图6 电力产业链示意图
电力涉及到我国的国计民生，所以电力产业基本由国企把控。我国电力上游发电相关企业主要有两大电力建设企业：中国电建和中国能建；上游五大发电集团：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司；发电四小豪门：华润电力、国华电力、国投电力、中广核。
上游电力设备制造企业主要有特变电工、国电南瑞、思源科技、许继集团、上海电气、哈尔滨电气、东方电气等企业。中游执行输电、配电、售电企业主要是国家电网和南方电网。
下游用电按行业分为六种，分别是工业用电、商业用电、住宅（居民）用电、排灌用电、非工业用电和农业生产用电，不同的用电类别执行不同的电价。 2.2 火电的发展趋缓，重点是节能减排
截至2019年底，全国全口径火电装机累计达到9.9亿千瓦(其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%)，同比增长7.8%，装机增速远大于电力需求增速。2019年，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比大幅降低410小时。火电设备利用小时大幅下降，主要受第二产业电力消费持续疲软、火电机组装机过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等因素影响，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电发电设备的利用小时数,下图为我国近年来火电发展情况。
（a）2019-2019年火电装机情况 （b）2019-2019年火电发电量增速
(c)2019-2019年火电平均利用小时数 (d)2019-2019年火电营收增速
图7 我国火电运营情况
从上图可知，目前火电存在的问题：由于国内经济增长乏力，火电消费减速换挡，营收增长缓慢；非化石能源发电快速发展，电力供应过剩明显，火电需求增长空间有限。
2019年，根据煤电价格联动机制的有关规定，国家发改委分别于4月和12月两次下发相关文件，下调燃煤发电上网电价，两次分别下调2分和3分钱，同时下调工商业用电价格。虽然目前煤炭价格处于低位，但我们预计受全球经济低迷导致的大宗商品价格疲软影响，电煤价格仍有一定程度的下降空间，相应未来燃煤上网电价也有进一步下调的可能，这将对火电企业的营业收入和业绩带来一定的负面影响，在一定程度上降低火电企业投资的积极性。 另外，根据《大气污染防治行动计划》要求，京津冀、长三角、珠三角等重点地区除热电联产外不得审批新建燃煤发电项目。“9号文”配套文件-《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，将占我国煤电装机容量8%的自备电厂纳入监管范围，并要求京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂；装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。
在2019年4月，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也要优先发展非化石能源发电项目，并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。根据火电“十三五”规划，力争淘汰火电落后产能2019万千瓦以上。上述规划进一步压缩了火电的增长空间。
环保方面，“十二五”以来，国家将火电脱硫脱硝作为应对大气污染防治的重大举措，出台了一系列政策推动燃煤机组加装脱硫脱硝装置，经过五年的努力，全国火电行业脱硫脱硝工作进展良好。根据中国电力企业联合会的数据，2019年，全国新投运脱硫机组0.53亿千瓦，累计投运8.2亿千瓦，占现役火电机组容量的82.8%;新投运脱硝机组1.6亿千瓦，累计投运脱硝机组8.5亿千瓦，占现役火电机组容量85.9%。从目前进展看，全国火电脱硫脱硝工作已接近尾声。但与此同时，国家已将火电行业环保政策重心开始移向燃煤电厂超低排放。随着《能源发展战略行动计划(2019～2020年)》、《国家应对气候变化规划(2019～2020年)》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2019～2020年)》，以及根据2019年12月的《全
面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，我国“十三五”电力行业节能减排发展目标已确定。综上所述，“十三五”期间，国家在火电行业环保关注点将从脱硫脱硝转向超低排放。
发电设备方面，随着机组向大型化、清洁化发展，60万千瓦、100万千瓦超（超）临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已全方位地占据世界首位。锅炉、汽轮机和发电机这火电‘三大主机’已完全能够自主设计制造，虽然四大管道、高端阀门、炉水循环泵等这些被喻为火电技术国产化‘最后一公里”的辅机设备也有一些技术突破，但市场基本被国外产商垄断，而且大多数关键核心部件和材料仍需要进口。预计到2020年，40%的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障，受制于人的局面逐步缓解，发电与输变电设备等产业急需的核心基础零部件（元器件）和关键基础材料的先进制造工艺得到推广应用。到2025年，70%的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障。燃气发电设备也取得进展，目前我国F级燃气轮机已经取得重大技术突破，拥有完全自主知识产权。综合看来，未来一段时间，随着技术的进步，发电设备国产化占有率将不断提高。
随着国内经济发展速度持续放缓，我国电力生产消费呈现出新的特征，电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势将进一步加剧。预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，火电行业发展将面临严峻挑战。从下图8可知，我国的电源和火电的投资都在减少。
图8 近些年我国电源和火电投资情况
在电力供给呈明显过剩态势的情况下，我们认为对该行业投资应持高度谨慎的态度，结合近半年全国各省区火电项目在建拟建情况，我们有以下建议：
第一，严格控制电力供应过剩严重地区的投资规模。“十三五”期间，我国电力消费增速将继续向下换挡，全国电力供需形势将进一步宽松，在这种情况下，总体上我们建议严格控制电力供应过剩严重地区的火电投资规模。2019年，吉林、上海、浙江、福建、湖北、河南、湖南、广东、广西、重庆、四川、云南等省区火电设备平均利用小时低于4000小时，建议严控以上各省项目投资规模。
第二，择优投资火电利用程度较高省市的热电联产项目。2019年，河北、内蒙古、江苏、江西、山东、海南、青海、宁夏、新疆火电设备平均利用小时超过4800小时，设备利
用程度较高，可在这些地区根据并网条件、电煤供应条件、当地消纳能力等因素，择优选择热电联产项目进行投资。
第三，在部分新能源装机大省择优投资燃气调峰机组。“十二五”以来，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机增长迅猛，截至2019年末，我国风电和太阳能发电装机容量均位居世界第一。但与此同时，受电网建设滞后、调峰能力不足等因素制约，部分新能源装机大省弃风和弃光形势严峻。目前，内蒙古、甘肃、青海、新疆、吉林等弃风弃光形势严重的省份存在较大的调峰机组需求空间，建议在以上省份择优投资建设燃气调峰机组。
第四，在火电投资项目的技术选择上，建议选择高参数、环保型机组。在我国环境承载能力已近上限、而燃煤发电作为电力供应主体地位短期内又难以改变的背景之下，洁净煤技术大范围普及应用将是火电行业健康发展的关键，未来具有广阔发展空间。我们预计未来主要的技术如循环流化床发电技术、超临界/超超临界发电技术、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术等，将是未来行业发展的主流技术方向，建议新建火电机组选择采用这些技术的高参数、环保型机组。
第五，建议加大对已投产机组的环保改造投资力度。火电行业的发展通常会产生较多的污染物排放，虽然近几年我国已经出台了一系列强有力的节能减排措施，但目前硫氧化物、氮氧化物的排放量仍然居于世界首位，故自2019年7月开始，存量火电机组开始实行更为严格的2019版大气污染物排放标准。在环保压力加大的背景下，必须加大对已投产机组的环保改造投资力度，为火电机组安装烟气脱硫、脱销、除尘设备，提高机组的环境友好性。 2.4 统筹开发水电，强化抽水蓄能和外送
经过多年发展，我国水电装机容量和年发电量已突破3亿千瓦和1万亿千瓦时，分别占全国的21.1%和17.6%，水电工程技术居世界先进水平，形成了规划、设计、施工、装备制造、运行维护等全产业链整合能力。我国水能资源总量、投产装机容量和年发电量均居世界首位，与80多个国家建立了水电规划、建设和投资的长期合作关系，是推动世界水电发展的主要力量。水电为中国最早发展，亦是最成熟的可再生能源，对国家要完成2020年非化石能源消费比重达到15%的国际减排目标，有着举足轻重的作用。而现在受着水电开发成本增加、弃水严重等问题，投资速度放缓，整体发展进入稳定发展期或成熟期。根据下图，水电装机量和投资总额基本呈下降趋势。
图9 2019-2019年水电装机增速 图10 “十二五”我国水电投资情况
生态环保压力不断加大。随着经济社会的发展和人们环保意识的提高，特别是生态文明
建设，对水电开发提出了更高要求；随着水电开发的不断推进和开发规模的扩大，剩余水电开发条件相对较差，敏感因素相对较多，面临的生态环境保护压力加大。
水电开发经济性逐渐下降。我国待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，经济社会发展相对滞后，移民安置难度加大。同时，有关方面希望水电开发能够扶贫帮困，促进地方经济发展，由此将脱贫致富的期望越来越多地寄托在水电开发上，进一步加大了移民安置的难度。此外，大江大河上游河段水电工程地处偏远地区，制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。国家对水电综合利用的要求越来越高，而投资补助和分摊机制尚未建立，加重了水电建设的经济负担和建设成本。
随着电网安全稳定经济运行要求不断提高和新能源在电力市场的份额快速上升，抽水蓄能电站开发建设的必要性和重要性日益凸显。“十三五”将加快抽水蓄能电站建设，以适应新能源大规模开发需要，保障电力系统安全运行。
根据《电力“十三五”规划》的要求，显示各主要指标均被下调，如全国常规水电新增投产约4000万千瓦，新开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦，其中常规水电3.4亿千瓦，抽水蓄能4000万千瓦，年发电量1.25万亿千瓦时。预计2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦；年发电量1.4万亿千瓦时。综合显示中国水电的高速成长气已过，预期水电装机容量的发展将续年减慢，抽水蓄能电站是重点之一，未来几年水电增长率在5%以内。
图11 “十二五”与“十三五” 水电发展规划比较
2.5核电发展迎来良机
全国大约有70%的煤炭资源集中分布在山西、陕西、内蒙古等中西部地区，80%以上的水利资源分布在我国西南地区，而经济发达，人口稠密的沿海地区却缺乏能源，所以核电主要在沿海地区发展起来。截至2019年底，中国大陆运行的核电机组30台，总装机容量2831万千瓦，在建的核电机组24台，总装机容量2672万千瓦。其中，在建核电机组数位居世界第一，在建、在运机组总数位居世界第三。2019年，核电发电量约占全国发电量的3.1%。根据国务院办公厅下发的《能源发展战略行动计划(2019-2020年)》，到2020年我国核电
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