电力行业;可再生能源和天然气发电崛起

　　事件：风能、太阳能和天然气发电装机容量在未來十年稳步增长我们调整了截至2020年的装机容量和发电量预测。除了反映我们此前发表的对天然气和太阳能发电的看法外，我们还将2020年风电装机容量预测上调至175吉瓦，但将2020年核电装机容量预测下调至76吉瓦。因此，2020年煤电发电量在总发电量中的占比由68%小幅提高至69%。

　　影响：有利于风电运营商及天然气和太阳能光伏供应商我们预计风电运营商的投资机会将增加，中期内电网瓶颈逐步减少也将令风电运营商受益。天然气和太阳能发电方面的投资不太可能成为独立发电商的主要动力，但将有利于天然气供应商和光伏模块制造商。

　　首选股：龙源电力，中石油，保利协鑫能源

　　龙源电力将受益于风电场建设集中审批的新规以及全国装机容量强劲增长的局面。中石油则是电力行业天然气的主要供应商。随着价格低迷和欧洲需求疲弱反映于股价中，保利协鑫能源将受益于强大的内需。

　　独立发电商的催化剂有限，但估值吸引力日益增强

　　与其历史数据相比，中国独立发电商当前市净率极低。尽管最近几个月电力需求增长放缓，但我们预计煤价不会大幅下跌，因此发电商的利润率仍然存在压力。华润电力是我们的独立发电商首选股。

　　调整2020年装机容量预测

　　我们调整了中国电力行业截至2020年的装机容量预测。我们下调了核电装机容量预测，但上调了风电装机容量预测。在最近发表的评论中，我们还提高了公用事业规模的太阳能和天然气发电项目建设的预期。

　　尽管中国强调推广更清洁的发电技术，但我们预计在可预见的未来，发电量结构将由火电占据主导。图1和图2比较了2010年装机容量和我们的2020年预期装机容量，图3和图4则比较了2010年发电量结构和2020年预期发电量结构。

　　核电

　　我们已将2015年核电装机容量目标由44吉瓦降至41吉瓦，将2020年的目标由90吉瓦降至76吉瓦。

　　我们认为短期核电装机容量目标不大可能明显改变，尽管今年出了福岛核电站事故。中国当局还未发布核电站安全大检查和安全法规复核的结果。我們预计主要的改变会包括紧急应变程序变动，加强应急规划以及对核电站进行适当改造。

　　我们认为这些问题并不会导致核电站关闭或造成在建核电站进程重大延误。对于已规划但还未获批的项目，我们怀疑对电站会有一些重新评估以及可能的技术选择。最近政府官员在媒体上的评论暗示，计划的投产日期在一些情况下可能会被延后。

　　天然气电厂

　　中国天然气电厂建设迄今仍受限。截至2010年，天然气电厂容量仅为26.7吉瓦，天然气电厂仅供应中国全部发电力的1.7%。

　　我们认为迄今中国天然气电厂容量增加仍受限，因为(a)天然气供应紧张，(b)

　　相对较高的上网电价，相比于煤电来说必须获得合理的回报。

　　在我们10月13日发布的关于中国综合天然气的名为《Accelerated growthoutlook》的报告中，我们预计到2020年天然气电厂容量将达到120吉瓦，包含70吉瓦的大规模峰值容量和50吉瓦规模较小的分布式能源系统。

　　我们预计该增长源于中国天然气供应(国内以及进口来源)的明显上升，包括增加的非常规天然气供应(如煤层气，煤制气)。

　　对排放的关注导致煤电厂审批减少，尤其是沿海地区城市附近，导致高峰时期电量短缺。再加上煤电厂持续的较低回报率，使得独立发电商对天然气电厂更有兴趣。

　　太阳能

　　正如我们在2011年10月10日发布的中国太阳能行业报告“《中国可能是全球需求驱动力量》中所探讨的那样，我们相信从经济角度看在中国推广太阳能开始变得可行。我们认为随着公用事业级太阳能电厂实施新的上网电价，且资本成本下降，西北地区项目的回报率对中国独立发电商的吸引力越来越大。目前为止中国太阳能设备有赖于发达市场的需求，尤其是欧洲。

　　我们认为中国市场可能成为一个重要的需求来源。中国最近将太阳能装机容量初步目前上调至到2015年达到10吉瓦，到2020年达到50吉瓦，地面安装项目是需求的主要驱动力量。由于中国太阳能发电项目回报率可观，尤其是阳光充足的西北省份，我们认为2015年目标存在上修空间。

　　2011年8月1日，国家发改委公布，2011年7月1日以后核准的太阳能光伏发电项目，以及7月1日前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,基准上网电价为1元/千瓦时(西藏为1.15元/千瓦时)。2011年7月1日以前核准建设，并能于2011年12月31日之前建成投产的项目，所有省份上网电价统一核定为1.15元/千瓦时。

　　对太阳能项目补贴减少导致欧洲国家光伏需求低迷，2011年初以来光伏组件成本也下降了32%，从10.3元/瓦降至7.0元/瓦。我们的太阳能行业研究团队估计到2015年光伏组件价格将进一步下跌18%至5.8元/瓦。

　　我们发现，组件成本下滑至目前水平后，按照1元/千瓦时的新基准电价来算，光照充足的西北地区(年均利用小时数超过1,800小时)已可实现8%以上的项目内部回报率。