主要内容
1. 供需格局改善市场竞价持续推进
2. 火电受制煤价关注水电龙头及核电重启
3. 燃气供需两旺看好上游气源及接收站
1.1.1 电力需求持续回暖年初至今用电维持高增长
电力供需环境持续改善
十二五期间用电需求疲软，15年用电增速仅为0.5%，处历史低位
2016年用电增速回升至5%，实现触底反弹；2017年同比增长6.6%，用电需求持续回暖
2018年1-10月用电同比增长8.7%，增速同比增加2个百分点，环比1-9月下降0.2个百分点
1-10月第一、二、三产业和城乡居民生活用电量的同比增速分别为9.8%、7.2%、13.1%和11.1%；其中第二产业对增量用电贡献度为57%
1.1.2 煤电供给侧改革持续推进有效压减新增装机规模
2017年两会推出煤电供给侧改革，严控新增，停建、缓建
2017年全国已淘汰、停建、缓建煤电装机合计6500万kW；2017年全国新增燃煤机组3855万kW，同比减少3.6%
2018年煤电供给侧改革持续推进，1-9月新增火电装机2379万kW，同比减少719万kW，预计2019年及以后新增煤电机组量将大幅减少
1.1.3 风电、光伏新政出台装机增速短期内面临调整
风电：2018年5月，国家能源局发文，19年起各省新增核准的集中式陆上、海上风电项目全部竞价上网。新政强调风电消纳条件，后续三北地区风电新增装机规模有限；竞价上网政策预计将压低风电上网电价水平，倒逼风电建设各环节成本下降（路条、设备、工程建设等）；政府清理不达标项目，建设速度有望加快
光伏：2019年中国光伏发电政策制定即将启动，规划有望小幅提升。“十三五”规划中期评估成果座谈会上，商讨2019-2020年国内光伏需求每年有望上调至40GW以上
1.1.4 供需格局持续改善优质电力资产效率持续提升
新增装机以利用小时低的新能源装机为主，实际新增发电能力增速低于装机增速
用电需求回暖+装机增速放缓，存量机组效率稳步提升
18年前三季度全国装机同比增长5.3% ；全国用电需求同比增长8.9%，较上年增加2pct
18年前三季度年全国火电、水电、核电、风电利用小时同比增加158、42、68和178h
1.2.1 区域用电供需结构分化煤电规划建设预警机制
国家能源局制定煤电规划建设风险预警机制，设置3个指标
煤电建设经济性预警指标
煤电装机充裕度预警指标
资源约束指标
2020年：湖南、海南、江苏三省为绿色预警；河南、湖北、江西、安徽为橙色预警
2021年煤电规划建设风险预警 三个指标均为绿色的省份：安徽、江西和海南
1.2.2 环保导致高耗能转移南方及中东部用电增速高
北方环保限产、经济发达地区环保指标不足等因素引发高耗能产业向南转移
电解铝、电炉炼钢等高耗能产业由北向南转移， 叠加广东高耗能产业向西转移，2018年1-9月广西用电增速高于20%
前三季度福建省GDP增速8.3%，东部沿海发达省份中居首列，石油炼化等重工业发展带动其用电增速高于10%
中西部地区具备经济后发优势，用电增速普遍高于全国平均
1.2.3 外送电规模扩大负荷不足触发区域限电
2018年1-9月全国区域间输入电量同比增长16.98%
输入电量居前十的省份中，江苏、浙江、山东、湖南四地输入电量同比增速超过全国平均
输入电大省浙江、上海的输出电量呈现上升趋势，分别同比增长26%、46%
第三产业、城乡居民生活用电高增长，导致用电负荷峰谷差明显扩大，限电现象频现
发电端风电、光伏占比提升，季节性供电负荷波动扩大，区域性缺电需要外网补充
2018年年初、5月及夏季用电高峰期，江苏、广东、上海等地先后因供电负荷不足出现限电现象
1.3.1 一般工商业降电价自备电及电网让利多
今年两会期间的政府工作报告提出，2018年各地完成一般工商业电价下降10%，合计约8分/度
4月1日起第一批：降价措施集中在电网环节
5月2日起第二批：增值税下降1个百分点，政府性基金附加标准及输配电水平下降
7月1日起各地因地制宜完成第三批降价任务
1.3.2 第三批因地制宜部分区域波及上网电价
目前各地物价部门通过征收自备电政策性交叉补贴、降低煤电机组标杆上网电价、减少政府性基金征收等不同的方式完成第三批用电降成本任务
国家发改委价格司巡视员8月表示，涉及降价和清费金额合计821亿元，已基本实现一般工商业电价平均降10%的任务
1.3.3 电网公司超收收入可进一步释放降价空间
对于个别无法完成任务的省份，国家发改委发文指导省电网公司将2017年1月至2018年7月间因用电量增速超过预测电量增速产生的超收收入用于降低一般工商业目录电价
我们测算2017~2018H1电网超收收入约1100亿元，可降价空间约6.5分/度。关键假设：
以2016年用电量为基数，2017年用电增速为6.6%，我们预测2018年全年用电增速为7%
准许成本法假定年用电增速为3.5%
电网度电毛差0.25元/度、一般工商业用电占比25%
1.4.1 持续推进市场化竞价发用电计划有序放开
2017年发布《关于有序放开发用电计划的通知》：扩大市场化交易规模，新建煤电机组全部执行市场电；中小用户通过售电公司参与交易，充分引入需求方竞争
2018年《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》正式发布
用电侧：降低市场化交易门槛；2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业发用电计划
燃煤：新建机组全部市场化；自备电厂成为合格主体后推进自发自用外电量参与交易
水核：有序放开并扩大水电市场化交易比例；稳妥推进核电机组进入市场
新能源：推进规划内的风、光发电在保障利用小时数之外参与直接市场化
2018年上半年，全国市场交易电量占全社会用电量23.3%，同比提升3.8个百分点
1.4.2 煤电市场化比例高水电折价比例高
中电联统计10家大型发电集团参与电力市场交易情况显示今年上半年
煤电参与总市场化电量比例最高，达74.8%
水电上网电价水平最低，但市场电折价比例最高，市场电降幅达21%
分省看，今年上半年市场交易电量占全社会用电比重排序前三名为云南、蒙西和江苏，分别为49.4%、46.1%和44.5%
1.4.3 煤电市场交易电价回升云南折价幅度最大
2018年上半年，大型发电集团煤电机组市场交易电量市场化率35.8%，交易电价较标杆电价折价幅度约0.051元/度
随着电价提升和煤价走高，煤电市场电价呈缓步回升趋势，至18年Q2同比回升4.07%
从折价幅度上看，2018年上半年云南省折价幅度最高，市场交易平均电价0.2333元/度，相对于标杆电价降幅0.1025元/度；降幅高于0.07元/度的省份还有广东、青海、江西
1.4.5 西南电价下调压力小东部地区仍有下行压力
优质水电资产电价较低，在市场化竞争中优势凸显。长期来看，伴随着电力市场化交易程度逐步加深，外送通道的逐步打开，水电消纳将会得到较大改善
华东、华南地区的经济发达省份煤电市场化比例高，市场交易价格随煤价波动明显，如煤价下行，市场电价格仍有下降风险
2017年以来伴随着电力市场供需环境改善、竞价上网趋于理性，全国电力市场化交易让利有所收窄，但短期内我国电力供需仍偏宽松，电价上浮可能不大
