火电长期仍将作为主力电源，火电成本仍具优势。大火电机组燃煤效率高，具备成本低、效率高、稳定性强等多重优势。
用电保持景气
经济增长、电能替代、新能源车普及，这三驾马车驱动用电量稳步提升。
经济增长是用电量增长第一驱动力：对1991-2016年历史数据进行线性拟合显示，不变价GDP每增加1亿元，驱动发电量增加约0.08亿kWh。而电能替代加速，新能源车普及改变交通能源消费，贡献电力消费边际增量。
结合近三年库存周期、房地产周期和信用周期来看，当前至2018年将处于下行周期。
基于对宏观经济整体走势及对后续GDP增速的预测，我们预测传统发电量保持较高增速：其中，“十三五”期间预计将保持在6%左右，“十四五”期间保持在5.5%左右。
与此同时，电能替代稳步推进，贡献用电需求增量。发改委规划到2020年实现电能占终端能源消费比重达到约27%电力“十三五”规划进一步明确，到2020年电能替代新增用电量约4500 kWh。2017上半年已完成替代电量717亿kWh，全年实现替代电量1500亿kWh可期。以2017年电能替代完成率为基准，预计2017-2020年替代电量每年新增约1000亿kWh，CAGR达44%；由于“十三五”期间电能替代普及度较高，“十四五”增量空间减少。
新能源汽车市场2015年正式启动，未来十年发展空间广阔。
基于对新能车增长及年用电量的假设，预计2017-2020年新能源汽车每年新增用电量约100亿kWh，2020年年用电量达400亿kWh。预计“十四五”新能源汽车用电量年均增速将达到36%， 到2025年年用电量超过1300亿kWh，新能车后续电能需求持续释放。
2017-2020年，电能替代稳步推进，新能源汽车加速推广，二者共同驱动全国发电量增速逐年增加。2017年，全国发电量增速预计为6.2%，2020年达到7.1%。预计“十四五”期间发电量增速将逐渐下滑，但仍高于5%。
水火基础电源地位稳固
“十二五”期间大型水电集中投产，装机实现跨越式增长。不过，受水电开发资源有限、生态环保等原因限制，“十三五”水电增量显著回落。预计2017-2020年每年新增常规水电装机分别为1000、570、454和1435万kW。
结合对常规水电和抽水蓄能装机的预测，我们认为，截至2020年，中国常规水电装机达3.4亿kW，抽水蓄能装机0.4亿kW，装机总体稳步增加，增速回落。
水电“十四五”期间仍有增长空间，考虑可供开发流域减少，我们对新增水电装机保持中性估计。
截至2016年年底，中国在运核电机组35台，装机总量3363万kW。
“十三五”期间全国核电投产约0.3亿kW，到2020年中国核电装机达0.58亿kW。根据在建核电机组目前情况及拟建项目的推进速度，预计2020年核电装机将达0.48亿kW，低于规划要求。电力发展“十三五”规划提出期间核电新开工0.3亿kW以上，根据目前项目核准和开工进度，保守估计不到0.2亿kW核电机组可在“十四五”期间投产。
中国核电利用小时数在2014年及以前均维持在7700小时以上，2015-2016年电力需求增长放缓以及发电装机过剩导核电利用小时下降。2017年1-9月，核电利用小时数为5379小时，同比提升144小时。由于中国用电需求回暖、装机增速放缓以及核电积极参与市场化电量交易，预计未来几年利用小时数有望实现持续回升。
“十二五”期间风电高增长，装机总量从2010年的30GW增加至2015年年底的128GW。电力发展“十三五”规划：2020年，全国风电装机将达210GW以上；截至2017年9月，风电装机已达157GW，预计2020年风电并网装机将达230GW，超过规划标准。
2015年抢装造成弃风限电严重，加之市场对于风电补贴下发存在担忧情绪，2016、2017年风电装机投产较少，预计2018年起风电装机增速恢复；平价上网实现后装机增长有望提速，目前预测偏谨慎。
“十二五”期间风电新增9800万kW，新增装机集中在“三北地区”，当地消纳能力低叠加外送电通道配套不足导致弃风率高企，2016年西北五省（除西藏外）合计弃风率达到33.34%。“十三五”期间多举措改善弃风率，国家电网公司规划2020年将弃风率控制在5%以内。
受益弃风限电持续改善，预计风电利用小时数在2021年之前将小幅抬升。
光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站两种。集中式光伏长期为国内光伏装机主力，分布式光伏装机2017年开始爆发。截至2016年年底，国内集中式光伏电站装机达6710万kW，分布式光伏装机为1032万kW，集中式光伏电站为国内光伏装机主力。分布式光伏成本持续下降，用户侧经济性凸显。
2016年，火电利用小时创新低，煤电装机过剩亟待缓解。16部委联合发文，“十三五”期间停建和缓建煤电1.5亿kW，淘汰落后产能0.2亿kW以上。电力“十三五”规划指出，到2020年力争煤电装机控制在11亿kW之内，占比降至55%。
考虑煤电供给侧改革进展，预计2017-2020年煤电装机增速显著回落，每年新增容量约为0.25亿-0.3亿kW，截至2020年，煤电装机总量控制在10.56亿kW，实现规划目标。
再考虑部分“十三五”期间停建、缓建项目被推迟到“十四五”投产，我们判断2021年、2022年投产迎来小高峰，之后几年新增容量将稳定在0.3亿kW。
“十三五”规划2020年燃气发电装机达到1.1亿kW，预测气电装机年均增速为10%-11%；2025年气电装机达到1.77亿kW。
火电主力电源地位不变，受益用电需求回暖发电量稳步增长。“十三五”期间火电发电量年均增速约6%，2020年，火电发电量预计达到55000亿kWh。“十四五”期间火电发电量年均增速约5.2%， 2025年，火电发电量将超过70000亿kWh。
发电量增长装机增速放缓，火电利用小时逐年抬升。预计2018-2020年每年火电利用小时数年均增加超过100小时，“十四五”利用小时数增速放缓，但仍保持上升势头，2025年，火电利用小时数重回4800小时以上。
火电成本仍具优势
2016年，煤电平均标杆电价0.3644元/度。煤电平均标杆电价与水电基本相当，略低于核电，比气电、风电、光伏发电等具有明显价格优势。
大火电机组燃煤效率高，具备成本低、效率高、稳定性强等多重优势。
参考煤电联动公式，测算全国煤电电价上调幅度在0.73-2.29分/度。
预计煤电联动带来的上网电价上涨不传导至终端销售电价，煤电电价上调部分或由中间环节消化。
发改委发布“关于全面深化价格机制改革的意见”中，提出将健全煤电联动机制；当前的煤电联动机制只考虑了煤炭和电力之间的联动关系。有效的长效机制有利于解决电力企业长期盈利稳定性的问题，这可能建立在电力供给侧改革、煤电一体化、电力市场化改革等一系列改革基础上。
假设燃料成本占火电发电成本的64%，估算不同煤价及供电煤耗情景下的煤电发电成本区间约0.26-0.33元/度。五大发电等上市公司60万kW以上燃煤机组占比超过50%，具备成本竞争优势。
神华集团与国电集团重组为国家能源投资集团，其煤炭、电力资产均占全国总产量的15%，煤电联营有望稳定集团内部火电资产盈利能力。
水电、核电高分红维持类债特性
长期看，水电企业新增在建工程规模减小，预计资本金支出减少，进入现金回流期，有望维持高比例分红。
随着市场电占比的提升，水电平均上网电价呈下降趋势；下半年火电电价上行预期将为水电电价提供较强支撑。
中国核电在运营17台机组装机容量1434万kW，在建8台机组合计装机容量928.8万kW；“十三五”期间资产规模64%增长空间，年均约20%业绩增速。
新能源设备、运营双增长
风电、光伏装机大幅增长。1-9月，全国新增风电并网容量970万kW，累计容量同比增长13%；新增光伏装机容量3800万kW，较2016年年末新增46%，其中分布式电站增长400%。
2017年前三季度弃风弃光大幅缓解，弃风率同比下降6.7个百分点；弃光率同比下降3.8个百分点；11月，国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,推动解决风光消纳。
从新增装机布局看，光伏由西北地区向中东部地区转移的趋势更加明显，分布式光伏就地消纳，盈利能力有望进一步增强。
