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火电行业:与其苟延残喘,不如从容燃烧

2019年01月08日14:06 来源:搜狐媒体平台

  作者:王威,于鸿光

  来源:EBS公用环保研究

  公用事业:行业共克时艰,继续推荐火电

  在本轮经济增速下行周期中,全社会“共克时艰”对不同行业的影响大相径庭,基本面波动与预期波动不断交错进而带来投资机会。2019年继续看好火电,谨慎看好水电及燃气行业。维持公用事业“增持”评级。

  火电:与其苟延残喘,不如从容燃烧

  我们认为火电行业领先全社会“共克时艰”约两年。经历了2016-2017年基本面持续恶化以及股价的持续下行后,龙头公司股价已于2018年一季度、领先基本面走出“至暗时刻”(参见《电力行业—走出“至暗时刻”》)。当前,火电机组利用率的回升以及2019年可能出现的波动并非股价核心驱动因素;而市场化比例的进一步提升(预计火电让利空间将继续收窄)以及局部上网电价下调带来的基本面损失亦非行业主要矛盾;

  在回顾过往多个电力行业景气周期的基础上,我们认为现阶段仍旧不宜对火电行业基本面过于苛刻,目前的配置决策更适合在“望远镜”视野中进行而非“显微镜”。当火电景气度回到合理水平甚至更高的时候,苛刻的基本面要求才是必须的;

  我们始终认为,替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性和波动率明显高于电量敏感性和波动率)仍为2019年火电行业股价走势的核心驱动力。我们坚持前期观点:现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业尤其是火电越为有利。在2018年取得明显相对收益之后,仍首推行业龙头:华能国际华电国际,新增一线及地方火电公司推荐:国电电力大唐发电长源电力皖能电力、粤电力A、建投能源赣能股份

  水电:任尔风浪狂,明月照大江

  根据长短周期判断,我们预计2019年全国水电利用小时大概率不低于2018年但水电行业整体仍欠缺成长性(2020年行业将迎来新一轮装机成长高峰)。大型水电增值税优惠政策到期影响已基本被二级市场消化,作为近似无周期的防御性行业,无需过多基本面分析即可得到“二级市场弱势情况下水电可以较好规避风险”的结论。现阶段仍谨慎推荐水电。建议关注长江电力国投电力川投能源

  燃气:量增逻辑延续,价改加速推进

  随着能源结构转型、大气污染治理的推进,自2017年以来燃气行业的市场关注度逐步提升。我们建议精选向上业务布局及向下顺价能力较强的燃气公司,建议关注深圳燃气新天然气

  风险分析

  电力行业:上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,水电来水不及预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  燃气行业:天然气销售量低于预期,新用户接驳数量下滑或接驳费用降低的风险,购气成本超预期上涨,管输费、配气费进一步下行的风险等。

  

  

  投资聚焦

  研究背景

  2018年,在宏观经济走弱、中美贸易摩擦等背景下,全社会各行业进入“共克时艰”状态。

  2016年至今,电力行业面临的“三座大山”:三去一降一补、煤炭行业供给侧改革、能源结构清洁化,分别从电价、煤炭成本、机组利用率三个方面深刻影响了行业景气度。在2016-2018年的“降成本降负担”过程中,电力产业链各环节、各参与主体的盈利能力基本都被明显压缩(包括大水电增值税优惠政策终止、新能源平价上网等潜在的、可能的政策影响)。

  尽管经历电价、煤价等一系列波动,火电行业尤其是龙头公司股价领先于基本面走出“至暗时刻”、收益率明显战胜市场。我们通过本篇报告,对2019年公用事业各子行业的投资机会做出判断。

  我们区别于市场的观点

  1. 在经历过多年来电力行业的若干次周期波动之后,我们在2017-2018年从未轻言火电的“盈利拐点”;

  2. 我们认为电力三要素之间的主要矛盾绝非一成不变。当前时点煤价(而非机组利用率)是影响火电公司股价的核心因素,因此我们目前并不乐于见到火电机组利用率的回升。基于此,我们始终坚持“现阶段,经济向下概率越高,对火电股越有利”的观点;

  3. 我们通过“新”、“旧”行业的拆分,对2019-2020年全社会用电量及机组利用率进行了预测。

  投资观点

  维持公用事业“增持”评级,建议继续增加火电行业配置。

  电力行业:在回顾过往多个电力行业景气周期的基础上,我们认为现阶段仍旧不宜对火电行业基本面过于苛刻,目前的配置决策更适合在“望远镜”视野中进行而非“显微镜”。当火电景气度回到合理水平甚至更高的时候,苛刻的基本面要求才是必须的;

  替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性和波动率明显高于电量敏感性和波动率)仍为2019年火电行业股价走势的核心驱动力。我们坚持前期观点:现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业尤其是火电越为有利。在2018年取得明显相对收益之后,仍首推行业龙头:华能国际华电国际,新增一线及地方火电公司推荐:国电电力大唐发电长源电力皖能电力、粤电力A、建投能源赣能股份。建议关注水电:长江电力国投电力川投能源

  燃气行业:随着能源结构转型、大气污染治理的推进,自2017年以来燃气行业的市场关注度逐步提升。我们认为,建议关注向上业务布局及向下顺价能力较强的燃气公司,建议关注深圳燃气新天然气

  

  火电:与其苟延残喘,不如从容燃烧

  1.1

  当大周期出现—

  拿出望远镜,暂时收起显微镜

  2018年3月,我们在深度报告《电力行业—走出“至暗时刻”》中,已经明确阐述我们为何认为行业向上大周期已经开启,并从多个角度剖析了电力行业的“底部”特征。

  2018年7月,我们在深度报告《电荒往事—兼议目前电力行业投资机会》中,对看似宽松的电力供应形势进行了深度分析,进而得出火电电价下调空间、概率都极小的结论。

  2018年9月,我们在深度报告《电力行业—踏平坎坷成大道》中,对部分省份上网电价的调整进行了详细解析,明确提出“我们自2018年一季度以来推荐火电行业的中期逻辑并未被破坏。电力股的替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性高于电量敏感性)仍为行业的核心驱动力,现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业越为有利。”

  我们认为,现阶段仍旧不宜对火电行业基本面过于苛刻,目前对火电行业配置决策更适合在“望远镜”视野中进行而非“显微镜”。

  

  从上图我们很容易看出火电尤其是火电龙头在2018年已经有了明显相对收益,从而对下一阶段的走势产生“恐高”情绪。那么我们换“望远镜”,看看我们到底处在火电周期的什么阶段。

  

  相信上图可以足够清晰的描述目前火电行业在其自身周期中所处的位置。如果我们连历史都不相信,那么我们对未来做判断的依据何来呢?从图1、图2中我们可以得到以下几个主要结论:

  • 火电行业处在大周期底部向上的过程中(包括基本面和股价);
  • 即便2018年龙头公司有超过40%的相对收益,中间的过程仍旧是充满波折、反复的——次要矛盾和市场噪音对股价的影响从不会缺席,因此坚定的抓住主要矛盾才显得更为重要;
  • 大周期的波动一定会超过理性分析得到的“均值”(否则均值就没意义了)。

  同时,我们不能从图1、图2中得到的结论是:这次向上周期的空间、节奏。这需要对基本面和市场情绪的持续的跟踪和观察。

  1.2

  2019火电股的核心逻辑:

  替代效应与逆周期性

  2016年至今,电力行业面临的“三座大山”:三去一降一补、煤炭行业供给侧改革、能源结构清洁化,分别从电价、煤炭成本、机组利用率三个方面深刻影响了行业景气度。

  我们知道,任何一个大型行业必然受到包括宏观背景、产业结构、产业链主体的行为等多重因素的影响,甚至各种短期因素也会对行业产生明显影响。电力行业相比大多数行业而言少了库存、进出口等重要影响因素,但经过梳理,其亦有为数不少的关注点。2017年至今,影响电力股基本面、股价走势的中长期因素如下:

  

  由下图可直观看出,电力产业链各环节、各参与主体的盈利能力基本都在2016-2018年的“降成本降负担”过程中被明显压缩(包括大水电增值税优惠政策终止、新能源平价上网等潜在的、可能的政策将会带来的影响)。我们认为,继续挖潜、降低用能成本的空间已经不大,尤其是在盈利受压缩最严重的火电行业,继续合理挖潜的空间近乎没有。

  

  2018年3月我们在深度报告《电力行业—走出“至暗时刻”》中明确提出:

  “2017年我们始终强调,压制火电景气度的“三座大山”并未出现松动迹象,在此期间,季度级别的业绩改善并不能给火电板块带来预期中的收益。2018开年宏观偏弱,底部位置的逆周期火电股及传统防御性水电股的配置价值较2016-2017年明显提升。”

  “2018宏观经济开局偏弱且预期缺乏亮点,国际贸易形势复杂化,火电行业基本面和估值均已在底部,我们认为火电作为稀有的“逆周期”行业,将逐步走出“至暗时刻”并发挥对冲宏观经济风险的作用,建议增加配置。”

  虽然经历了一系列电价调整、煤价波动带来的预期扰动,但我们3月份开始推荐电力板块尤其是火电板块的逻辑,仍然成立甚至得到了强化。近期持续偏弱的宏观经济形势已经逐步在多个行业基本面及二级市场走势上得到体现,同时,在通胀预期、下游行业承受能力等方面压力的作用下,供给侧改革及环保约束有边际走弱的迹象和趋势。

  我们认为,2019年看好火电股的逻辑仍未发生改变,即替代效应与逆周期性。

  • 替代效应:经济处于下行周期时,传统的周期性行业及其它受益于经济上行的板块,其景气度能否持续上行甚至能否维持,将打上问号。上述行业的配置价值下降将使电力板块的相对配置价值提升;
  • 逆周期性:作为一直以来的“逆周期”行业,火电行业在经济下行阶段,将受益于成本敏感性高于电量敏感性这一特性,进而展现出对冲宏观经济下行的特质。

  

  

  1.3

  火电机组利用率超预期回升,

  但并非当下电力股核心驱动因素

  2018年以来,受温度、电能替代等因素影响,用电需求大幅增长拉动火电机组利用率超预期回升。2018年1-10月,火电累计利用小时数同比增长165小时,为近5年最高值。

  

  目前火电行业处于“机组利用率历史底部”这一结论的成立,有赖于2017年火电行业供给侧改革的开始及良好推进。我们预计2019-2020年火电机组利用率于2018年持平或小幅波动(可能是正向也可能是负向)是一个中性预测。

  

  在盈利水平的不同阶段,煤价、利用小时数对火电盈利的敏感性不尽相同:在高景气度阶段,利用小时数对火电盈利的敏感性高于煤价;而在低景气度阶段,火电盈利对煤价的变动更为敏感。

  现阶段,火电行业正在走出“至暗时刻”,煤价变化对火电盈利的修复起到至关重要的作用。

  

  1.4

  2018行业热点解析

  1.4.1 火电的自救——局部电荒并不遥远

  我国电力供应形势自2012年以来始终处于宽松平衡甚至略微过剩状态。火电行业机组利用率于2016年创出历史新低,2017至2018上半年虽有小幅回升但总体仍处于明显低于历史均值的状态。2018年二季度以来部分地区出现了负荷创新高、供应有缺口等一系列电力供需问题,与近几年来市场所认知的“电力行业产能过剩”形成了较为鲜明的反差。

  我们认为,目前电力行业中的火电行业产能过剩这一命题是成立的,火电机组发电小时位于历史最低点、国家大力推进火电行业供给侧改革等都是印证。供应的短缺甚至媒体所报道的“电荒”,主要是两方面原因造成的:1、我国用电结构的持续变化、演进;2、目前火电行业不甚理想的资产负债表以及盈利状况。

  随着我国最高用电负荷持续高速增长、可控装机增速偏慢的现状的持续以及火电行业整体资产负债表的高负债率低利润率运行的状态延续,未来电力供应的偏紧区域、时段将会逐步增多。与之相对应,火电行业的“定价权”将会持续提升。

  

  

  1.4.2 电力市场化加码,火电让利有望继续收窄

  自2015年新一轮电力体制改革启动以来,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,我国电力市场建设进程加快推进,近年来相关政策频出。2018年7月,国家发改委、国家能源局联合出台《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》,明确要求提高市场化交易电量规模,加快放开发用电计划,推进多种形式电源和符合条件用户参与交易,2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业用户发用电计划。此外,政策鼓励交易双方在合同中约定建立“基准电价+浮动机制”、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。

  随着市场化交易电量规模增长,电力市场化交易行为逐步趋于理性,叠加动力煤价高位波动,火电(尤其是煤电)市场化平均交易电价水平总体回升。由于水电发电量与来水的季节性变化极度相关,水电市场化平均交易电价随季节呈现波动趋势。

  

  

  作为全国最活跃的省级电力市场之一,广东在全国电力市场化改革进程中成果显著。广东电力市场体系交易品种和市场体系较为完善,目前已形成双边协商、集中竞价、挂牌交易等交易方式,形成一二级衔接、场内外互补的批发市场品种架构。

  

  自2015年以来,广东市场电规模逐步扩张,累计市场电占比从2015年3~5%提升至2018年24~26%的水平;受规模基数的影响,2018年广东市场电规模增速较2016~2017年有所放缓。

  从市场电结构来看,市场自主形成以年度交易为主、月度集中竞争为辅的格局,因而市场电量平均价差受年度价差的影响较大。月度竞价对供需格局的反映更为及时有效。自2017年以来,随着煤价提升和市场行为趋于理性,月度竞价价差逐步收窄的趋势确立。我们认为,随着市场化改革的进一步推进,电力的商品属性逐步显现,市场电价将更多反映电力市场供需格局,发电企业(尤其是火电企业)让利幅度有望持续收窄。

  

  

  1.4.3 火电盈利受益于长协煤比例提升、市场煤价下行

  2018年11月,国家发改委发布《国家发展改革委办公厅关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》(发改办运行〔2018〕1550号)。

  与2018年相关政策相比,本次政策最大的亮点在于国家发改委对2019年煤炭中长期合同价格进行约束,即各种中长期合同形式的价格原则上应稳定在绿色区间(500~570元/吨)以内,对外购煤长协确因采购成本较高的,价格应不超过黄色区间上限(600元/吨)

  对于发电企业而言,2019年煤炭中长期合同量占比仍在75%以上,且不低于2018年水平。结合近期动力煤现货、期货市场走势,我们认为,若煤炭中长期合同有效执行,火电企业综合燃料成本有望下行。

  

  

  我们选取火电龙头公司华能国际华电国际,测算了不同市场煤价、长协煤比例条件下,火电龙头公司的盈利情况。

  我们对于华能国际2019年煤价数据的预测如下:2019年长协煤基准价535元/吨(5500大卡含税价),市场煤价600元/吨(5500大卡含税价),运费80元/吨(5500大卡含税价)。长协煤价=50%*长协煤基准价+50%*市场煤价,综合煤价=长协煤价*长协煤占比+市场煤价*市场煤占比+运费。

  根据我们的预测,华能国际2019年的归母净利润56.8亿元。

  

  我们测算了长协煤占比40%~90%、市场煤价500~680元/吨(5500大卡含税价)的条件下,对应的华能国际2019年归母净利润。测算结果表明,华能国际归母净利润将显著受益于长协煤占比提升、市场煤价下行。

  

  我们对于华电国际2019年煤价数据的预测如下:2019年长协煤基准价535元/吨(5500大卡含税价),市场煤价600元/吨(5500大卡含税价),运费80元/吨(5500大卡含税价)。长协煤价=50%*长协煤基准价+50%*市场煤价,综合煤价=长协煤价*长协煤占比+市场煤价*市场煤占比+运费。

  根据我们的预测,华电国际2019年的归母净利润32.3亿元。

  

  

  我们测算了长协煤占比40%~90%、市场煤价500~680元/吨(5500大卡含税价)的条件下,华电国际综合煤价和归母净利润的弹性,详见下表。测算结果表明,华电国际归母净利润同样显著受益于长协煤占比提升、市场煤价下行。

  

  1.5

  一致预期形成之后怎么办?

  二线火电是新增选择

  2018年,我们首推了三个火电标的—华能国际华电国际浙能电力。其中,华能国际华电国际较好实现了我们的预期,浙能电力因地区电价等扰动因素,走势较为平淡。

  2018年我们为什么没有重点推荐市值相对较小的二线甚至三线火电公司?原因是我们综合考虑了流动性、电力板块的市场关注度、认可度等方面的不可量化因素,重点选择了一线龙头火电作为首选推荐标的。

  进入2019年,市场已经逐步形成或接近形成对火电景气度走势的一致预期。我们认为在此情况下,二线火电公司具备了较2018年更为突出的配置价值。基于以上分析,我们对于2019年火电板块的投资建议是:上半年超配火电,仍旧重点推荐龙头公司华能国际华电国际。此外,一线滞涨火电及二线火电亟需得到重视,综合业绩弹性等多方面因素,我们推荐长源电力皖能电力建投能源、粤电力A等公司。

  综上所述,在回顾过往多个电力行业景气周期的基础上,我们认为现阶段仍旧不宜对火电行业基本面过于苛刻,目前的配置决策更适合在“望远镜”视野中进行而非“显微镜”。当火电景气度回到合理水平甚至更高的时候,苛刻的基本面要求才是必须的;替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性和波动率明显高于电量敏感性和波动率)仍为2019年火电行业股价走势的核心驱动力。

  我们坚持前期观点:现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业尤其是火电越为有利。在2018年取得明显相对收益之后,仍首推行业龙头:华能国际华电国际,新增一线及地方火电公司推荐:国电电力大唐发电长源电力皖能电力、粤电力A、建投能源赣能股份

  水电:任尔风浪狂,明月照大江

  2.1

  来水大概率不差于2018年

  全国平均水电利用小时数可大体反映国内水电平均来水情况。2018年1~10月,全国水电机组平均利用小时数3083小时,同比提升58小时。参照近年来水电利用小时大小年交替的规律,预计2019年全国水电利用小时不低于2018年。对于大型水电公司而言,受益于水电站联合调度等因素影响,利用小时数将保持较高水平。

  

  2.2

  等待2020年的新一轮成长

  为促进我国水电流域梯级滚动开发,实现资源优化配置,我国已形成十三大水电基地,包括金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、澜沧江、黄河上游、黄河中游北干流、湘西、闽浙赣、东北、怒江水电基地。十三大水电基地资源量超过全国的一半,基地的开发建设对于我国水电发展至关重要。

  

  

  截至“十二五”末,长江上游、黄河上游、乌江等七大水电基地建设已初具规模,根据水电行业“十三五”规划,2020年之前将继续推进这七大水电基地建设,并配套建设水电基地外送通道。

  因此,“十三五”期间是我国重点流域水电站的开发建设期,至2020年,一大批水电机组开始投产:2020-2022金沙江下游乌东德1020万千瓦、白鹤滩1600万千瓦投产,2020-2025雅砻江中游两河口、杨房沟等7座电站合计1184.5万千瓦陆续投产,水电行业即将迎来新一轮的装机成长。

  2.3

  增值税影响已基本消化,关注防御属性

  根据财政部、国家税务总局发布的《关于大型水电企业增值税政策的通知》(财税〔2014〕10号),2013-01-01至2017-12-31期间,大型水电站(装机容量超过100万千瓦)享受一定程度的增值税即征即退政策。

  2018年起,上述增值税优惠政策已到期,尽管大型水电公司的业绩受到一定程度影响,但我们认为上述影响已被二级市场消化。

  

  

  作为近似无周期的防御性行业,无需过多基本面分析即可得到“二级市场弱势情况下水电可以较好规避风险”的结论。现阶段仍谨慎推荐水电。建议关注长江电力国投电力川投能源

  燃气:量增逻辑延续,价改加速推进

  3.1

  增长驱动因素犹在,量增逻辑延续

  1980年至今,从我国天然气消费量增速与GDP增速的匹配度来看,天然气行业发展可分为三个阶段:

  阶段I:1980~1998年:天然气行业发展缓慢,天然气消费量增速总体落后于GDP增速,天然气消费弹性系数均值仅为0.16。

  此阶段中国天然气供给主要依赖于国内生产,而国内油气开发形势为“重油轻气”,天然气作为开发过程中的伴生气经常被放空点火烧掉。此外,管网等基础配套设施的缺失、LPG钢瓶(即煤气罐)的使用偏好等因素亦阻碍了消费量的增长。

  阶段II:1999~2015年:天然气行业迅速发展,天然气消费与经济增长的相关较强,弹性系数均值1.45。

  随着天然气产量的提升,“西气东输”等重大天然气管网设施的建设完善,叠加天然气对LPG的替代等因素,天然气消费量迅速提升。此外,随着LNG接收站和中亚线等建成投运,LNG和PNG分别于2006年和2010年起大规模进口,天然气供给能力进一步增强,进而保障下游需求的高速增长。

  从经济增长来看,此阶段后期中国经济逐步进入“三期叠加”阶段,GDP增速放缓,我国经济进入“新常态”。

  阶段III:2016年至今:受益于环境约束和政策支持,天然气消费增长与经济增长脱钩,弹性系数均值1.64。

  随着环境问题关注度的提升,“大气十条”考核期的临近,清洁能源的吸引力逐渐增强。天然气行业改革、价格改革等加速执行,促进天然气行业良性发展。在经历2015年低谷后,天然气下游消费迅速回暖。尤其是2017年, “煤改气”推进、天然气能源地位的确立等因素,进一步提振了天然气消费的增长。在经济“新常态”的形势下,天然气消费增速远超GDP增速,且这种态势有望在“十三五”期间持续。

  此阶段,国内天然气产量增速放缓,进口天然气比重逐步提升。随着LNG接收站的投产数量增长,LNG进口能力大幅提升,叠加LNG进口资源国数量增长和交易机制多样化等因素,LNG进口量增速亮眼。在天然气消费量高速增长的形势下,天然气供需总体处于“紧平衡”状态。

  此外,此阶段管道等基础设施建设高峰期已过,基础设施逐步成熟,固定资产投资增速放缓,燃气企业资本支出压力有所减小。

  

  

  我们认为,现阶段天然气发展的驱动力,即环保因素,仍未弱化。考虑到《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的颁布以及《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》的实施,“煤改气”工程理性稳妥推进,我们预计2018~2020年的天然气需求复合增速15%。燃气行业量增逻辑延续。

  由于天然气消费量的季节性波动,在用气高峰期(如北方采暖季)供应形势偏紧。对天然气供应商而言,综合供气价格提升。以中石油为例,根据《南方能源观察》公布的中石油2018年购销合同冬季补充协议,2018年11月到2019年3月期间,除少部分居民用气(管制气源的均衡量)价格保持不变外,其他合同量范围内用气的供气价格同比20%以上,合同量范围外用气的价格取交易中心最近日最高价。

  由于公用事业的燃气子行业总体处于天然气产业链的中下游,因而采暖季期间燃气公司的采购成本提升,毛差收窄。参与上游业务布局、以及向下顺价能力较强的燃气公司,利润承压相对较小。

  

  3.2

  价改加速推进,期待配气费落地

  2017年5月,中共中央国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》,天然气改革顶层设计方案颁布,总体思路为“管住中间、放开两头” ,即加强输配气成本和价格监管,加快放开天然气气源和销售价格;政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管,气源和销售价格由市场形成。(关于天然气价格改革的来龙去脉,详见我们2018-03发布的深度报告《天然气价格改革:过去在左,未来在右——天然气行业系列报告(一)》)

  本轮天然气价格改革中,跨省长输管道的管输费改革先行落地。2017年8月,国家发改委发布关于核定天然气跨省管道运输价格的通知(发改价格规〔2017〕1581号),公布了中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业的天然气跨省管道运输价格。

  

  2017年6月,国家发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》的通知(发改价格〔2017〕1171号),成为我国城市配气价格改革的里程碑。

  由于燃气公司省内短输费及配气费(或销售价)由地方核定,考虑到价格核定、成本监审的执行,我们预计2019年各地省内短输费及配气费将实质性确定。

  尽管省内短输费及配气费存在下调风险,但调整结束后价格变化的不确定性减弱,相关扰动因素缓解,燃气公司的成长逻辑更加清晰。此外,通过价格调整可以提升天然气价格吸引力,从而争取天然气消费增量。

  为了定量分析配气费下调对城市燃气公司盈利的影响,我们构建了一个只经营配气业务的城市燃气样本公司模型,并针对高、低毛利方案分别进行了敏感性测算。

  样本公司模型的假设条件如下:

  年售气量1亿立方米,供销差率4%;天然气采购平均单价1.7元/立方米(不含税);折旧等固定成本为0.17亿元。

  我们构建了高、低毛利方案,两种方案下天然气平均售价分别为2.6、2.1元/立方米(不含税),购销价差分别为0.9、0.4元/方(不含税),毛利分别为0.65、0.15亿元,单方毛利分别为0.65、0.15元/立方米,综合毛利率分别为25.1%、7.2%。

  在高、低毛利方案下,我们就销售价格下调和售气量增长对样本公司毛利的影响进行了敏感性测算,测算结果表明:高毛利方案下,天然气售气量分别增长6%、14%、22%、32%、43%时,可抵偿天然气平均售价下调0.05、0.10、0.15、0.20、0.25元/立方米对公司毛利的负面影响;低毛利方案下,天然气售气量分别增长18%、44%、84%、155%、316%时,可抵偿天然气平均售价下调0.05、0.10、0.15、0.20、0.25元/立方米对公司毛利的负面影响。

  

  综上所述,随着能源结构转型、大气污染治理的推进,自2017年以来燃气行业的市场关注度逐步提升。我们认为,2019年燃气行业景气度尚存,对处于行业中下游的燃气公司而言,建议关注向上业务布局及向下顺价能力较强的燃气公司,建议关注深圳燃气(LNG接收站投产在即)、新天然气(收购亚美能源,布局煤层气业务)。

  投资建议

  维持公用事业“增持”评级,建议继续增加火电行业配置。

  电力行业:在回顾过往多个电力行业景气周期的基础上,我们认为现阶段仍旧不宜对火电行业基本面过于苛刻,目前的配置决策更适合在“望远镜”视野中进行而非“显微镜”。当火电景气度回到合理水平甚至更高的时候,苛刻的基本面要求才是必须的;

  替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性和波动率明显高于电量敏感性和波动率)仍为2019年火电行业股价走势的核心驱动力。我们坚持前期观点:现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业尤其是火电越为有利。在2018年取得明显相对收益之后,仍首推行业龙头:华能国际华电国际,新增一线及地方火电公司推荐:国电电力大唐发电长源电力皖能电力、粤电力A、建投能源赣能股份。建议关注水电:长江电力国投电力川投能源

  燃气行业:随着能源结构转型、大气污染治理的推进,自2017年以来燃气行业的市场关注度逐步提升。我们认为,建议关注向上业务布局及向下顺价能力较强的燃气公司,建议关注深圳燃气新天然气

  重点推荐公司

  5.1

  华能国际:火电龙头公司,期待业绩弹性释放

  ◆2018Q3发电量增速可观,资产减值损失及投资收益拖累利润:

  2018年单三季度,我们计算的公司发电量1186亿千瓦时,同比增长10.2%,环比增长14.2%。公司2018Q3发电量的增长主要源于用电量需求增长、新机组投产、收购项目并表等因素。公司毛利率11.3%,环比下滑1.5个百分点。

  2018Q3公司计提资产减值损失1.74亿元,环比大幅增加(2018Q2该科目约79万元),主要原因为公司子公司中新电力确认存货跌价准备。此外,公司2018Q3投资净收益-2.29亿元(2018Q2为1.79亿元),其中对联营企业和合营企业的投资收益-2.30亿元(2018Q2为1.71亿元)。公司三季度业绩承压,2018Q3公司归母净利润-1.40亿元(2018Q2为9.10亿元);净利率0.1%,环比下滑2.6个百分点。

  ◆A股非公开发行完成,装机规模有望持续扩张:

  公司于2018-10-17公告,实际非公开发行A股4.98亿股,募集总金额32.6亿元。非公开发行拟投资的项目建成后,公司将新增装机400万千瓦,装机规模将进一步扩张。

  ◆逆周期属性突出,业绩弹性亮眼:

  尽管煤价、电价等扰动因素存在,我们自2018年一季度以来推荐火电行业的中期逻辑并未被破坏。在宏观偏弱的形势下,电力股的替代效应(相对配置价值提升)和逆周期性(成本敏感性高于电量敏感性)仍为行业的核心驱动力,现阶段经济走弱概率越高,对于电力行业越为有利。作为火电行业龙头,公司电力资产优质,业绩弹性突出。(详见我们2018年3月的报告《电力行业—走出“至暗时刻”》)

  ◆盈利预测及投资评级:

  考虑到煤价及项目进度等因素,我们上调盈利预测,预计2018~2020年EPS分别为0.14、0.36、0.56元(调整前分别为0.13、0.36、0.47元),对应PE分别为51、19、13倍,对应PB分别为1.4、1.3、1.3倍,维持目标价7.57元和“买入”评级。

  ◆ 风险提示:

  上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  

  5.2

  华电国际:盈利持续改善,业绩弹性可观

  ◆ 2018Q3电力业务量增价减:

  受益于下游用电需求旺盛、新机组投产等因素,2018Q3公司发电量594亿千瓦时,同比增长9.8%、环比增长24.4%;其中火电发电量同比增长10.1%、环比增长26.8%,清洁能源(水电、风电、光伏)发电量同比增长5.0%、环比下滑4.0%。受部分区域(山东等)部分老旧机组的上网电价调整(详见我们2018年9月的报告《电力行业:踏平坎坷成大道——兼议近期部分燃煤机组上网电价下调》)及电量结构等因素影响,我们测算的公司2018Q3上网电价均价0.401元/千瓦时,环比小幅下滑0.5% 。

  ◆ 单三季度盈利环比改善,期待煤价回落促进业绩释放:

  2018Q3公司毛利29.8亿元,环比增长21.4%;毛利率13.1%,环比小幅提升0.2个百分点;归母净利润5.4亿元,环比增长80.3%;净利率3.4%,环比提升1.2个百分点。总体而言,单三季度公司盈利环比改善,但煤价仍处高位运行。以全国电煤价格指数为例,2018Q3全国电煤价格指数均值同比增长3.6%,环比增长0.7%。电力上市公司中,公司火电业务占比较高。考虑到煤炭供需关系的改善,若动力煤价回归合理区间,公司业绩弹性突出(业绩弹性测算详见我们2018年3月的报告《电力行业—走出“至暗时刻”》)。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  考虑项目进度及煤价变化等因素,我们上调盈利预测,预计公司2018~2020年EPS分别为0.18、0.33、0.39元(调整前分别为0.17、0.25、0.27元),对应PE分别为24、13、11倍,对应PB分别为1.0、0.9、0.9倍。根据可比公司估值情况,给予公司2019年1.1倍PB,上调目标价至5.12元,维持“买入”评级。

  

  ◆风险提示:

  动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  

  5.3

  国电电力:装机规模扩张,盈利持续改善

  ◆新机组投产,装机规模持续扩张:

  2018Q3公司控股装机增长97.5万千瓦,装机规模持续扩张。其中2018Q3火电、水电、风电装机分别增长39万千瓦(含机组关停)、51万千瓦、7.5万千瓦。截至2018年9月底,公司控股装机容量5421万千瓦,其中清洁能源(水电、风电、光伏)装机占比37.5%,较2018年6月底小幅提升0.4个百分点,装机结构优化。

  ◆水电出力,发电量同比增长:

  受益于装机规模扩张及下游用电需求增长等因素,2018Q3公司发电量613亿千瓦时,同比增长7.0%,环比增长22.8%。其中2018Q3火电发电量同比增长3.7%,环比增长21.1%;水电发电量同比增长15.0%,环比增长42.8%。

  ◆盈利持续改善,期待煤价回归合理区间:

  受益于电力业务发展,公司三季度盈利持续改善。公司2018Q3毛利同比增长32.3%,环比增长0.8%;归母净利润同比增长15.1%;环比增长13.0%。2018Q3全国电煤价格指数均值同比增长3.6%,环比增长0.7%。考虑到煤炭供需关系的改善,期待动力煤价回归合理区间,进而修复火电板块业绩。

  ◆期待重组落地,发挥产业链协同效应:

  2018年8月公司收到集团通知,国家市场监督管理总局经审查后决定对集团合并不予禁止,《合并协议》约定的集团合并交割条件已全部满足。期待重组方案落地,发挥产业链协同效应。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  我们维持原盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.16、0.20、0.22元,对应PE分别为16、13、12倍,维持目标价2.72元和“增持”评级。

  ◆ 风险提示:

  动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,来水不及预期,机组投产进度慢于预期,重组进度低于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  

  5.4

  大唐发电:内生外延增长,期待盈利持续修复

  ◆内生外延增长,发电量同比提升:

  2018H1公司发电量1307亿千瓦时,较2017H1(调整前)增长44.3%。公司从母公司大唐集团收购的黑龙江公司(100%股权)、安徽公司(100%股权)、河北公司(100%股权)于2018-04-01交割完成,上述公司2018H1发电量合计占公司总发电量的11.4%。考虑追溯调整,公司2018H1发电量较2017H1(调整后)增长11.3%,增速仍处于较高水平。

  ◆盈利仍受燃煤成本掣肘,期待煤价回归合理区间:

  尽管部分时段煤价有所回落,但总体而言2018H1动力煤价仍处于高位运行。以全国电煤指数为例,2018H1全国电煤指数均价同比增长5.4%。受燃煤成本影响,公司2018H1度电营业成本0.309元/千瓦时,较2017H1(调整前)增长4.5%;度电净利润0.011元/千瓦时,较2017H1(调整前)下滑12.3%。考虑到供需关系的改善,动力煤价格有望回归至合理区间,从而促进公司盈利修复。

  ◆非公开发行完成,公司装机规模增长值得期待:

  公司于2018年3月完成A股和H股的非公开发行工作,分别募集资金人民币83.3亿元和港币62.2亿元。公司拟将本次A股非公开发行募集金额用于辽宁葫芦岛热电(2*35万千瓦)、江苏金坛燃机热电联产(2*40万千瓦)和广东高要金淘热电冷联产(2*40万千瓦)项目的建设。随着上述项目建设完成,公司装机规模将进一步扩张。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  考虑到发电量、煤价等因素,我们下调盈利预测,预计公司2018~2020年的EPS分别为0.17、0.21、0.23元(调整前分别为0.17、0.22、0.24元),对应PE分别为19、15、14倍,维持目标价3.30元和“增持”评级。

  ◆ 风险提示:

  动力煤价格超预期上涨,上网电价超预期下行,电力需求超预期下滑,机组投产进度慢于预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  

  5.5

  长源电力:专注湖北区域,业绩弹性可见

  ◆ 国家能源集团上市平台之一,专注湖北区域:

  长源电力为国家能源集团旗下的湖北区域上市平台,于1995年设立,2000年上市。公司主营业务包括电力、热力及煤炭等,其中电力为核心业务。公司发电机组全部位于湖北省内,电源类型包括火电、风电等。截至2018H1,公司可控装机容量369.4万千瓦;其中火电装机359万千瓦,占公司总装机约97%,占湖北全省火电装机的比重约13%。

  ◆ 优质火电机组,保障电力消纳:

  截至2018H1,公司火电机组全部为30万千瓦以上机组,经过技术改造,各机组能耗指标处于区域内先进水平,并已全部具备供热能力。此外,公司电厂布局合理,子公司长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内,荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点,汉川一发为江北重要大电源点。区位优势有效保障公司的火电消纳。

  ◆ 蒙华铁路投运缓解燃料成本压力,业绩弹性可见:

  由于湖北省内煤炭资源匮乏,湖北省火电厂发电用煤主要依靠外调。受煤炭产地、运力等因素制约,湖北省煤价总体处于较高水平。我们认为,随着2019年蒙华铁路建成投运,湖北省作为蒙华铁路沿线地区之一,将受益于优质煤炭供给能力的提升,煤价有望进入下行区间。公司作为湖北省的发电上市公司之一,燃料成本压力有望缓解。我们以2017年公司的经营数据和财务数据为基数测算,当煤价分别下降10元/吨(绝对量)、1%(相对量)时,公司归母净利润分别提升25.3%、19.1%,由此可见其业绩弹性空间。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  公司主营业务包括电力、热力、煤炭等,其中核心业务为电力。我们假设随着公司存量火电机组利用率提升和新增风电项目投产,公司2018~2020年的发电量分别同比增长11.4%、5.9%、3.8%;随着2019年蒙华铁路投产,公司2018~2020年煤价分别同比变化-1%、-8%、0%。

  我们预计公司2018~2020年的营业收入分别为61.1、64.5、67.1亿元,同比增长11.7%、5.7%、3.9%,综合毛利率分别为7.2%、13.4%、14.3%。

  

  我们预计公司2018~2020年的EPS分别为0.06、0.22、0.26元,对应PE分别为58、16、13倍。我们选取业务相近的华能国际国电电力广州发展皖能电力作为可比公司,可比公司2019年的PE均值为17倍。我们看好煤价下行带来的业绩弹性,给予公司2019年17倍PE水平,对应目标价3.74元,首次覆盖给予“增持”评级。

  

  ◆风险提示:

  上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,风电机组延期投产的风险,蒙华铁路投运进度慢于预期,煤价上涨的风险等。

  

  5.6

  皖能电力:安徽火电龙头,装机持续优化

  ◆ 老牌安徽火电龙头,区位优势明显:

  皖能股份是安徽省第一批规范化改制的上市公司,于1993年成立并上市。公司母公司为皖能集团,实际控制人为安徽省国资委。公司核心业务为发电业务,是安徽省最大的发电集团公司。公司控股机组均为火电机组,截至2018H1,公司控股装机容量占安徽省省调火电总装机容量20.7%。

  ◆ 优质火电机组,装机结构持续改善:

  2018年公司控股的钱营孜低热值煤电厂2台机组(2*35万千瓦)分别于4月及8月投产;为执行煤电去产能任务,公司于2018年9月公告关停皖能铜陵公司4号机组(32万千瓦)。目前公司控股装机容量693万千瓦,全部为30万千瓦及以上的火电机组,发电资产质量优良。若煤价进入下行区间,公司业绩有望持续修复。此外,公司于2018年11月公告拟以总出资额5.76亿元实现对阜润公司的增资控股。若交易完成,公司控股装机规模将进一步提升。

  ◆ 优质资产注入在即,盈利能力增厚可观:

  公司母公司皖能集团承诺,皖能电力作为集团旗下发电类资产整合的唯一上市平台和资本运作平台。公司于2018年9月公告,拟以增发加现金的方式收购母公司神皖能源49%股权;其中增发、现金方式分别收购神皖能源24%、25%股权,作价分别为23.01、23.97亿元。截至2018年9月,神皖能源控股在运装机460万千瓦,在建装机132万千瓦。神皖能源背靠中国神华,成本控制得当,盈利能力较强。本次收购完成后,神皖能源的投资收益贡献可观。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  公司核心业务为电力,控股发电机组全部为优质火电机组。我们暂不考虑增资阜润公司及收购神皖能源49%股权对公司业绩及股本的影响,假设公司2018~2020年的发电量分别同比增长11.4%、4.0%、3.0%,煤价分别同比变化0%、-3%、0%。

  我们预计公司2018~2020年的营业收入分别为135.3、140.9、145.8亿元,同比增长10.8%、4.2%、3.5%,综合毛利率分别为6.5%、8.7%、9.2%。

  

  我们预计公司2018~2020年的EPS分别为0.16、0.25、0.30元,对应PE分别为30、20、17倍,PB分别为0.85、0.83、0.80倍。我们选取业务相近的华电国际浙能电力申能股份、粤电力A作为可比公司,可比公司2019年的PB均值为0.9倍。公司火电机组持续优化,PB处于较低水平,我们看好煤价下行带来的业绩弹性,给予公司2019年0.9倍PB水平,对应目标价5.36元,首次覆盖给予“增持”评级。

  

  ◆风险提示:

  上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,煤价上涨的风险,增资阜润公司及收购神皖能源49%股权失败的风险等。

  

  5.7

  粤电力A:广东电力龙头,盈利修复可待

  ◆ 广东火电龙头,区位优势明显:

  粤电力A为粤电集团旗下上市平台,专注于电力主业。公司于1992年成立,1993年上市。公司控股股东为粤电集团,实际控制人为广东省国资委。公司是广东省最大的电力上市公司,截至2018H1,公司已投产可控装机容量2066万千瓦,约占广东省统调装机规模的17%。

  ◆火电市场化让利幅度有望收窄,期待煤价回落:

  公司电源类型以火电为主,截至2018H1,煤电、LNG发电可控装机分别为1735万千瓦、280万千瓦。公司电厂主要覆盖区域—广东省是全国最活跃的省级电力市场之一,市场电规模逐步扩张。自2017年以来,随着煤价提升和市场行为趋于理性,月度竞价价差逐步收窄的趋势确立。我们认为,随着市场化改革的进一步推进,市场电价将更多反映电力市场供需格局,火电让利幅度有望持续收窄。作为广东省火电龙头,公司积极参与电力市场化交易,综合电价有望回升。此外,由于火电机组占比较高,公司业绩对煤价的敏感性较强。随着煤炭供需形势改善,煤价下行将促进进一步促进公司盈利修复。

  ◆ 能源结构转型,清洁能源比例提升:

  公司“十三五”规划确定了以发电为核心主业,优化发展煤电,稳步发展气电,大力发展风电、水电等清洁能源,不断优化电源结构。按照公司“十三五”规划总体目标,争取将清洁能源(含天然气发电)占比由2018H1的15%左右提升至2020年的29%。公司装机规模有望扩张,电源结构不断优化。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  公司核心业务为电力。假设公司2018~2020年的发电量分别同比增长10.9%、3.8%、3.6%,煤价分别同比变化1%、-3%、0%。我们预计公司2018~2020年的营业收入分别为290.5、301.3、312.0亿元,同比增长9.0%、3.7%、3.6%,综合毛利率分别为12.6%、15.6%、16.3%。

  

  我们预计公司2018~2020年的EPS分别为0.20、0.30、0.34元,对应PE分别为22、15、13倍。我们选取业务相近的华能国际华电国际皖能电力广州发展作为可比公司,可比公司2019年的PE均值为18倍。我们看好煤价下行及市场电让利幅度收窄带来的业绩弹性,给予公司2019年17倍PE水平,对应目标价5.10元,首次覆盖给予“增持”评级。

  

  ◆风险提示:

  上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,煤价上涨的风险,机组投产慢于预期等。

  

  5.8

  建投能源:坐拥区位优势,期待煤价回落

  ◆ 河北省发电商,专注发电产业:

  建投能源是河北省的能源投资主体,主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目,母公司为河北建投集团,实际控制人为河北省国资委。公司是河北省最大的独立发电公司,主营业务包括电力及热力等,截至2018H1控股10家发电公司、1家售电公司、5家供热公司。

  ◆ 区位优势保障电力消纳:

  截至2018H1,公司控股装机容量780万千瓦,权益装机容量832万千瓦。公司经营发电资产主要位于河北区域,参控股机组为河北区域电网的重要电源支撑。公司控股发电机组主要集中于河北南部电网,上述区域为电力负荷中心区,下游用电需求有效保障公司机组利用率水平。

  ◆ 火电资产规模扩张,期待煤价回落:

  公司控股发电资产均为火电资产,发电机组均为30万千瓦以上机组,发电资产优良。近年来公司火电项目进展顺利。承德热电项目(70万千瓦)于2017H2投产;遵化热电项目(70万千瓦)目前处于建设状态;辛集、泊头、任丘二期等省内储备热电项目已列入河北省“十三五”电力发展规划。预计随着项目投产运营,公司火电资产规模持续扩张。受电源类型的影响,公司盈利对煤价的敏感性较强。预计随着煤炭优质产能释放,煤价有望下行,进而促进公司盈利修复。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  公司核心业务为电力及热力。假设公司2018~2020年的发电量分别同比增长6.7%、7.8%、2.4%,煤价分别同比变化2%、-2%、0%。我们预计公司2018~2020年的营业收入分别为115.7、124.3、127.2亿元,同比增长9.8%、7.4%、2.4%,综合毛利率分别为17.0%、18.4%、19.1%。

  

  我们预计公司2018~2020年的EPS分别为0.14、0.20、0.23元,对应PE分别为37、26、22倍,PB分别为0.85、0.84、0.82倍。我们选取业务相近的华电国际大唐发电、粤电力A、浙能电力作为可比公司,可比公司2019年的PB均值为1.0倍。我们看好煤价下行带来的业绩弹性,给予公司2019年0.9倍PB水平,对应目标价5.51元,首次覆盖给予“增持”评级。

  

  ◆风险提示:

  上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,煤价上涨的风险,机组投产慢于预期等。

  

  5.9

  赣能股份:江西地方电企,静待煤价下行

  ◆ 江西地方发电上市平台:

  赣能股份为江西省投资集团控股的发电公司,实际控制人为江西省国资委。公司于1997年成立并上市。公司主营业务为火力、水力发电,目前公司控股装机容量150万千瓦,其中火电装机140万千瓦,水电装机10万千瓦。

  ◆ 丰城二期稳健运行,期待丰城三期复工:

  公司发电资产以火电为主,控股在运火电资产为丰城二期发电厂(2*70万千瓦),单机装机容量大,发电资产质量优良。此外,公司尚有丰城三期发电厂项目(设计装机容量为2*100万千瓦),目前该项目受“11.24”事故影响处于停工状态。期待丰城三期项目复工投产,进而提升公司装机规模。

  ◆ 蒙华铁路投运促进煤价回落,公司业绩弹性突出:

  受煤炭产地、运力等因素制约,华中地区煤炭供应形势总体偏紧,江西省电煤价格指数总体高于全国均值。我们认为,随着2019年蒙华铁路建成投运,江西省作为蒙华铁路沿线地区之一,将受益于优质煤炭供给能力的提升,煤价有望进入下行区间。公司作为江西省发电上市公司之一,燃料成本压力有望缓解。我们以2017年公司的经营数据和财务数据为基数测算,当煤价分别下降10元/吨(绝对量)、1%(相对量)时,公司归母净利润分别提升78.6%、64.5%,业绩弹性突出。

  ◆ 盈利预测与投资评级:

  公司业务较为简单,主营业务即发电业务。我们不考虑丰城三期的建成投产,假设公司2018~2020年发电量同比增长5.7%、2.9%、1.9%;随着2019年蒙华铁路投产,公司2018~2020年煤价分别同比变化-2%、-3%、-3%。

  我们预计公司2018~2020年的营业收入分别为22.8、23.6、24.0亿元,同比增长7.0%、3.7%、1.9%,综合毛利率分别为14.9%、17.8%、19.9%。

  

  我们预计公司2018~2020年的EPS分别为0.20、0.27、0.33元,对应PE分别为22、16、13倍。我们选取业务相近的华能国际大唐发电皖能电力广州发展作为可比公司,可比公司2019年的PE均值为18倍。我们看好煤价下行带来的业绩弹性,给予公司2019年18倍PE水平,对应目标价4.86元,首次覆盖给予“增持”评级。

  

  ◆风险提示:

  上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,丰城三期项目投产进度低于预期,蒙华铁路投运进度慢于预期,煤价上涨的风险等。

  

  风险分析

  电力行业:上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,水电来水不及预期,电力行业改革进度低于预期的风险等。

  燃气行业:天然气销售量低于预期,新用户接驳数量下滑或接驳费用降低的风险,购气成本超预期上涨,管输费、配气费进一步下行的风险等。