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煤价持续回落，风电电价不确定性消除
5月下旬以来，动力煤期货现货价格回落明显，六大发电集团沿海电厂日耗偏低且其煤炭库存处于高位。考虑到煤价持续回落，火电行业增值税红利有望保留，目前我们继续看好二线地方电力龙头，重点推荐长源电力和湖北能源。风电最新电价政策落地，补贴退坡幅度和节奏与之前行业预期较为一致，为陆上风电全面进入平价时代明确了路径及方向。对海上风电来说，在当前可再生能源补贴缺口较大的大背景下，通知能够确保存量海上风电的电价水平并对新核准的海上风电指导电价进行小幅调整，已经充分体现出政府对于海上风电的支持力度。水电及新能源方面，我们推荐有望维持高分红的桂冠电力和存量风电资产优质、在建风电项目电价不受影响的福能股份。天然气方面，5月份发改委印发《油气管网设施公平开放监管办法》，此文件的出台有利于进一步实现油气管网之间的互联互通风电价格下调，同时也将使得天然气运输成本有所下降，我们推荐拥有优质煤层气资源并且具有确定性产能增长的新天然气。
19年5月电力板块跑赢大盘
19年5月份电力指数下跌1.69%，而沪深300指数下跌7.24%，电力板块跑赢大盘5.55个百分点。年初至今电力板块上涨6.71%，沪深300指数同期上涨20.56%，电力板块年初至今累计跑输大盘13.85个百分点。分子板块看，5月份火电板块下跌4.60%，水电及燃气板块上涨3.15%、0.25%。
火电增速大幅回落，水电增速同比提升
4月份，我国全社会发、用电量分别同比增长3.8%、5.8%，其中火电发电量3886.2亿千瓦时，同比降低0.2％，增速比上年同期上下降7.5个百分点，水电发电量829.10亿千瓦时，同比增长18.2％，增速比上年同期提高20.8个百分点。4月份，全国发电设备累计平均利用小时1217小时，比上年同期下降4小时。全国火电设备平均利用小时为1413小时，比上年同期降低13小时，全国水电设备平均利用小时为959小时，比上年同期增加114小时。
LNG进口同比增速有所提升
4月，我国进口LNG 454万吨，同比增长35.1%，进口管道气 311万吨，同比降低9.3%。1-4月，我国累计进口LNG 1945万吨，同比增长24%，累计进口管道气1243万吨，同比增长6.6%。从进口气结构来看，2019年1-4月进口LNG的占比达到61%，与去年同期相比提升了2个百分点。
风险提示：电力需求增速放缓；煤价下跌不及预期；燃气消费增速下滑。
正文
桂冠电力：十三大水电基地巡礼之桂冠电力——红水河上舞“龙滩”
公司电源结构以水电为主，风电、火电为辅，主要装机位于广西壮族自治区。截止2018年底，大唐集团共持有公司51.55%的股份，为第一大股东，公司亦是大唐集团旗下唯一的专业化水电上市运营平台。公司核心水电资产为以龙滩电站为首的红水河流域梯级电站，历年水电业务均为营收及利润的主要来源。2018年受广西区域水电丰水期降价、统调电厂水火电交易、分摊工业园区降价等因素影响，公司水电结算电价有所下滑，导致公司水电毛利率明显下降，影响了公司的盈利能力。整体来看，近三年来公司净资产收益率及归母净利润相对稳定。
南盘江红水河是我国十三大水电基地之一，流域水量丰富、落差较大。由于水电固定成本占比较高，在折旧相对稳定的情况下，利用小时的提升将推动发电量增长，摊薄度电折旧成本，使得度电毛利提高。从桂冠电力历史水电发电增速与利润总额增速对比来看，两者具有很强的正相关性，这也佐证了发电量是影响水电盈利的关键因素。我们研究龙滩水库历史水文数据发现，水位变化对发电出力的影响相对有限，水电发电量受出库流量影响较为明显。从龙滩电站的发电量与出库流量的数据来看，两者正相关性高达0.89，保持高度一致。在弃水逐步缓解的背景下，我们认为高频的日均出库流量将成为预测大型水电站发电量情况的前瞻指标。
同A股主要水电企业对比来看，公司资产负债率保持在60%左右，处于行业中等水平，但近年来公司ROE始终位于行业首位。稳定的盈利能力保证了公司较好的现金流，为高分红比例和高股息率提供了基础，近两年公司分红比例均高于60%，处于行业内较高水平，股息率也位居可比公司第一名。2018年受多重因素影响，公司水电上网电价有所下降，导致公司度电毛利润有所回落，低于长江电力的水平。在第二批降低一般工商业用电价格政策落地的大背景下，我们判断公司水电不含税电价有望持稳，水电盈利能力有望维持稳定。
考虑到公司有望通过联合调度平抑一定的来水波动，且未来风电等新能源装机也将贡献较大业绩增量，我们预计2019-2021年公司归母净利润分别为24.53亿元、25.84亿元、26.80亿元，当前估值优势明显，维持“买入”评级。
风电电价新政落地，存量项目不确定性消除
此次电价新政的补贴退坡幅度和节奏与之前行业预期较为一致，为陆上风电全面进入平价时代明确了路径及方向。通知要求2019年起新核准的陆上风电和海上风电电价均采用竞争方式确定，且电价不能高于指导价。我们认为竞争性配置有利于实现风电资源的优化配置，在降低新增补贴需求的同时能实现风电装机的稳健增长。以2019年I类资源区0.34元/千瓦时的指导价作为测算依据，在2800利用小时、单位装机成本为7000元/千瓦的假设下，我们测算陆上风电的税后全投资收益率为8.03%，可以满足绝大多数投资商的收益率要求。内蒙古2018年全年风电利用小时仅为2204小时，较2800小时仍有较大差距。在新的电价政策和竞争性配置政策下，具有较好风资源属性、能确保消纳不弃风、自身建设水平及运营水平高的风电运营商有望脱颖而出，从而实现风电产业的竞争优化，推动陆上风电迈向平价上网的目标。
对于海上风电，通知规定2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价；2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。考虑到海上风电的建设周期一般为2~4年，通知所规定的时间要求能满足大部分项目的建设周期。但海上风电要求全部机组并网才能执行核准时上网电价，这一要求较陆上风电更为严格，对于开发企业的项目推进能力和投资决策能力提出了更高的要求。在当前可再生能源补贴缺口较大的大背景下，通知能够确保存量海上风电的电价水平并对新核准的海上风电指导电价进行小幅调整，已经充分体现出政府对于海上风电的支持力度。
福能股份系福建省国资委旗下区域发电龙头企业，2018年其风电业务对毛利润贡献已达40.4%。公司目前在建海上风电40万千瓦（平海湾F区及石城）进展较为顺利，石城首台7MW风机已于5月23日顺利吊装，公司海上风电全年有望投运15万千瓦左右，此外公司还有长乐外海C区49.8万千瓦的海上风电装机已核准。此前市场担忧海上风电电价政策调整的风险，对公司成长性预期偏悲观。此次通知出台后，我们认为福能股份电价不确定性基本消除，其海上风电的成长性有望逐步释放。我们预计，2019-2021年公司归母净利润分别为14.74亿元、18.08亿元、19.42亿元，考虑可转债摊薄后估算PE为10.3、8.4和7.8倍，维持“买入”评级。
投资要点及重点公司盈利预测
5月下旬以来吊车出租，动力煤期货现货价格回落明显，六大发电集团沿海电厂日耗偏低且其煤炭库存处于高位。考虑到今年前4个月全社会用电量累计增速同比下滑3.75个百分点，叠加目前我国主要流域来水较好，我们预计全年火电发电增速将回落至3%左右，从而使国内煤炭供需格局有所改善。此外发改委发布通知，对存量在建风电及新核准风电的电价做了详细规定。此次电价新政的补贴退坡幅度和节奏与之前行业预期较为一致，为陆上风电全面进入平价时代明确了路径及方向。通知要求2019年起新核准的陆上风电和海上风电电价均采用竞争方式确定，且电价不能高于指导价。我们认为竞争性配置有利于实现风电资源的优化配置，在降低新增补贴需求的同时能实现风电装机的稳健增长。对于陆上风电而言，在新的电价政策和竞争性配置政策下，具有较好风资源属性、能确保消纳不弃风、自身建设水平及运营水平高的风电运营商有望脱颖而出，从而实现风电产业的竞争优化，推动陆上风电迈向平价上网的目标。
对于海上风电，通知规定2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价；2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。考虑到海上风电的建设周期一般为2~4年，通知所规定的时间要求能满足大部分项目的建设周期。但海上风电要求全部机组并网才能执行核准时上网电价，这一要求较陆上风电更为严格，对于开发企业的项目推进能力和投资决策能力提出了更高的要求。在当前可再生能源补贴缺口较大的大背景下，通知能够确保存量海上风电的电价水平并对新核准的海上风电指导电价进行小幅调整，已经充分体现出政府对于海上风电的支持力度。
考虑到煤价持续回落，火电行业增值税红利有望保留，目前我们继续看好二线地方电力龙头，重点推荐长源电力和湖北能源；水电方面，我们推荐红水河流域来水有弹性，且有望维持高分红的桂冠电力。新能源板块我们推荐存量风电资产优质、在建风电项目不受新政影响且有望收购集团优质权益核电资产的福能股份。
2019年4月，我国天然气消费量同比增长10.6%，增速相比于去年同期有所下滑，主要是受到去年同期的高基数影响。另外，5月份国家发改委印发《油气管网设施公平开放监管办法》，文件中对我国油气管网设施公平开放的基础条件、基本要求、信息公开等进行了规定。根据文件要求，油气管网设施运营企业在保障现有用户现有服务并具备剩余能力的前提下，应当向符合开放条件的用户开放管网设施，且不得阻碍符合规划的其他管网设施接入。我们认为，此次发改委出台的文件能够极大地推动国内油气管网互联互通的实现，同时有利于减少油气资源的中间运输环节，降低油气运输费用。标的方面，我们推荐在山西省拥有优质煤层气资源并且具有确定性产能增长的新天然气。
重点公司盈利预测
电力及公用事业2019年5月回顾与预测
19年5月电力板块跑赢大盘，估值仍保持较低水平
19年5月份，电力板块表现强于大盘，电力指数本月下跌1.69%，沪深300指数下跌7.24%，电力板块跑赢大盘5.55个百分点。2019年初至今电力板块上涨6.71%，沪深300指数同期上涨20.56%，电力板块年初至今累计跑输大盘13.85个百分点。
分子板块看，5月份火电板块下跌4.60%，水电及燃气板块上涨3.15%、0.25%。
目前电力及公用事业行业整体板块估值位居中游，预期2019年电力及公用事业板块平均市盈率为20.50倍左右，处于中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业只有1.59倍，在所有行业中处于中游靠后的位置。
5月份，电力及公用事业股票整体表现弱于上月，整个板块共有12家上涨，其中涨幅最大的三家分别是闽东电力上涨17.82%，国新能源上涨15.45%和大众公用上涨12.13%；而跌幅最大的3家公司分别是建投能源下跌14.54%，梅雁吉祥下跌16.08%和中天能源下跌21.29%。
电力公用事业行业资产较重，相关公司整体资产负债率较高，对再融资有一定的需求。我们汇总各上市公司增发、配股及股权质押情况如下表所示。
四大高载能行业用电累计增长4.1%
2019年1-4月全社会用电量同比增长5.6%。分省份看，1-4月份，除青海外，全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，全社会用电量增速高于全国平均水平（5.6%）的省份有15个，依次为：西藏（18.3%）、内蒙古（11.7%）、广西（11.7%）、湖北（10.9%）、安徽（10.6%）、海南（10.2%）、新疆（10.1%）、江西（9.0%）、湖南（8.9%）、四川（8.8%）、贵州（7.5%）、山西（7.1%）、河北（7.0%）、宁夏（6.7%）和浙江（5.6%）。
1-4月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计6174亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落1.3个百分点，合计用电量占全社会用电量的比重为27.7%，对全社会用电量增长的贡献率为15.6%。其中，化工行业用电量1465亿千瓦时，同比增长2.3%，增速比上年同期提高0.6个百分点；建材行业用电量1017亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期提高3.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1779亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期回落5.9个百分点；有色金属冶炼行业1912亿千瓦时，同比增长0.8%，增速比上年同期回落1.1个百分点。
4月份，四大高载能行业用电量合计1648亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期提高0.8个百分点，占全社会用电量的比重为29.8%。其中，化工行业用电量367亿千瓦时，同比增长0.3%，增速比上年同期提高0.4个百分点；建材行业用电量326亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高6.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量464亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期回落3.4个百分点；有色金属冶炼行业491亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比上年同期提高1.1个百分点。
火电增速大幅回落，水电增速同比提升
1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量16554亿千瓦时，同比增长1.4％，增速比上年同期回落5.7个百分点。分省份看，全国共有20个省份火电发电量同比增加，其中，增速超过20%的省份有西藏（35.2%）、湖北（22.3%）和四川（21.4%）。增速超过10%的省份有北京（11.3%）和贵州（10.2%）；另外11个省份火电发电量同比降低风电价格下调，其中，云南、广东、湖南和青海降低超过10%，分别为-22.4%、-16.2%、11.5%和-11.0%。
1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量2987亿千瓦时，同比增长13.7％，增速比上年同期提高12.4个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（726亿千瓦时）、云南（674亿千瓦时）和湖北（332亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.0%，同比分别增长4.4%、25.4%和-2.6%。
1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1217小时，比上年同期降低4小时。
分类型看，1-4月份，全国火电设备平均利用小时为1413小时（其中，燃煤发电和燃气发电设备平均利用小时分别为1461和784小时），比上年同期降低13小时。分省份看，全国共有15个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中内蒙古、甘肃、河北、安徽和湖北超过1600小时，而云南和西藏仅为472和102小时。与上年同期相比，共有14个省份火电利用小时同比增加，其中四川增加286小时，湖北、贵州、新疆、甘肃和北京增加超过100小时，而广东和云南下降超过200小时，分别降低247和236小时，青海、湖南、陕西、江西和天津下降也超过100小时。
1-4月份，全国水电设备平均利用小时为959小时，比上年同期增加114小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的8个省份中，除湖北同比降低36小时，其他省份均同比增加，湖南和福建同比增加超过400小时，分别增加494和462小时。
全国并网风电设备平均利用小时767小时，比上年同期降低46小时；全国核电设备平均利用小时2258小时，比上年同期降低29小时。
电源投资同比正向增长，新增 发电能力2336万千瓦
新增发电能力2336万千瓦
1-4月份，全国基建新增发电生产能力2336万千瓦，比上年同期少投产679万千瓦。
其中，火电1037万千瓦（燃煤617万千瓦、燃气312万千瓦）、水电74万千瓦、核电125万千瓦、风电550万千瓦、太阳能发电550万千瓦。水电、风电和太阳能发电比上年同期少投产61、47和744万千瓦，火电和核电分别比上年同期多投产161和12万千瓦。
截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量18.2亿千瓦，同比增长6.0%，比上月增加721千瓦，增速与上年同期持平。
其中，火电11.4亿千瓦、水电3.1亿千瓦、核电4591万千瓦、并网风电1.9亿千瓦。
电源完成投资同比正向增长
1-4月份，全国主要发电企业电源工程完成投资610亿元，同比提高11.0%，全国电网工程完成投资803亿元，同比下降19.1%。
在电源完成投资中：水电250亿元，同比增长62.3%；火电110亿元，同比下降32.8%；核电97亿元，同比下降20.2%；风电133亿元，同比增长42.1%，太阳能发电21亿元，同比增长16.8%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的82.0%，比上年同期提高11.7个百分点。
动力煤价格下滑，焦煤价格较为坚挺
动力煤价格环比下降，期现价差贴水
2019年5月，港口动力煤价格下降，5月29日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为578元/吨，环比降低1元/吨；5月31日，秦皇岛港山西产5500大卡动力煤报价592元/吨，较4月30日下降24元/吨，跌幅3.90%，与18年同期相比降低51元/吨。中国沿海电煤采购价格指数CECI5500大卡综合价最新一期更新至5月30日，报收592元/吨，环比增加5元/吨。期货方面，郑州商品交易所2018年9月交割的动力煤合约5月31日报价570元/吨，环比降低46.2元/吨，降7.50%，较现货价贴水22元/吨。
进口、产地焦煤价格均有所提升
2019年5月，我国焦煤价格运行有所提升。港口焦煤方面，截至2019年5月31日，京津唐主焦煤库为1770元/吨，与上月同期持平；京津唐1/3焦煤库提价为1430元/吨，较上月同期提高40元/吨，涨幅为2.88%。
产地焦煤价格方面，截至2019年5月24日，山西产地中太原古焦2#焦煤报价920元/吨，与上月同期持平；临汾1/3精焦煤报价1390元/吨，较上月同期增加40元/吨，涨幅2.96%；临汾肥精煤报价1620元/吨，比上月同期增加40元/吨，涨幅2.53%。5月31日，河北产地中邯郸主焦煤报价1560元/吨，与上月同期持平；唐山1/3焦精煤报价1510元/吨，与上月同期持平。
烟煤、喷吹煤价格基本持平
无烟煤：截至5月20日，全国无烟煤市场价为1090.0元/吨，与上月同期持平。
喷吹煤：截至5月31日，山西喷吹煤市场价为955元/吨，与上月同期持平；河北喷吹煤市场价为880元/吨，较上月同期下降40元/吨，对应跌幅4.35%。
LNG进口增速有所提升
根据海关总署的数据，2019年4月，我国进口LNG 454万吨（约合60.84亿方），同比增长35.1%。1-4月，我国累计进口LNG 1945万吨（约合260.63亿方），同比增长23.7%。
2019年4月，我国进口管道气311万吨（约合41.67亿方），同比降低9.3%。1-4月，我国累计进口管道气1243万吨（约合166.60亿方），同比增长6.6%。
从进口天然气的结构来看，我国进口LNG在全部进口天然气中的占比同比进一步提升，今年1-4月LNG占比达到62%，与去年同期相比提升了0.7个百分点。
桂冠电力：十三大水电基地巡礼之桂冠电力——红水河上舞“龙滩”
公司系扎根广西的区域水电龙头，近年业绩较为稳定
公司电源结构以水电为主，风电、火电为辅，主要装机位于广西壮族自治区。截止2018年底，大唐集团共持有公司51.55%的股份，为第一大股东，公司亦是大唐集团旗下唯一的专业化水电上市运营平台。公司核心水电资产为以龙滩电站为首的红水河流域梯级电站，历年水电业务均为营收及利润的主要来源。2018年受广西区域水电丰水期降价、统调电厂水火电交易、分摊工业园区降价等因素影响，公司水电结算电价有所下滑，导致公司水电毛利率明显下降，影响了公司的盈利能力。整体来看，近三年来公司净资产收益率及归母净利润相对稳定。
公司深耕红水河，电量及业绩与水文数据高度相关
南盘江红水河是我国十三大水电基地之一，流域水量丰富、落差较大。由于水电固定成本占比较高，在折旧相对稳定的情况下，利用小时的提升将推动发电量增长，摊薄度电折旧成本，使得度电毛利提高。从桂冠电力历史水电发电增速与利润总额增速对比来看，两者具有很强的正相关性，这也佐证了发电量是影响水电盈利的关键因素。我们研究龙滩水库历史水文数据发现，水位变化对发电出力的影响相对有限，水电发电量受出库流量影响较为明显。从龙滩电站的发电量与出库流量的数据来看，两者正相关性高达0.89，保持高度一致。在弃水逐步缓解的背景下，我们认为高频的日均出库流量将成为预测大型水电站发电量情况的前瞻指标。
同业比较：桂冠电力资产较优
同A股主要水电企业对比来看，公司资产负债率保持在60%左右，处于行业中等水平，但近年来公司ROE始终位于行业首位。稳定的盈利能力保证了公司较好的现金流，为高分红比例和高股息率提供了基础，近两年公司分红比例均高于60%，处于行业内较高水平，股息率也位居可比公司第一名。2018年受多重因素影响，公司水电上网电价有所下降，导致公司度电毛利润有所回落，低于长江电力的水平。在第二批降低一般工商业用电价格政策落地的大背景下，我们判断公司水电不含税电价有望持稳，水电盈利能力有望维持稳定。
维持桂冠电力“买入”评级
考虑到公司有望通过联合调度平抑一定的来水波动，且未来风电等新能源装机也将贡献较大业绩增量，我们预计2019-2021年公司归母净利润分别为24.53亿元、25.84亿元、26.80亿元，当前估值优势明显，维持“买入”评级。
风电电价新政落地，存量项目不确定性消除
价格政策符合预期，护航陆上风电平价最后一公里
此次电价新政的补贴退坡幅度和节奏与之前行业预期较为一致，为陆上风电全面进入平价时代明确了路径及方向。通知要求2019年起新核准的陆上风电和海上风电电价均采用竞争方式确定，且电价不能高于指导价。我们认为竞争性配置有利于实现风电资源的优化配置，在降低新增补贴需求的同时能实现风电装机的稳健增长。以2019年I类资源区0.34元/千瓦时的指导价作为测算依据，在2800利用小时、单位装机成本为7000元/千瓦的假设下，我们测算陆上风电的税后全投资收益率为8.03%，可以满足绝大多数投资商的收益率要求。内蒙古2018年全年风电利用小时仅为2204小时，较2800小时仍有较大差距。在新的电价政策和竞争性配置政策下，具有较好风资源属性、能确保消纳不弃风、自身建设水平及运营水平高的风电运营商有望脱颖而出，从而实现风电产业的竞争优化，推动陆上风电迈向平价上网的目标。
对海上风电扶持态度明显，存量项目电价风险消除
对于海上风电，通知规定2018年底前核准且在2021年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价；2022年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价。考虑到海上风电的建设周期一般为2~4年，通知所规定的时间要求能满足大部分项目的建设周期。但海上风电要求全部机组并网才能执行核准时上网电价，这一要求较陆上风电更为严格，对于开发企业的项目推进能力和投资决策能力提出了更高的要求。在当前可再生能源补贴缺口较大的大背景下，通知能够确保存量海上风电的电价水平并对新核准的海上风电指导电价进行小幅调整，已经充分体现出政府对于海上风电的支持力度。
福能股份电价不确定性消除，持续重点推荐
福能股份系福建省国资委旗下区域发电龙头企业，2018年其风电业务对毛利润贡献已达40.4%。公司目前在建海上风电40万千瓦（平海湾F区及石城）进展较为顺利吊车，石城首台7MW风机已于5月23日顺利吊装，公司海上风电全年有望投运15万千瓦左右，此外公司还有长乐外海C区49.8万千瓦的海上风电装机已核准。此前市场担忧海上风电电价政策调整的风险，对公司成长性预期偏悲观。此次通知出台后，我们认为福能股份电价不确定性基本消除，其海上风电的成长性有望逐步释放。我们预计，2019-2021年公司归母净利润分别为14.74亿元、18.08亿元、19.42亿元，考虑可转债摊薄后估算PE为10.3、8.4和7.8倍，维持“买入”评级。
风险提示
电力需求增速放缓；
煤价下跌不及预期；
燃气消费增速下滑。
证券研究报告名称：《电力公用半月谈（19年第9期）：煤价下行压力较大，风电电价新政落地》
