2018年電力行業投資策略報告：電改加速優勝劣汰
核心觀點
核電引領清潔能源大發展。核電低碳環保、高效穩定，可發揮基荷電廠作用，目前在中國一次能源消費結構中僅佔1.6%，成長空間廣闊。核電盈利模式為剛性成本模式，運營成本低，利用率高，盈利能力強。核電設備國產化助力開發成本大幅下移。技術方面推陳出新，安全性再上台階，但新一代技術成熟度還有待驗證。一旦三代技術被驗證安全可靠，我國核電發展有望在2018-2020年迎來加速增長期。核電國內沿海市場總量近5000億元，海外市場受益於「一帶一路」戰略進展順利。
在沉寂兩年後，風電行業迎來復甦期。目前尚有約115GW的項目需要在2020年前開工建設，風電行業迎來「開工潮」，帶動風機設備商出貨量。隨著棄風限電問題大幅改善，「紅色警報」有望在部分省份率先解除。此外，海上風電將創造行業新的利潤增長點。我們看好陸上風電設備商、海上風電運營商以及開拓海外市場企業的盈利能力及投資機會。
2018年是光伏市場充滿挑戰的一年。全球光伏市場投資熱度不減，主要裝機大國的不確定性增大，新興市場快速崛起。需求市場轉向高效產品是大勢所趨，倒逼技術加速、創新升級。新增產能將加劇行業內競爭。國內市場增速減緩、國外遭遇貿易保護主義，可能會導致供需失衡，並給產品價格帶來壓力。
傳統能源看重成長性。2018年火電行業的投資三要素，首先是年內煤電聯動的順利執行，第二需甄選對於電價敏感度高的火電標的，第三是看重裝機規模的成長性。水電方面，重點流域的下游水電站已經開發完畢或進入尾聲，中上游水電站的經濟性或將逐步下降。
投資概要
驅動因素、關鍵假設及主要預測：
1、預計今年核電建設、核准、開工有望提速。全球三代技術AP1000的示範首堆——三門核電站首台機組有望於2018年投入商運。一旦運行安全穩定並完成一個換料周期，將為後續同類型機組的核准建設吃下「定心丸」。目前使用AP1000技術路線的機組有6台待建，10台待獲批。
2、核電沿海市場總量近5000億元。截止到2017年底，我國已投運核電機組37台，裝機容量3581萬千瓦;在建19台，規模2200.4萬千瓦。根據「十三五」能源規劃，到2020年我國將實現5800萬千瓦投運、3000萬千瓦在建的目標，但目前尚有3018萬千瓦的缺口。以三代機組平均造價1.6萬元/千瓦預估，沿海核電市場總量近5000億元。
3、風電行業迎來復甦期。主要邏輯：1)2016年國內風電機組的高招標量本應帶來來年的高裝機增長，該情景未能在2017年實現;2)2017年招標量繼續保持高位;3)可再生能源發展「十三五」規劃提出2017到2020年風電累計規劃新增併網126GW，每年增量約31GW;4)根據發改委陸上風電標杆電價調整方案，在2019年前開工建設的項目可風電享受原有高電價。因此，我們預計2018-2019年間風電行業市場容量將得到集中釋放。
我們與市場不同的觀點：
在福島核事故後，市場普遍對核電的安全性持謹慎態度。但我們認為福島陰霾已經漸行漸遠。目前世界各國對核電的總體態度以鼓勵為主。大部分國家已走出福島事故陰霾，在保證安全性的前提下繼續大力發展核電，12個國家正在新建核電站，10個國家計劃建設，30多個國家有意發展。少數國家開始重新審視其核電政策、逐步減少核電佔比;個別國家選擇棄核。
國內目前19台在建機組中有16台採用三代技術。三代技術的堆芯融化概率總體降至低於10-5/年，放射性物質大量泄漏概率降至小於10-6/年。具代表性的AP1000技術採用毋需外部能源系統、僅依靠自然驅動力的非能動應急系統，可完全避免福島事件中外部電源失效導致堆芯過熱的風險(福島核電站機組採用二代技術)。
一、核電引領清潔能源大發展
1954年，隨著前蘇聯奧布寧斯克核電站的併網發電，核電首次被人類使用。截止到2016年底，全球共有運行機組445座，裝機總量38250萬千瓦，發電量佔全球總量16%左右。這些核電站主要集中在歐美髮達國家。核能佔一次能源比重僅為4.5%，仍具有較大發展空間。
(一)發展核電大勢所趨
1、低碳環保，助力能源結構轉型
低碳環保的清潔能源。核電在發電過程，不產生二氧化硫、氮氧化物和煙塵等空氣污染物，二氧化碳的排放量遠低於火電。
可取代火電基荷電廠作用。在電力系統中，將給定時間內最低電荷以下部分的用電負荷稱為基本負荷。水電、風電及光伏受到自然條件制約，發電量具有明顯的波動性和間歇性，難以發揮基荷電廠的作用。核電作為一種高密度能源，單機容量大，能有效保證電能質量。在法國，核電裝機容量比重高達72.28%，核電完全取代了火電的的基荷電廠的地位，這是其他清潔能源無法做到的。
在能源結構中必將佔據一席之地。非化石能源在我國一次能源中的佔比較小。2016年核能消費量僅佔1.58%，低於6.86%的世界平均水平。面對節能減排壓力，我國正在大力推進能源結構轉型。我國核電在技術方面日益成熟，不但擁有自主研發的三代技術，還在積極拓展四代技術，為日後行業健康穩定發展提供了堅實有力的技術支持。作為為數不多的可發揮基荷電廠作用的清潔能源，我們認為核電在我國未來能源結構中必將佔據一席之地。
2、核電選址匹配用電高負荷地區
避免長距離輸電。我國人口分布及用電需求集中在東南沿海地區，而風電、水電和太陽能資源則集中在中西部。遠距離傳輸不但成本高，還伴隨著輸電損耗。核電站的建立需要具備靠近水源、地質環境穩定等條件。沿海以及長江中下游地區都是核電站的適宜選址區域。
3、核電重啟，政策保駕護航
我國核電發展經歷了五個階段：探索起步、規劃發展、快速發展、暫緩建設和重啟階段。
近兩年核准開工數不及預期。截至2017年9月30日，我國已投運核電機組37台，裝機容量3581萬千瓦，在建2200.4萬千瓦。根據國家能源局規劃，到2020年，我國核電運行和在建裝機將達到8800萬千瓦。「十三五」期間，我國每年至少要開工6台核電機組。2017年原定新核准8台，但目前並沒有新核准或新開工機組，不及市場預期。我們認為主要原因有兩點：1)國內電力產能總體過剩;2)全球三代技術首堆——三門AP1000機組建設緩慢，三代技術有待驗證。
預計2018年建設、核准、開工有望提速。一方面，全球三代技術AP1000的示範首堆——三門核電站首台機組有望於2018年上半年投入商運。一旦運行安全穩定並完成一個換料周期，將為後續同類型機組的核准建設吃下「定心丸」。我國目前使用AP1000技術路線的機組有6台待建，10台待獲批。另一方面，核電建設周期長達5年，若2018-2020年不加快在建及開工速度，「十三五」核電規劃恐難以完成。
(二)經濟性優越
1、盈利能力強
剛性成本模式。核電項目前期投入昂貴。2016年併網的核電項目的單位開發成本均超過12000元/千瓦，約為同期火電項目的3-4倍。折舊是核電成本的重要組成部分。折舊在核電運營商的營業成本中的佔比接近40%，而在火電企業營業成本中的比重僅15%左右。
運營成本低。2016年中國核電的度電變動成本約為華能國際的1/4。當上網電量達到盈虧平衡點之後，核電項目的邊際利潤增長頗為可觀。
利用率高。我國核電機組大部分以基荷模式運行，不參與電網調峰，發電量近乎全額上網，近5年平均利用小時數高達7596小時，遠高於其他發電類型。
盈利能力佔優勢。由於運營成本低、利用率高，核電盈利能力較強且穩定。銷售凈利率多年保持在25%以上，僅次於水力發電;凈資產收益率位於中等偏上水平。
2、享受稅收優惠
稅收優惠提升核電利潤。根據財政部《關於核電行業稅收政策有關問題的通知》，核電機組正式投產後前5年、6-10年、11-15年分別享受75%、70%、55%的增值稅返還。中國核電近5年增值稅返還金額均高於18億元。
3、國產化助力成本下移
二代造價已大幅削減。隨著核電裝機快速增長，我國核電裝備製造體系日趨成熟，已建成多個裝備研發和製造基地，可自主生產絕大部分主、輔設備，核電站國產化率穩步提升，助力單位造價大幅下降。1997年開工建設的嶺澳一期國產化率僅為30%，開發成本高達2033美元/千瓦;而2008年開工的陽江一期採用我國自主改進的二代加機型，國產化率達到83%，成本降至11096元/千瓦。
三代造價存在下降空間。在建AP1000機組中，三門核電站首台的國產化率僅為30%，而預計海陽核電站2號機組的國產化率將大幅提升至70-80%。我國擁有自主知識產權的CAP1400和華龍一號的國產化率已達85%。目前我國運用三代技術建設的核電機組的單位開發成本均高於16000元/千瓦。據西屋預測，批量化建設後的AP1000可降至1000美元/千瓦，不到三門項目的一半。
(三)安全性日益提升
1、福島陰霾漸行漸遠
我國從未發生過二級及以上核事故。核事件分級標準由國際原子能機構(IAEA)制定，共分七級，七級最嚴重。國外共發生過3起重大核電事故，其中三里島為五級，切爾諾貝利、福島為七級，是國際社會擔憂核電安全的重要原因。
核電站層層設防以保證安全性。三層保護屏障可有效避免放射性物質泄漏。發生意外時還可通過控制棒停止核反應、通過應急系統冷卻反應堆等措施，保障設備安全。
世界各國對核電的總體態度以鼓勵為主。大部分國家已走出福島事故陰霾，在保證安全性的前提下繼續大力發展核電，12個國家正在新建核電站，10個國家計劃建設，30多個國家有意發展。少數國家開始重新審視其核電政策、逐步減少核電佔比;個別選擇棄核。
2、技術推陳出新，安全性再上台階
核電技術歷經四個階段。20世紀50年代出現的一代堆型證明了核能發電的可行性。二代技術出現在60年代後期，推動了核電大規模商業化。隨後衍生出經濟性、安全性更強的二代加技術。2010年前後三代技術日趨成熟。四代技術仍處於研發階段。
三代核電安全性再上台階。三代技術的堆芯融化概率總體降至低於10-5/年，放射性物質大量泄漏概率降至小於10-6/年。具代表性的AP1000技術採用毋需外部能源系統、僅依靠自然驅動力的非能動應急系統，可完全避免福島事件中外部電源失效導致堆芯過熱的風險。
在建多為三代堆型。目前國內在運的37台機組均採用二代、二代加技術，19台在建機組中有16台採用三代技術。2009年4月，AP1000全球首堆三門項目開工，預計今年併網。同時EPR機組也有望在中國台山率先投運。華龍一號首堆福清3號機組於2015年開工，預計建設周期60-70個月。三代首堆投產後，相關審批和建設環節有望加速。
積極開展四代研究。第四代核能系統由美國能源部在1999年提出，在安全性和經濟性等方面較三代堆型有望實現較大飛躍。2002年，美國聯合10餘個國家、機構提出四代核能系統的概念，將鈉冷快堆、鉛冷快堆、氣冷快堆、超臨界水冷堆、超高溫氣冷堆、熔鹽堆等6種堆型確認為重點研發對象，並預計將於2030年開啟商業化進程。中核旗下的原子能科學研究院於2011年實現了國內首座鈉冷快堆實驗堆的滿功率穩定運行。2015年，中核集團與比爾蓋茨主導投資的美國泰拉能源簽約，合作開發「行波堆」。以行波堆為代表的鈉冷快堆型可將鈾的利用率提高到60%以上，且能以貧鈾、乏燃料回收鈾或者天然鈾為燃料，換料周期有望延長至10年以上。
(四)國內容量可觀，海外前景廣闊
1、沿海市場容量可觀
沿海市場總量近5000億元。截止到2017年底，我國已投運核電機組37台，裝機容量3581萬千瓦;在建19台，規模2200.4萬千瓦。根據「十三五」能源規劃，到2020年我國將實現5800萬千瓦投運、3000萬千瓦在建的目標，但目前尚有3018萬千瓦的缺口。以三代機組平均造價1.6萬元/千瓦預估，沿海核電市場總量近5000億元。為完成目標，2018-2020年核電裝機的複合增長率應達到17.43%。遠期看來，我國核電發展潛力巨大。據世界核協會統計，截止2017年底，我國籌建及儲備項目總量約1.64億千瓦。
2、「一帶一路」延伸新觸角
華龍一號、CAP1400雙輪驅動。核電出口的必要條件是擁有自主知識產權。在三代核電主流堆型中，AP1000技術屬於美國西屋公司所有;華龍一號是由中核與中廣核自主研發;雖然CAP1400是在AP1000基礎上升級改進的，但已突破135萬千瓦等級上限，也擁有了自主知識產權。
「一帶一路」延伸新觸角。「一帶一路」沿線中，有28個國家計劃發展核電，規劃機組126台總規模約1.5億千瓦。以三代機組平均造價1.6萬元/千瓦預估，市場總量約2.4萬億元。受政治、經濟、軍事等因素影響，中國核電企業在「一帶一路」所佔的市場份額難以估計。但不可否認的是，核電出海已成為未來我國核事業發展的重要驅動力。目前，我國主要核電集團均參與了核電「走出去」戰略，積極開拓海外市場。
中國核電集團「走出去」進展順利。中核集團已與阿根廷、英國、埃及等近20個國家達成了合作意向。「一帶一路」高峰論壇期間，中核集團與阿根廷核電公司簽署了阿查圖3號、4號兩台機組的總合同，至此中核集團出口核電機組數量增加至8台。
中廣核集團覆蓋範圍更廣。中廣核集團與捷克能源集團簽訂協議，將在核能領域展開合作;與羅馬尼亞國家核電公司簽署了切爾納諾德核電三、四號機組全壽命期框架協議;和法國電力集團將共同投資興建的英國欣克利角核電項目。此外，中廣核集團還與合作夥伴一起開拓歐洲、中亞、東南亞核能市場。
3、內陸核電值得期待
內陸核電可開發量約6200萬千瓦。內陸核電站與沿海核電站對技術要求差異不大。目前，我國所有在運及在建核電站均位於沿海地區，而全球幾個核電大國的核電站主要分布在內陸。全球範圍內現有核電站440多座，其中位於內陸地區的佔50%以上。我國已完成初步可行性研究審查的內陸儲備廠址高達31個，保守假設平均每個廠址建設2台機組，每台裝機容量100萬千瓦，則我國內陸核電可開發量約6200萬千瓦。
內陸核電發展慎之又慎，啟動尚需時日。據國家原子能機構透露，中國內陸核電站首批廠址確定在湖南桃花江、湖北咸寧和江西彭澤，並已經獲得路條並開展了前期籌備工作。但目前三大內陸核電站均未獲得核准。
(五)設備商國企主導，運營商三分天下
1、產業鏈布局清晰，國企實力雄厚
核電產業鏈按照上中下游來劃分，可分為上游鈾礦開採加工及核燃料循環，中游設備製造，下游核電站設計、土建、安裝、調試及運營。
上游核燃料循環一家獨大。核燃料循環包括核燃料製備(前端循環)和乏燃料處理(後端循環)兩個部分。由於核燃料濃縮難度很高且在國防方面有特殊安全要求，目前國內僅有中核集團下屬中國核燃料有限公司擁有完整的核燃料循環產業牌照。
核電站主要由三大系統構成：核島、常規島及輔助設備。核島是整個核電站的核心，負責將核能轉化為熱能，是核電站所有設備中工藝最複雜、投入成本最高的部分。常規島利用蒸汽推動汽輪機從而帶動發動機發電。輔助系統(BOP)主要包括數字化控制系統、暖通系統，保障核電站平穩運行。
中游國企主導。目前，我國核島和常規島領域以三大國企為主導。其中上海電氣在核島主設備領域優勢明顯，哈爾濱電氣主攻常規島設備。在輔助系統、大型鑄鍛件、關鍵零部件等細分行業，民企也積极參与。
下游運營准入門檻高。核電站設計工作主要由三大核電集團旗下的設計院完成。建造方面，目前國內只有中核集團、中廣核集團和國電投集團具有控股開發、建設、運營牌照。
後端乏燃料處理能力匱乏。根據「十三五」規劃，2020年我國預計建成5800萬千瓦核電機組，每年將產生超過1000噸的乏燃料，面臨的處理壓力巨大。但我國目前僅有60噸/年的處理能力。領先的英國和法國處理量可達到每年2100噸、1700噸。2013年，中核集團與法國阿海琺集團簽署大型乏燃料後處理商業項目，項目建成後預計每年可處理800噸乏燃料。藉此契機，中國企業有望學習吸收國外先進技術，進入乏燃料處理領域。
2、設備商國企主導，細分領域民企活躍
設備投資佔比最大。一般而言，核電站投資中設備、基建和其他投資的比例分別為50%、40%和10%。以三門1號、2號機組為例，設備投資195億元，接近總投資401億元的一半。其中，核島設備投資113億元佔比58%，常規島43億元佔比22%，輔助系統38億元佔比20%。再向下拆分，反應堆壓力容器、主管道及熱交換器和蒸汽發生器構成核島三大主要部件;汽輪機和發電機為常規島最核心部件。
核島設備毛利率豐厚。一般而言，核島設備毛利率較高，約在35%以上。其中，堆內構件、主管道等設備毛利率高達50%。常規島設備也提供給火電、水電等其他發電類型，並無特殊的技術要求，因此競爭較激烈，毛利率水平較低，一般低於15%。
核電設備按照生產時間是否大於1年可分為長周期設備和短周期設備。核島和常規島(除閥門)的主要設備屬於長周期設備;短周期設備主要包括閥門、鋯管、暖通系統、儀控系統等。
長周期設備招標高峰已至。由於生產周期長，核電運營業主一般在開工(FCD)前一年半就已經完成了長周期設備的招標。截至2017年三季度，國內多個籌建核電項目進行了設備招標，數量遠高於前幾年，這表明核電業主已經在為核電站建設開展前期準備工作。我們預計2018年核電政策開閘或將逐漸明朗，各大核電業主有望加快進行後續儲備機組的長周期設備招標以及工程設計等前期工作。因此2018、2019年長周期設備產量還將持續增加。
短周期設備2019年起確認收入。短周期設備一般在電站開工前後半年內進行招標，供應商多為民營企業。短周期設備的交付期一般在電站開工後的1年到4年之間，如果今年核電站迎來開工潮的假設成立，預計從2019年起短周期設備供應商將開始大規模確認收入。
國企主導，民企活躍。長周期設備領域三大電氣和中國一重等國企實力雄厚，佔據著主導地位。近年來，部分民營企業憑藉著經營的靈活性、機制上的優勢和更大的科研投入力度，成功進入了部分長周期設備製造領域，如生產反應堆壓力容器的科新機電、主管道的台海核電、球閥蝶閥的江蘇神通、控制棒驅動機構的浙富控股、蒸汽發生器用U型管的久立特材等。
3、運營商三分天下，格局穩中有變
運營商三分天下。鑒於核事業的特殊性，國家對核電項目的控股股東實行准入制度，其中對於安全、經驗、資金、專業人才方面都提出了很高要求。目前，我國只有中核集團、中廣核集團和國電投集團三家大型國企，上報其控股的核電項目時才有可能獲批，故被認為事實上擁有「核電牌照」。「核電牌照」指的是核電控股資質，並無正式文件規範。國家核安全局曾在內部下發過涉及業主資質的《核電管理條例》徵求意見。整理資料發現，此條例雖未正式下發，但國家能源局和核安全局審批核電項目時，大體根據該條例執行。
運營市場集中度高。已投運的37台機組中，全部由中核和中廣核兩家集團控股。中電投與國核技合併後的國電投集團成為第三家核電巨頭。三家企業權益裝機在已投運機組中比例為71.1%，其中中廣核40.7%，中核21.7%，國電投8.7%;在建機組中的比例為71.0%，其中中廣核30.3%，中核21.5%，國電投19.2%。
各大發電集團積極布局。除了三家具有控股資質的核電巨頭外，華能、大唐、國電、華電也分別參股了數個已投運及在建的核電項目。福能、浙能、申能、粵電等地方能源集團在本省的核電項目中擁有一定股權。
運營格局存在變數。華能集團早在2004年就開始布局核電。2006年12月，華能、中核建、清華大學出資成立公司，負責投資建設運營山東石島灣高溫氣冷堆核電示範工程。該項目意義非凡，不僅是列入國家16個重大科技專項之一，還是全球首台開工建設的具有「四代特徵」的核電機組。更重要的是石島灣項目使得以火電為主的華能集團首次成為核電項目業主。但這並不意味著華能已成為第四家擁有「核電牌照」的公司。此外，由於擁有廠址資源，海南昌江項目二期兩台機組或將由華能控股投資建設及運營。我們認為，隨著新技術的不斷湧現，以及能源行業的兼并重組浪潮，未來核電「三分天下」的競爭格局有可能會發生變化。
二、「風光」迸發勃勃商機
2006至2016年間，我國風電行業以年複合52.14%的速度迅速成長。2010年裝機規模首次超過美國，躍居世界第一。此後，我國繼續保持領先地位，與其他國家逐漸拉開差距。據中國風能協會統計，2016年底中國累計風電裝機已達到168.73GW，佔全球比重高達34.48%。
(一)海上風電分享投資盛宴
1、海上風電優勢凸顯
風能資源豐富、密度高。據世界風能協會(GWEC)統計，我國5-50米深海區域的風電開發量約為500GW，而且資源密度較大。台灣海峽是中國近海風能資源最豐富的地區，從福建往北，近海風能資源逐漸減小，渤海灣的風能又有所增加。
鄰近負荷中心。我國陸上風能資源主要分布於北部地區，當地電能消納能力及電力外送通道有限，棄風限電問題嚴重。而海上風場建設在沿海一百公里處，靠近我國用電負荷中心東部沿海地區，且電網建設基礎好，無消納問題困擾。
不佔用土地資源。陸上風電佔用土地較多。2005年發改委提出風電場單位面積裝機需達5MW/km2，但實際執行時多數風場單位面積裝機僅為2-4MW/km2。與之相比，海上風電不佔用耕地資源和城市居住空間，十分適宜在我國進行大規模開發利用。
運行穩定。由於不存在障礙物等原因，海上風電機組在風速和風向上相對穩定，風切變(垂直方向風速變化)明顯小於陸風，風機運行更穩定。
單體容量大。2016年，我國陸上風電機組容量以1.5MW與2MW為主，合計佔比82.6%;海上風電則以4MW機組為主，2.5MW以上佔比達80.8%。
利用率高。一般而言，海上風電年利用小時數高出陸上風電25%以上。其中，陸上風電年利用小時數約2000小時;海上風電視地區資源不同有所差別，例如江蘇地區為2500-2700小時，福建地區可達3500-4000小時。
2、以史為鑒：陸上風電發展有規律可循
我國風電行業迅速成長。2006至2016年間，我國風電行業以年複合52.14%的速度迅速成長。2010年裝機規模首次超過美國，躍居世界第一。據中國風能協會統計，2016年底中國累計風電裝機已達到168.73GW，佔全球比重高達34.48%。
陸上風電發展有規律可循。中國風電發展始於1986年，由於國內技術不成熟、依賴進口等因素，行業長時間發展緩慢。2005年後，國家出台多項扶持政策，吸引企業投資風電，推動了技術創新、成本優化，項目盈利能力提升，行業迎來了井噴式增長。由於造價下移，補貼政策相繼退坡，隨後引發「搶裝風潮」，導致棄風率顯著上升。國家開始政策調控產能規模，這標著風電行業步入平穩增長階段。下面，我們將幾個關鍵環節做逐一梳理。
政策扶持推動技術創新、成本優化。2005年《可再生能源法》及《可再生能源中長期發展規劃》的頒布，大大鼓舞了國內企業進駐風電領域的信心。資金湧入推動技術創新，加之國家對於「風電設備國產化率需達70%以上」的要求，中國風電整機價格中樞一路下浮。國際能源署(IEA)預測，2030年機組價格有望降至約3000元/千瓦。與此同時，行業集中度明顯提升。
運營商是最大受益者。2006至2011年風電行業成長速度驚人，帶動上下游產業鏈的爆髮式增長。從設備商的角度看(包括整機廠商和零部件廠商)，雖然技術升級推動成本下降，但與此同時招標價格也一路走低。利潤空間收緊加劇了行業競爭、優勝劣汰。從運營商的角度看，在補貼電價下調前，盈利能力持續提升，此階段運營商是最大受益者。
補貼退坡引發「搶裝風潮」、棄風率上升。風電上網電價由兩部分構成：燃煤標杆電價以內的部分由省級電網負擔;高出部分通過可再生能源基金解決。長遠看來，擺脫補貼依賴、實現平價上網是保障風電行業健康發展的必由之路。2009年發改委首次制定標杆上網電價，2014年後歷經三次補貼退坡。在第一次調價中，由於新電價僅適用於2015年以後投運的機組，直接引發了當年的「搶裝風潮」。2015年新增裝機2961萬千瓦，創歷年最高。隨之棄風率直線上升，2016年一季度棄風率達到歷史峰值25.8%，全年平均17.1%。
設備商成最大贏家。在「搶裝風潮」中，從運營商的角度看，補貼退坡嚴重削弱了利潤空間，投資回報率回歸至發電行業普遍水平。對設備商而言，在訂單需求旺盛時，業主對於招標價格敏感度不高，整機的毛利可維持在一定水平，再加上出貨量激增，這個階段設備商成為最大贏家。
國家出手解決棄風限電問題。棄風率的上升導致了極大的資源浪費，發改委與能源局隨後出台多項政策緩解棄風限電問題。2017年，內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆六個省份被列為紅色預警區域，能源局規定該區域不得核准建設新的風電項目。此外，發改委核定公布「三北」地區保障性收購年利用小時數。政策發力，2017年上半年棄風率降至13.6%。
3、海上風電方興未艾，靜待行業催化劑
基數小。截止2015年我國海上風電累計裝機為1.04GW，僅實現了「十二五」海上風電發展目標5GW的20.8%。2016年海上風電累計裝機增長至1.63GW，僅占我國全部風電裝機的0.97%。
發展空間大。建設成本的持續優化以及配套產業的日漸成熟，我國海上風電有望在「十三五」期間迎來爆發增長期。規劃目標是到2020年底確保併網5GW，力爭開工10GW。要完成「十三五」目標，2017-2020年海上風電年複合增長率需達到32.34%。我國東南沿海地區已積極規劃長期海上風電發展目標，目前確定的規劃總量超過56GW。
政策扶持。借鑒陸上風電發展歷程，我們認為海上風電尚處於初期階段，政策扶持對於行業發展具有關鍵作用。2016年發改委下調2018年陸上風電標杆電價的同時，維持了海上風電高電價不變，規定近海、潮間帶項目標杆電價分別為0.85和0.75元。此外，國家簡化了海上風電項目的多部門審核程序，顯示了國家對於扶持海上風電的決心。
技術創新是原動力。隨著政策明確，海上風電領域資金大量湧入，進入企業逐漸增加，加快推動技術創新。投資成本高、施工難度大、運維難度大等問題均有望逐漸得到改善。技術創新帶來的成本下降、盈利提升將為海上風電運營商帶來豐厚利潤。
靜候行業催化劑。與陸上風電一樣，海上風電為了提升競爭力，終將實現平價上網。在此之前，補貼額度將呈現階梯式下移。在陸上風電補貼退坡的實施過程中，已經暴露出風電項目搶裝導致棄風率顯著上升的問題。為防止陸上風電裝機過快增長，在第二、第三次標杆電價下調中，欲享受調整前的高電價，政策已從某時間點「投運」改為某時間點「開工」，並將緩衝期放寬。借鑒陸上風電發展經驗，未來海上風電或將迎來脈衝式增長，但退坡模式可能發生變化，難以重現陸上風電2015年的搶裝熱潮。
(二)分散式光伏成為撬動產業新支點
政策傾斜。根據《電力發展「十三五」規劃》，到2020年太陽能發電裝機達到110GW以上，其中分散式光伏60GW以上、光熱發電5GW。能源局在發布的《太陽能發展「十三五」規劃》中提出，到2020年建成100個分散式光伏應用示範區，園區內80%的新建建築屋頂、50%的已有建築屋頂將安裝光伏發電，粗略估算分散式項目產值約萬億。為響應國家號召，多個省市地區紛紛頒布利好行業發展的補貼政策，2017年分散式光伏市場蓬勃發展，新產品、新模式、新業態層出不窮。
步入快車道。分散式成為2017年光伏市場發展的新亮點。2017年光伏市場經歷了兩輪電價下調，「搶裝潮」推動分散式光伏裝機迎來井噴式增長。2017年1-10月，分散式新增裝機超過16GW，預計全年有望超過18GW。其中，戶用光伏風起雲湧，預計戶用光伏裝機已達到2GW以上。據國網統計，2015年家庭屋頂光伏併網戶數只有2萬戶，2016年20萬戶，而2017年上半年就有41萬戶，其中浙江省已突破10萬戶大關，裝機規模656MW。
推動重心東移。我國前期光伏項目多為大規模地面電站，主要位於土地成本低廉、光資源充足的西北地區。分散式光伏安裝在屋頂，佔用土地幾可忽略，是中東部人口密集、土地資源稀缺的省份發展光伏的必然選擇。2017年上半年，華東地區新增光伏裝機825萬千瓦，同比增加1.5倍;而西北地區僅為416萬千瓦，同比下降50%。另一方面，分散式光伏在用電需求更高的中東部經濟發達地區推廣，將提高光伏整體利用率，有利於行業長期發展。
產業新支點。光伏作為朝陽性、戰略性、民生性佔優勢的產業，已具備了極強的國內影響力和較強的國際競爭力。美國和印度是全球第二大和第三大光伏市場。2017年前三季度，我國分別向美國、印度出口光伏組件3.735GW、6.877GW，占出口總量的20.3%、37.5%。2017年中旬起，美、印相繼對我國光伏產品發起反傾銷調查，調查結果可能導致2018年出口量驟減，而2017年很多行業龍頭都在大力擴產能，龐大的產能將難以借外需充分釋放。在美、印市場面臨嚴重收縮的前提下，2018年國內分散式光伏或將成為撬動產業的新支點。
三、傳統能源遭遇瓶頸
(一)火電面臨重重考驗
1、產能收縮壓力大
用電需求增長遇冷，新機投產熱度不減。近年來我國經濟增長放緩，用電量增速同步下滑，自2012年起已連續5年不足8%。而由於同期煤價成本低、電廠效益好，投資熱情高漲，以及項目審批權下放，火電裝機經歷了一輪快速增長。
裝機規模受到嚴控。根據「十三五」規劃，2020年煤電裝機總規模不超過11億千瓦，預計年均增速僅為4%，佔比降至55%以下。期間計劃淘汰落後煤電機組約2000萬千瓦，取消、推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上。2017年能源局發布25個省區煤電規劃建設紅色預警。截至目前，淘汰任務已覆蓋100台機組472.1萬千瓦，停建、緩建名單分別包括9省區29個項目和17省區50個項目。煤電去產能得到有力執行，環保、高效的大容量機組有望相對受益。
預計產能或將長期過剩。由於產能擴張速度遠快於需求增長速度，火電利用小時數持續下滑，2016年降至歷史新低4165小時。受益於嚴苛的去產能政策、經濟回暖等因素，2016年四季度起火電利用小時增速開始由負轉正。
2、合併浪潮重塑行業格局
「煤電聯姻」拉開行業整合序幕。國電集團、神華集團於2017年8月發布重組消息，11月正式合併為國家能源投資集團。重組後火電裝機近1.8億千瓦、煤炭產能約4.4億噸/年，均為全國第一。國電與神華的合併將奠定行業新格局，為跨行業、上下游一體化發揮產業鏈協同效應的重組模式提供了可供複製的示範案例。
能源類央企重組有望提速。2016年以來，國家發改委明確表示支持、推動大型發電集團之間、電力與煤炭企業之間的兼并重組。涉及的央企主要包括火電領域的華能、華電、大唐、國電投集團，水電領域的三峽集團，核電領域的中核、中廣核集團，煤炭領域的中煤、同煤集團，綜合型央企華潤、國投、浙能集團，而規模相對較小的地方國企在區域市場內影響較大。未來整合方向可大致歸納為三類：1)火電與水電、核電：優化機組結構、緩解供給側改革衝擊;2)火電與煤炭：發揮產業鏈協同效應、減輕火電燃料成本負擔、提高煤炭產能利用率;3)火電行業內部：擴大規模、提高行業集中度、減少同業競爭、優化資源配置、加速產能出清。
3、電改加速優勝劣汰
利好邊際成本低的發電機組。中國本輪電改實際上參考了美國電改經驗。美國電改始於1990年代，20餘年間逐步推進，目前還在繼續。電改前，美國電企是發輸配售高度一體化的州級壟斷性公用事業公司(IOU)。電改以輸電改革為開端，成立了無電網資產和零售用戶的獨立系統運營商(ISO)和區域輸電組織(RTO)，充當調度員、交易員角色。發電側改革與輸電側改革同步進行，主要措施為剝離發電資產、定價基準由平均成本改為邊際成本。售電改革力圖構建多買多賣的售電市場，目前在不同地區進度不一。美國在發電側引入競爭、改變定價方式後，不同裝機結構利潤率出現差異，邊際成本較低的機組利潤率更高、更具競爭力。
新電改正當其時。2015年3月，國務院印發《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》，我國新一輪電改自此正式開啟。新電改採用「管住中間，放開兩頭」的架構，發電側引入競價上網，輸電側定價方式定為「准許成本+合理收益」，配電側鼓勵混合所有制，售電側培育獨立售電市場，最終達到放開發用電計劃、推動電力市場化、還原電力商品屬性的目的。
輸配電價改革進展順利。2014年12月開始試點，2016年9月覆蓋全部省級電網。電網企業盈利模式由吃差價轉向成本管理。試點區下游終端用戶電價降幅明顯。輸配電價改革標誌著電網的公用事業屬性逐漸回歸，是電力市場引入競爭的基礎。
配電側改革加速推進。新電改鼓勵以混合所有制方式發展配電業務，符合條件的市場主體均可投資增量配電資產。第一、二批試點項目共計195個，目前開始遴選第三批項目。值得注意的是，《有序開放配電業務管理辦法》禁止發電企業建設專用線路，但未限制其投資增量配電網，發電企業布局配電領域成為可能。
售電公司大發展。售電公司是售電市場中的獨立買方，是與發電企業競價、再將電量銷售給終端用戶的代理人。目前售電市場建設尚處於起步階段，但已有超2000家公司在電力交易中心公示，近8000家完成工商註冊。發電企業在積極布局售電業務，「發售結合」模式可有效提升企業議價能力。
直購電規模「高歌猛進」。2016年全國電力直接交易由2015年4300億千瓦時擴大到約7000億千瓦時，平均每千瓦時降低6.4分錢，減輕企業用電成本約450億元。能源局要求2018年實現工業電量100%放開，按照2016年41383億千瓦時的統計量計算，直購電還有很大的增長空間。直購電市場競爭激烈，非理性降價較為普遍，成本控制能力強的企業相對受益。
綠證交易開啟。綠證交易平台於2016年7月上線。隨著環保政策日趨嚴苛，可再生能源配額制呼之欲出。未來火電企業需要通過購買綠證滿足配額要求、獲取發電權。
新電改加速行業洗牌。我國電力行業將在本輪電改中發生根本變化。輸電企業還原公用事業屬性，發電企業競爭加劇、併購重組已成為大勢所趨，售電和配電側的放開為電力市場化交易構建了平台。在此輪電改中，成本控制能力強的發電企業將佔據優勢，「發配結合」、「發售結合」的新業態將不斷湧現。
(二)水電看重成長性
裝機速度放緩。據諮詢機構統計，我國十三大水電基地的規劃總裝機容量超過28576萬千瓦，已建成12599萬千瓦，在建5444萬千瓦，籌建約2378萬千瓦，取消或停建項目236.4萬千瓦(浙、閩、贛規劃的1417萬千瓦暫無具體數據)。2015年之前，我國水電裝機容量一直保持較快增長，但由於需求下滑以及經濟性較強的電站開發接近尾聲，裝機增速逐年放緩。
開發條件愈發困難，工程造價呈上升趨勢。目前重點流域的下游水電站已經開發完畢或進入尾聲，預計中上游水電站的經濟性將逐步下降。根據協會數據統計，「十二五」期間投產的常規水電工程平均概算單位造價為7467元/千瓦，2015年達到9780元/千瓦，較「十一五」期間出現明顯上漲。造價變化的主要原因可歸納為兩個方面：工程向河流上游、高海拔、藏區深入，開發條件愈發困難;受到國家政策和社會物價水平影響，環境保護、建設征地等標準提高。在十三大水電基地中，金沙江和雅礱江流域的在建電站規模較大，預計烏冬德、白鶴灘以及雅礱江中游將於2020年左右陸續投入商運，相關上市標的有長江電力、國投電力和川投能源。
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