桂冠电力(东方电热(300217)股吧)
桂冠电力(东方电热(300217)股吧)
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6月14日丨桂冠电力(600236.SH)公布2021年年度权益分派实施公告，此次利润分配以方案实施前的公司总股本7,882,377,802股为基数，每股派发现金红利0.15元(含税)，共计派发现金红利约11.82亿元。股权登记日2022年6月20日，除权(息)日2022年6月21日。
东方电热(300217.SZ)发布2021年半年度报告，该公司2021年上半年实现营业收入13.47亿元，同比增长20.69%。实现归属于上市公司股东的净利润4577.29万元，同比增长78.20%。实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润5504.95万元，同比增长262.67%。基本每股收益为0.0359元。
报告显示，新能源行业发展前景广阔，业务订单大幅增长。报告期内，多晶硅价格持续上涨，多晶硅行业技术改造和扩产项目保持较高的投资景气度，公司多晶硅生产用核心设备多晶硅还原炉和关键设备冷氢化用电加热器的订单超10亿元;电池钢壳材料市场进一步拓展，市场开发取得较好成效;新能源汽车产销持续增长，公司新能源汽车用PTC电加热器销售大幅增长。
此外，传统业务保持稳定，销售收入稳定增长。报告期内，空调电加热器市场竞争激烈，公司成本优势更加明显，铲片式PTC电加热器市场份额进一步扩大;同时，受消费升级影响，公司厨卫、小家电用电加热器销售持续增长;光通信行业继续回暖，需求保持稳定增长，公司光通信钢(铝)塑复合材料市场占有率进一步提升。
【桂冠电力：拟23.64亿元投资开发新能源发电项目】财联社5月30日电，桂冠电力公告，拟投资23.64亿元建设广西梧州西江机场林光互补光伏发电项目、广西桂平大湾镇画眉河（界岭）农光互补发电项目、广西桂平大湾镇画眉河（天堂）农光互补发电项目、广西来宾良江光伏项目、广西平果市果化镇和太平镇农光互补光伏发电项目。
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。
申万宏源（000166,股吧）刘晓宁 叶旭晨 王璐／文
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，C*R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（601985,股吧）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。
水电标的推荐：长江电力（600900,股吧）、湖北能源（000883,股吧）、桂冠电力（600236,股吧）、华能水电。
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。
作者为2017年卖方分析师评选水晶球奖电力公用行业第一名
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