組件價格出現(xiàn)斷崖式的下跌，且預計目前價格仍將有10%左右的下降空間。

圖47、前五大組件制造商近一年半出貨量變化

圖48、2016年前三季度5大組件企業(yè)出貨量對比

根據(jù)對2017年光伏下游需求的測算，我們預測2017年光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈仍處于供大于需的狀態(tài)，大型企業(yè)仍在不斷擴充產(chǎn)能，同時需求將有所萎縮。目前整個光伏產(chǎn)業(yè)鏈中，電站開發(fā)環(huán)節(jié)有10%左右的內(nèi)部收益率，遠高于上游光伏制造業(yè)，投資光伏電站也可拉動企業(yè)自身消化電池組件等產(chǎn)能，雖然光伏電站運營亦有補貼依賴嚴重和補貼拖欠等行業(yè)性問題，但優(yōu)質(zhì)光伏電站的收益率仍然非常具備吸引力。目前全國組件制造商前20名中，幾乎全部涉足下游電站開發(fā)業(yè)務。因此，建議可以關(guān)注保利協(xié)鑫能源、晶科能源、阿特斯太陽能等產(chǎn)業(yè)鏈龍頭公司或者具備縱向一體化優(yōu)勢的公司。

5.4光伏玻璃：毛利提升，盈利能力穩(wěn)定

光伏玻璃是光伏組件最外層的部分，透光性和可靠性是其主要要求，國內(nèi)一級廠商產(chǎn)品透光性可以達到95%，而鋼化和鍍膜也決定了其產(chǎn)品的環(huán)境適應性。從成本結(jié)構(gòu)來看，原材料(主要是石英砂和純堿)和能源(主要是天然氣和燃油)成本分別占比約45%和35%左右，是主要的成本組成部分。上半年受益于純堿價格的持續(xù)下降以及發(fā)改委于2015年11月起的天然氣價格調(diào)整，光伏玻璃企業(yè)的制造成本得以有效下降。銷售價格端，上半年受益于下游終端市場需求旺盛，玻璃供應緊張而使得價格出現(xiàn)上漲，漲幅環(huán)比在10%左右。兩因素疊加使得光伏玻璃企業(yè)上半年毛利率大幅提升，業(yè)績靚麗；進入第三季度，價格仍然維持穩(wěn)定，在8-9月份中下旬出現(xiàn)了5%左右的微降，但四季度需求持續(xù)低迷導致價格下降幅度較大，主流廠家出廠價格大概環(huán)比下降10%左右。

展望2017年上半年，我們認為光伏玻璃價格在目前價格(26-28元/平方米)基礎(chǔ)上大幅度下滑的可能性不大，主要是基于以下幾點：第一，預計隨著光伏電價調(diào)整塵埃落定以及光伏企業(yè)陸續(xù)獲得第六批補貼基金，上半年下游需求有望回升；第二，光伏玻璃市場競爭格局完全不同于組件市場，前兩大廠商(信義光能和福萊特玻璃)市場份額占比超過一半以上，價格戰(zhàn)的概率不大；第三，光伏玻璃價格只占組件成本的3-5%，大幅壓低光伏玻璃采購價對于組件商的邊際毛利貢獻微乎其微；第四，信義光能和福萊特玻璃的毛利率遠高于同行業(yè)競爭對手毛利率，因此競爭對手并沒有把握和動力發(fā)起價格戰(zhàn)。另外，福萊特玻璃的產(chǎn)品有接近一半為外銷往日本以及其他海外國家，以日本為例，公司的客戶(如SunFrontier)對價格不敏感而追求質(zhì)量穩(wěn)定，合同為三個月一簽，有利于維持公司光伏玻璃價格的穩(wěn)定。但進入2017年下半年以后，隨著福萊特玻璃和信義光能在安徽的新生產(chǎn)線投產(chǎn)，預計產(chǎn)能或會輕微過剩，我們屆時價格或會有壓力。

表7、全球和中國未來光伏玻璃市場需求預測

從供應端分析，全球光伏玻璃產(chǎn)能的75%左右處于中國，因此中國市場光伏玻璃產(chǎn)能增長情況和產(chǎn)量情況對全球光伏玻璃市場產(chǎn)生決定性影響。據(jù)Frost&Sullivan報告，預計全球光伏玻璃產(chǎn)能和產(chǎn)量將從2014年的18,800噸/日和375.1百萬平方米增長至2019年的27,200噸/日和544.4百萬平方米，年復合增速分別為7.67%和7.73%。而中國光伏玻璃市場產(chǎn)能和產(chǎn)量將從2014年的13,800噸/日和274.6百萬平方米增長至2019年的23,300噸/日和466.1百萬平方米，年復合增速均為11%。

圖49、中國光伏玻璃產(chǎn)能預測(千噸/日)

圖50、中國光伏玻璃產(chǎn)量預測(百萬平方米)

圖51、光伏玻璃原片前五大廠商產(chǎn)能情況(噸/日)

圖52、信義光能光伏加工玻璃產(chǎn)能預測

我們推薦光伏玻璃行業(yè)龍頭信義光能(968.HK)和福萊特玻璃(6865.HK)。兩家企業(yè)均是全球光伏玻璃產(chǎn)業(yè)龍頭企業(yè)，受益于規(guī)模效應、天然氣降價、良好的行業(yè)競爭格局以及優(yōu)質(zhì)的客戶基礎(chǔ)，兩家企業(yè)均保持較高的毛利率，其中上半年信義光能光伏玻璃業(yè)務毛利率約46%，福萊特玻璃毛利率約42%，顯著高于行業(yè)其他競爭對手。與此同時，兩家企業(yè)均在持續(xù)擴充光伏玻璃產(chǎn)能，將最大限度享受全球光伏市場發(fā)展的紅利，其中信義光能的產(chǎn)能擴充步伐更快，將搶先受益，從而帶動業(yè)績在未來1-3年內(nèi)高速增長，我們同時也推薦被顯著低估的福萊特玻璃(6865.HK)。

5.5關(guān)注高成長的光伏電站運營龍頭企業(yè)

光伏電站運營端相對中上游制造企業(yè)盈利穩(wěn)定，一旦并網(wǎng)則上網(wǎng)電價在電站生命周期內(nèi)不再改變，且優(yōu)質(zhì)電站項目回報率較高，以100MW的光伏電站為例，假設利用小時數(shù)為1,100小時，上網(wǎng)電價0.8元/千瓦時，在20%資本金、80%貸款的條件下，項目的IRR可以達到10%左右，而股權(quán)IRR則可以超過20%。在房地產(chǎn)下行、實體經(jīng)濟低迷、優(yōu)良資產(chǎn)稀缺的環(huán)境下，光伏電站實為優(yōu)良回報資產(chǎn)，因此產(chǎn)業(yè)資本和金融資本大舉進入光伏運營行業(yè)。多種金融工具被用于電站融資。融資方式包括但不限于銀行商業(yè)貸款/項目貸款、定向增發(fā)、融資租賃、資產(chǎn)證券化、產(chǎn)業(yè)基金、信托、眾籌等。

圖53、光伏電站IRR測算模型

我國未來一定會出現(xiàn)光伏運營領(lǐng)域的龍頭企業(yè)。投資角度看，在運營環(huán)節(jié)，我們從以下幾個方面按圖索驥，尋找優(yōu)質(zhì)的運營企業(yè)：

第一，融資成本和資金成本較低。由于光伏電站初始建設所需資金較大，資金成本在電站收益模型中為重要影響因子，能夠以低資金成本盡量放大杠桿的公司可以為股東獲取最高的回報，建議關(guān)注融資能力和金融創(chuàng)新能力強，商業(yè)模式成熟的公司。

第二，資產(chǎn)負債率有提升空間的企業(yè)。資產(chǎn)負債率過高的企業(yè)融資能力受限，同時資金成本也將較高，而資產(chǎn)負債結(jié)構(gòu)優(yōu)良的企業(yè)有進一步加杠桿擴大電站運營規(guī)模的潛力。

第三，運營電站規(guī)模。電站運營規(guī)模大、布局分散的企業(yè)可以有效的規(guī)避單一地區(qū)限電加重的風險。

第四，電站的建設成本和收益能力。平均成本越低的企業(yè)電站運營的毛利率越高，電站平均利用小時數(shù)的高低也直接影響了上市公司的盈利能力。

根據(jù)以上的研究角度，我們認為信義光能(968.HK)和協(xié)鑫新能源(451.HK)是下游運營企業(yè)中最優(yōu)質(zhì)的企業(yè)，將高速成長為中國光伏運營端的龍頭企業(yè)，其中以信義光能為更佳的投資標的。

六、核電：核準放緩，積極關(guān)注下游運營龍頭

6.1中國核電加速建設，但核準放緩

根據(jù)世界核協(xié)會的統(tǒng)計，截止2016年11月，全球范圍內(nèi)共有在運核電機組448臺，總裝機容量392GW；在建機組58臺，總裝機容量62GW；計劃裝機機組167臺，裝機容量175GW；其中中國在運機組35臺，裝機容量32GW；在建機組20臺，裝機容量23GW，計劃裝機41臺，裝機容量47GW。

在運機組容量方面中國排名世界第4位，而在建機組容量和計劃裝機容量方面，中國則遙遙領(lǐng)先于其他國家地區(qū)。這顯示在全球核電建設中，中國目前一枝獨秀，是核電建設的主要國家，未來數(shù)年全球核電裝機的增加將主要來自于中國。

中國核電建設起點低，但是速度快。雖然目前在運機組數(shù)目只占到全球在運機組總量的7.6%，但在建機組數(shù)目達到全球在建機組總數(shù)的34%，而計劃加上提議裝機臺數(shù)則占到全球的37%，中國將在不遠的將來有望成為核電第一大國。

圖54、全球核電在運機組

圖55、全球核電在建機組

根據(jù)目前中國核電項目的在建和批核進度以及高層提出的2020年58GW的裝機目標，可以預測未來5年內(nèi)中國境內(nèi)的核電裝機將出現(xiàn)高速的增長。同時未來三年內(nèi)一批新的核電項目將陸續(xù)開工，能源局領(lǐng)導在多場合強調(diào)中國將在未來5年內(nèi)維持每年開工6-8臺核電機組，2016-2018年每年新開工核電容量將快速增長。

但進入2016年以來，核電的核準步伐明顯放緩，2016年全年沒有新核準的機組，核電核準和開工進度并不及之前預期，2020年的58GW在運裝機目標將難以實現(xiàn)。我們推測主要是由于國內(nèi)電力過剩矛盾加劇，存量的核電消納問題也逐漸成為運營商重點解決的問題，因此國務院在核電新增機組建設方面采取了審慎的態(tài)度。

核準步伐的放緩使得核電板塊投資機會集中在下游核電運營端。核電運營端主要包括在A股上市的中國核電(601985.SH)和港股的中廣核電力(1816.HK)，橫向比較這兩家企業(yè)，從核電機組的分布、運營效率和盈利水平以及管理效率方面，中廣核電力都是更為優(yōu)質(zhì)的投資標的。

6.2核電下游：盈利增長確定性高，推薦中廣核電力

在核電產(chǎn)業(yè)鏈中，下游的核電運營商具備技術(shù)和行政門檻高、高壟斷、收益穩(wěn)定且豐厚(上網(wǎng)電價穩(wěn)定)、運營周期長(核電機組設計壽命一般為40-60年)的特點，中廣核電力(1816.HK)、中國核電(601985.SH)和國家核電(計劃資產(chǎn)重組入中國電力新能源735.HK)是目前僅有的三家擁有核電運營牌照的集團企業(yè)，而國內(nèi)目前在運和在建的絕大多數(shù)核電站歸屬于前兩家企業(yè)。

橫向比較，截止2016年末，公司擁有在運機組19臺，總裝機容量為20,372MW；另有9臺在建核電機組，其中2臺處于調(diào)試階段(陽江4號和臺山1號)、3臺處于設備安裝階段(陽江5-6號和臺山2號)、4臺處于土建施工階段(紅沿河5-6號，防城港3-4號)。在建機組中，臺山1-2號和陽江4號機組都預計于2017年投產(chǎn)，此三臺機組皆為大功率機組，總裝機容量為4,586MW，大幅超過本年度的新增總?cè)萘?,294MW。預計2017年末公司總裝機將達到24,958MW，明年將迎來新增裝機高潮。

圖56、中廣核電力裝機容量預測

圖57、中廣核電力各機組利用小時數(shù)

中廣核電力在運和在建容量分別占到中國大陸市場的52%和54%，均超過一半份額。相比同行中國核電擁有較明顯的規(guī)模優(yōu)勢和區(qū)域優(yōu)勢，且從裝機規(guī)劃分析，中廣核電力將在相當長時間內(nèi)維持國內(nèi)裝機容量第一的位臵。

表8、中國核電運營上市企業(yè)