中国电力投资指南:转型已现端倪,优化刻不容缓

未来十年,中国电力行业将进入增长模式转型与产业优化期。

一、用电方式转型:负荷增速高于电量增速的趋势和不断增大的峰谷差使得传统的重电源轻使用的电力发展模式不再适用,需求侧管理及储能技术有望超速发展。

二、电源结构转型:发电侧有望改善依赖火电的格局,进入由核电风电等领衔以固定成本替代燃料成本的发展阶段,逐步优化电源结构。短期看好风电组件及核电设备公司,中期看好水电企业盈利上升,长期关注核电运营成本优势。

三、电网建设转型:特高压与智能电网的同步推进将有利于逐步减小地区间差异,使得现有装机利用效率在电网配置中得到优化。关注技术领先的电网设备公司和智能电网相关公司,以及可能受益于跨省输电量增长的电力企业。

经济转型改变负荷曲线,新建电厂不再是唯一最佳选择,需求侧管理刻不容缓。过去三年,中国最高负荷增速超过了电量增速。随着经济转型,城市化进程加快,非工业用电占比不断提升,这一趋势将更加明显。未来十年,我们预计中国用电量年增6-8%,而最高负荷可能年增9-11%。由于峰荷持续时间短,以传统新建电厂方式应对,不可避免出现平均利用小时的下降。而用户端管理,分布式电源,和储能技术等等的大量应用将是未来成本最低的解决方案。电源建设之外的投资空间巨大,关注节能,能源合同管理,智能电表,抽水蓄能,冰蓄冷等相关公司。

电源多元化意义重大,不仅在于减排需求,更在于逐步以固定成本替代燃料成本的转变。中国未来十年装机总体年增速预计6%,年平均投资5千亿元。其中太阳能年增56%,核电年增23%,风电年增17%,而水电火电年增5%。

如能合理控制未来火电装机,火电利用小时有望缓步回升;随着煤炭产能及铁路运力的释放,火电盈利状况有望逐渐企稳。我们测算如果新增水电、核电及风电到位,已可基本满足一次能源15%来自非化石能源的目标。我们更看好中国电源结构由固定成本替代可变成本的转变,利于发挥中国单机资本投资的低价优势,免受燃料成本变动制约。

短期看好上游风电核电设备组件生产商,中期看好水电盈利上升潜力,长期看好核电运营收益增长。火电仍是发电主流,我们看好电厂分布在高点火价差地区且机组利用小时高的发电商,如华润电力,粤电力A,和申能股份。我们认为水电核电风电将是未来非化石能源的主流。风电产业链发展迅速,技术相对成熟,但风电入网有赖于电网建设的推进,风机供应商竞争激烈,风电运营商投资收益不明朗,我们短期看好风电上游组件供应商如中国高速传动。

水电方面,短期看好长江电力的盈利稳定性,未来随着直供电的推动,水火打包使得水电上网电价向上空间最大,盈利水平有望提升。长期我们看好核电运营商低成本,高利用小时,及零排放的优势。另外,光热发电值得关注。

改善电力供需,优化地区配置,特高压与智能电网缺一不可。资源与负荷分布的不对称,使得特高压输电的发展迫在眉睫。而需求侧管理的实现,可再生能源的并网,以及复杂电网的自动化都需要智能电网的支持。未来中国长距离输电能力年增速将超过10%,大于电源装机6%的增速。西北煤电及西南水电公司有望随着跨区跨省输电量的增加而受益。建议关注技术领先的电网设备公司和智能电网相关上市公司。

电力体制改革不应操之过急,在系统不断建设优化的过程中逐步推进应是最佳选择。电力改革的长远目标为发电与售电端的充分竞争,和电网的无歧视公平接入。目前厂网已分开,但购输配售分开迟迟不能破题,电力买家单一。

我们认为中国电力改革不妨先由用电侧入手,一方面调整零售价格,引导电力消费方式;另一方面利用直供电试点培育多买家,同时推进电网建设。当前的差别化电价和可能出台的居民阶梯电价是政策制订者将电改由发电侧引向用电侧的信号。我们看好未来几年以直供电试点培育多买家电力市场,带动上网电价水火同价的实现,和输配电价的逐渐理顺。长期来看,上网电价,输配电价,零售电价有望随着系统的建设,逐渐反映电力资源的真实成本。