电力行业深度研究：配套电源成瓶颈 短期内特高压线路影响相对有限

2020 年部分火电通道输电量有望提升

我们依据相关配套电源投产进度及下游用电需求的预期，对部分火电+风光电打包外送特高压线路2020 年预期输送电量和利用小时做预测如下。结果显示，大部分特高压线路预期利用小时在 2000~3000小时左右，如果考虑省内其他电源组可能有少量协同外送，其利用小时有望略微提升。

短期看特高压线路对消纳端地区火电影响有限

送出端：发电利用小时向好，清洁能源消纳改善

从近年数据来看，内蒙古、新疆和甘肃三省的弃风电量呈现较大幅度的变化。自 2015 年后，受新增风电装机较多、区域电力消纳情况转差等因素影响，弃风三省弃风电量及弃风率双双走高，风电消纳情况严重恶化。2017 年后得益于国家出台一系列促进可再生能源消纳的政策、电力需求好转、特高压线路逐步发挥作用等因素，弃风现象出现明显改善。以天中直流为例，其 2017 年输送可再生能源电量达 152.6 亿千瓦时，较 2016 年增长79.2亿千瓦时，是新疆弃风率下降的最核心因素。考虑到锡盟-山东、蒙西-天津南、甘肃酒泉-湖南、上海庙-山东等一批特高压线路近两年来陆续投产，我们判断特高压线路对送出端省份的清洁能源消纳将起到更为关键的作用。

我们进一步选取火电为主的省份（内蒙古、新疆）和水电为主的云南，定性分析特高压投运前后对当地发电利用小时的影响。从新疆和内蒙古火电利用小时变化来看，2018 年内蒙古火电利用小时达 5124小时，较全国平均水平高出 763 小时，变化趋势与新疆相对比出现较大差异，我们判断有可能是多条特高压通道相继投产所致。从云南省水电利用小时来看，2016年受弃水因素影响，其水电利用小时同比下降，与全国水电平均利用小时的差值缩小到 194 小时。之后随着其向广西省输送水电，叠加 2017 年底新东直流投运的影响，其水电利用小时稳步回升，与全国水电平均利用小时的差值回到 2015 年的水平。

消纳端：特高压输入影响有所分化，整体影响有限

从电力供需平衡的角度来看，特高压通道输送电量对于消纳端省份的发电企业有所冲击，有可能压低当地发电利用小时。我们针对江苏、山东、广东、浙江、安徽和湖北等重点省份，建立电力供需平衡测算模型如下所示（2018 年部分数据为预测值）。

江苏：输入增长较快，当地火电受到一定影响

从江苏的预测结果来看，在 4.5%的复合用电增速，火电装机增长 400 万千瓦的假设下，由于特高压外送电增长近 250亿度电，叠加清洁能源发电量的快速增长，江苏省火电利用小时受到一定的挤压，2020 年可能较 2018年折算值下降 102 个小时。未来如果白鹤滩到江苏（估算输送电量 350 亿千瓦时以上）投产，可能对 2022 年之后的省内电力供需格局造成进一步的影响。

山东：整治自备电厂有望提升火电利用小时

对于山东省而言，我们预测其用电复合增速保持 6%，考虑到山东自备电厂整治力度较高，煤电落后产能的淘汰力度可能超预期，我们预测 2020 年山东火电装机为 10067 万千瓦，较 2018 年下降300 万千瓦。随着配套电源点逐步投产，锡盟-山东、榆横-山东潍坊等特高压线路输电量有望稳步上升。我们预测 2020 年特高压线路输入电量有望较 2018 年增长 588.7 亿千瓦时，净输入电量有望增长 633.7 亿千瓦时，尚未超过用电量的增长。综合来看，到 2020 年山东省特高压线路很难达到满负荷，输送电量虽有大幅增长但尚未冲击存量火电发电市场。在装机量略有下降的假设下，我们判断 2020 年山东省火电折算利用小时有望较 2018 年增长 203 个小时。

广东：输入增量较小，需求稳步提升

对于广东省而言，未来两年其特高压送入电量有望保持小幅增长，增量相对较小。一方面在 2020 年前其没有新的特高压线路接入（乌东德到广东的昆柳龙直流预期在 2021 年后投产），另一方面其存量的三条特高压均为云南水电外送的直流通道，利用小时稳定在 5500-6000 左右，基本上属于满负荷运行。整体来看得益于省内用电需求的稳健提升，广东省 2020 年火电折算利用小时有望较 2018 年增长 199 小时。

浙江：目前影响有限，2022 年白鹤滩将对当地火电形成一定压力

对浙江而言，2020 年特高压送电量的最大增量来自宁东到浙江的灵邵直流。综合我们之前对于配套电源点投运进度的预期，我们判断灵邵直流 2020 年输电量有望达 382 亿千瓦时，较 2018 年增长162 亿千瓦时。综合考虑省内清洁能源发电量的提升，我们判断 2020 年浙江省火电复合发电增速为 3.1%，折算火电利用小时为 4220小时，较 2018 年微增 59 小时。未来如果白鹤滩到浙江（估算输送电量 350 亿千瓦时以上）投产，可能对 2022年之后的省内电力供需格局造成进一步的影响。

安徽：准东线配套电源建设进度缓慢，短期影响不大

对安徽而言，特高压对其影响包括送出（皖电东送）和送入（新皖直流）两方面，在送出侧，考虑当前皖电东送线路负荷率较高，我们维持其年外送电量 600 亿千瓦时的假设；在送入侧，虽然新皖直流是输送电压1100千伏、送电容量 1200 万千瓦的全球最高等级特高压直流线路，但考虑到其配套准东煤电基地的建设进度，我们预期其到 2020 年送入电量为 264 亿千瓦时。值得注意的是，新皖直流输电容量有一半送安徽消纳，另一半接入华东电网。我们假定 2020 年相对较高的电量留安徽消纳，即新皖直流送安徽电量为 150 亿千瓦时，综合测算显示安徽省 2020 年火电折算利用小时为 4640，较 2018 年增长 37 小时。

湖北：陕西-湖北特高压影响较小，省内电力供需向好

湖北省当前情况与安徽较为类似，两者均为电量输出省份。不同之处在于安徽省输出的是经皖电东送特高压线路外送的火电，湖北省输出的主要是三峡电站的部分水电。我们假定 2020 年三峡外送电（其他外部输入电量）基本保持稳定，陕西到湖北的特高压送入 100 亿千瓦时的电量，测算显示湖北省折算火电利用小时为 4473小时，较 2018 年有望提升 183 小时。

综合上述分析来看，由于受到煤电去产能等政策影响，以火电+风光电打包外送的特高压线路配套电源点投产进度普遍不及预期。即使到 2020 年，我们预期相关线路利用小时仍以 2000-3000小时为主，较满负荷运行仍有一定差距。在此前提下，特高压线路对消纳端省份火电机组利用小时的挤压效应较市场之前的预期要相对较小。根据我们测算，江苏省受影响相对略大；山东省、湖北省、广东省受冲击较小且火电折算利用小时均有一定的改善预期；浙江省和安徽省火电折算利用小时基本持平。就目前测算结果而言，特高压送入电量以“吃增量”为主，短期内对存量火电冲击较小。值得注意的是，受新线路投运预期和存量线路负荷率提升预期的影响，特高压对相关省份电力供需平衡的影响或将在 2020 年后持续加强。

考虑到湖北地区火电机组有望进一步受益于蒙华铁路投运带来的煤价下降预期，我们重点推荐湖北能源和长源电力。湖北能源一方面作为三峡集团旗下从事火电、热电、煤炭、油气管输业务的综合能源发展平台，同时又是湖北省核电、中小水电、新能源开发的综合能源保障平台，具有双重优势。2018年公司水电来水偏枯，叠加全年煤价高位运行，导致公司业绩表现不佳。我们认为随着在建工程投产、海外布局贡献投资收益、蒙华铁路投产有利于公司煤炭及火电板块等利好落地，结合公司新能源装机稳健增长、天然气板块较具发展潜力、金融投资稳定业绩等因素，公司业绩有望触底回升。我们预测公司 2018 年-2020 年营业收入分别为 120.78 亿、151.63亿和 170.86 亿，归母净利润分别为 18.65亿、21.51 亿和 27.6 亿元，对应 EPS 分别为 0.29、0.33 和 0.42 元，维持“买入”评级。

长源电力作为国家能源集团在湖北省的电力运作平台，其主要火电机组均位于湖北省负荷中心，利用小时较有保障。我们认为随着蒙华铁路投产，叠加煤炭供需大环境整体向好，公司燃料成本有望明显下降，业绩有望触底回升。我们预测公司 2018 年-2020 年营业收入分别为 63.78 亿、59.74 亿和 59.20 亿，归母净利润分别为2.09 亿、3.70 亿和 6.74 亿元，对应 EPS 分别为 0.19、0.33 和 0.61 元，维持“”买入”评级。