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來源：道達號（微信號：daoda1997）

各位老鐵，大家周末好！我是錢研君，每個周六，我都在公眾號“道達號”上發(fā)布最新的研究成果——錢瞻研報。

本周市場對于很多投資者來說，都很難！周一軍工板塊集體沖高回落后，前期走勢強勁的黃金、醫(yī)藥板塊進入調整期，不少強勢股本周回調嚴重，操作難度在加大！

越是在復雜的交易環(huán)境下，越需要保持一顆平常心，靜下來分析市場，沉下來專研行業(yè)。錢研君近期發(fā)現，不少低估值行業(yè)個股正在穩(wěn)步走強，比如中小銀行股，又比如電力股等等。基于此，本周錢瞻研報從“穩(wěn)”出發(fā)，從低估值板塊中“掘金”。

本期《錢瞻研報》推出了白金版，重點介紹了電力行業(yè)3家上市公司的基本情況。歡迎大家關注微信公眾號“道達號”，進入贏家學院進行閱讀。

免責聲明：本文及錢瞻研報白金版是從行業(yè)前瞻去挖掘價值信息，整合最熱研報主要觀點，文章提供的信息僅供參考，不涉及操作建議。據此入市，風險自擔！

電力恢復下的產業(yè)邏輯

根據國家電網數據，受社會經濟活動進一步恢復和高溫天氣影響，國家電網經營區(qū)域內用電水平持續(xù)攀升。

日前，4號臺風“黑格比”北上，華東、華北地區(qū)高溫將減退，但湖北、湖南、江西、四川、重慶等地高溫天氣仍將持續(xù)，部分地區(qū)38℃左右高溫天氣可能持續(xù)一周。電力公司將密切跟蹤天氣變化，強化負荷預測分析，加大跨區(qū)跨省電力支援力度，制定落實安全控制措施和應急處置預案，全力保障電網安全運行和電力有序供應。

另一方面，隨著國內經濟活動進一步恢復，洪澇災害的減退以及高溫天氣影響，用電需求持續(xù)恢復，并且呈現需求旺盛的狀態(tài)，電力供給穩(wěn)定有序。8月3日，國家電網用電負荷達8.75億千瓦，創(chuàng)歷史新高；入夏以來已有1個區(qū)域電網（華東電網）和12個省級電網（天津、冀北、山東、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、湖南、江西、蒙東、四川電網）負荷創(chuàng)新高。

在恢復的大背景下，下半年的電力消費增速將比上半年明顯回升，累計用電總量增速即將恢復正增長。此外，未來清潔能源建設有進一步擴大趨勢，非石化能源發(fā)電裝機比重將會繼續(xù)提高。電力市場化改革加速，市場化電力交易規(guī)模有望進一步擴大。

當然，電力板塊細分領域也較多，本期錢研君從水電與風電進行剖析，探索他們中期的投資價值。

水電：或迎折舊拐點

水電出力功率取決于水輪機的流量、水庫上下游水位差，水輪機組的效率。水輪機的出庫流量與入庫流量和水位情況相關，入庫流量與來水情況密切相關，其與上游的天氣（降雨量和氣溫）相關；水庫上下游水位差取決于整個流域的資源稟賦和大壩建設點地勢情況。總結來看，流經水輪機的流量越大、大壩上下游的水位差越大、發(fā)電時間越長，則發(fā)電量越多。

水電企業(yè)的營收主要由發(fā)電量和上網電價決定。發(fā)電量取決于裝機容量和利用小時數，利用小時數主要取決于來水量。水電成本端以折舊為主，費用端以財務費用為主。水電營業(yè)成本中約60%+來自固定成本，可變成本主要由庫區(qū)資源費、水資源費、各項財政規(guī)費、材料費及人工成本等構成。費用端銷售與研發(fā)費用體量小，除少量管理費用外，基本完全是財務成本。以華能水電為例，2019年營業(yè)成本中折舊為57億，占營業(yè)成本比重62%。

同樣，2003到2019年，長江電力裝機容量從552萬千瓦增加到4549.5萬千瓦，每年計提折舊也隨之提高，從5億提升到120億。2019年全年計提折舊120億，其中機電設備64億，占比53%；擋水建筑物32億，占比27%；房屋及建筑物24億，占比20%。

根據《長江電力價值手冊》，公司采用年限平均法對所有固定資產計提折舊，根據固定資產類別、預計使用壽命和預計凈殘值率確定折舊率。三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為45年，葛洲壩大壩為50年，水輪機、發(fā)電機的折舊年限均為18年。

由于我國大型水電站自2000年后密集投產，三峽首批機組于2003年投產，漫灣首批機組于2007年投產，按水輪機平均12年-18年折舊年限推算，我國大型水電站機電設備折舊將逐漸到期，存量機組折舊或將開啟下行通道。因此，當華能水電、雅礱江水電存量機組折舊將逐步到期，關注折舊下降帶來的盈利空間。

風電：整體發(fā)展趨勢不改

受疫情影響，2020年1-5月，我國風電新增裝機量4.9GW，相比去年同期下降28.78%。風電累計裝機占全部裝機的比例持續(xù)增加，2013年為6.08%，至2020年5月，風電裝機占全部風電裝機的10.56%，火電、水電分別為59.09%、17.59%。2020年，新增風電裝機占全部新增裝機的19.41%。

2019年，風電投資額達到1171億元，占電源工程投資比37.3%，較上年增加了14.12個百分點。2020年1-5月，風電投資為623億元，同比增加165.7%，占電源工程投資比上升至49.29%。火電、核電同比分別下降33.7%、18.7%。

為了更好地促進風電行業(yè)的健康發(fā)展和完成平價時代的過渡，今年以來，國家相關部門出臺了一系列政策指導、支持風電行業(yè)的發(fā)展。5月25日，新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布《2020年全國風電、光伏發(fā)電新增消納能力的公告》，2020年全國風電有36.65GW消納空間，數值超過預期。

總體來看，不論是陸上風電還是海上風電，都暗藏機遇。

陸上風電:搶裝邏輯不變 2020迎來裝機大年

國家發(fā)改委發(fā)布的《關于完善風電上網電價政策的通知》，對陸上和海上風電的電價及補貼期限提出了新的要求。將陸上風電標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價。

盡管一季度受疫情影響，并網量低于預期，但是隨著產業(yè)鏈復工復產的推進，各地項目開始施工，受搶裝影響，二、三、四季度裝機量有望回暖上升。

2020年，預期國內陸上風電吊裝量約為33GW-35GW，實際并網量約為30GW-33GW。平價以后，補貼遞延項目、平價大基地項目、分散式發(fā)電項目等需要處理的存量項目容量約為50GW，2021年預期國內陸上風電吊裝量約為25GW-27GW，實際并網量約為25GW，年裝機量不會出現斷崖式下滑。

海上風電：競價時代開啟，海上風電蓄勢待發(fā)

2020年1月，《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》明確新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規(guī)定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發(fā)電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。2021年將成海上風電中央補貼最后的年份。

2020年，國家能源局發(fā)布了《關于2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》，其中提到，海上風電重點工作是落實已核準項目的建設條件，對照公示的三類項目清單，有序組織項目建設。同時，對于規(guī)劃儲備場址，做好開發(fā)論證，做好“十四五”期間的前期準備工作。對累計并網容量、開工規(guī)模已超出《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》和國家能源局審定批復的海上風電規(guī)劃目標的省份，暫停海上風電項目競爭性配置和核準工作。

考慮到目前全國海上風電核準總量已遠超2020年規(guī)劃目標，除個別地區(qū)仍有余量之外，2020年基本不會有新增核準項目。因此預計，2020年，海上風電吊裝量預期4GW-5GW，實際并網量約為4GW。2021年，海上風電吊裝量預期6GW-7GW，實際并網量約為6GW。

本期《錢瞻研報》推出了白金版，重點介紹了電力行業(yè)3家上市公司的基本情況。歡迎大家關注微信公眾號“道達號”，進入贏家學院進行閱讀。

風險提示：

1、水電每季度發(fā)電量與當季該水域來水緊密相關，當季來水則取決于天氣變化，季節(jié)間及年度間波動較大，來水波動或導致水電發(fā)電量波動，進而對水電企業(yè)收入端產生影響。

2、經濟疲軟疊加電力市場化推進或導致電價承壓。受疫情影響，復工復產時間較晚，經濟疲軟或導致電價承壓。同時，隨著電力市場化不斷推進，水電市場化比率或將繼續(xù)提升，拉低綜合平均電價。

3、近年來，我國光伏、風電行業(yè)集中度不斷提升，企業(yè)逐漸形成良好的競爭格局，行業(yè)得到了快速發(fā)展。與此同時，行業(yè)也面臨著新的挑戰(zhàn)，在經濟下行的大背景下，我國全社會用電需求增速放緩，對風電的需求造成較大影響。

4、政策性風險。近幾年光伏、風電行業(yè)的快速發(fā)展很大程度上得益于各國政府在政策上的鼓勵和支持，如上網電價保護、強制并網、電價補貼及各項稅收優(yōu)惠政策等。隨著行業(yè)的快速發(fā)展，相關鼓勵補貼政策逐漸減少，目前來說，特別是在全球經濟波動的背景下，行業(yè)發(fā)展仍然可能受政策影響，國內政策日后會如何調整還難以確定，因此存在政策性風險。

本期錢瞻研報的參考研報：

華泰證券：大國重器之水電行業(yè)系列I：水電歷久彌堅，或迎折舊拐點

東興證券：公用事業(yè)及環(huán)保：上半年電力投資增長較快

天風證券：電氣設備行業(yè)投資策略：把握光伏供需關系和技術變革，風電搶裝看好上游零部件龍頭

新時代證券：公用事業(yè)及環(huán)保行業(yè)周報：電力消費增速明顯回升，黃河流域即將進入高質量發(fā)展區(qū)間

（本文內容僅供參考，不作為投資依據，據此入市，風險自擔）