2019 年 1～10 月，新能源行业运行情况良好。1～9月，风电行业投资完成额 708 亿元，同比增长 79.4%；新增装机 1466万千瓦，同比提升 1.38%；发电量 3250 亿千瓦时，同比增长 9.7%。前三季度，全国光伏新增装机 1599 万千瓦，其中，光伏电站 773 万千瓦，分布式光伏 826 万千瓦；全国光伏发电量 1715 亿千瓦时，同比增长 28.1%，弃光率同比下降 1 个百分点。1～10 月，核电累计完成投资 236 亿元，同比下降 30.9%；新增装机量 409 万千瓦，今年首次出现同比下降。值得注意的是，华能放弃控股协鑫新能源，光伏存量项目风险提高内蒙古再掀风电“橙色风暴”，消纳难题能否真正解决仍存疑虑。

10 月份，受世界经济增长前景不明等影响，石油价格跌落至 60 美元/桶以下，创下今年新低。在保供压力和加大勘探开采投入带动下，我国原油生产保持稳定，原油生产 1611 万吨，产量与去年同期基本持平；原油加工保持较快增长，增速较上月放缓0.2 个百分点；原油进口加快，增速较上月加快 6.3 个百分点。天然气生产放缓，增速比上月放缓 2.4 个百分点；天然气进口 652 万吨，同比下降 10.6%，增速由正转负。

2019 年 1～10 月，核电累计完成投资 236 亿元，同比下降 30.9%，占电源投资比重降至 11.43%。核能发电量约 2826 亿千瓦时，同比增长 19.3%。同期，核电新增装机量 409 万千瓦，今年首次出现同比下降。2019 年以来，核电行业规模持续扩大，板块企业盈利能力略有提升，核电板块营运能力有所提升。11 月，全国首个核能商业供热，山东海阳核能供热正式投用；海南昌江核电二期项目全面启动。

1～10 月，发电方面，全国基建新增装机容量仍保持一定规模，发电装机容量平稳增长；发电量增速同比小幅增长，非化石能源发电量持续较快增长。用电方面，全社会用电量同比增长，第三产业用电量保持较快增长。市场交易方面，全国中长期电力直接交易电量继续增长，占全社会用电量比重为 28.6%。1～10 月，全国发电设备利用小时同比下降，水电核电降幅较大；湖南电网供电能力接近极限，电力缺口逐年增大。未来，煤电价格联动即将谢幕，电力行业格局面临重塑；国家发布规范优先发电优先购电计划，经营性发用电计划有望全面放开。

央企煤电资产区域整合和去产能启动，首批试点区域煤电压缩规模较大，从规模和亏损情况看国电电力等潜在受益程度较大。随着电价制定权下放，本次改革有望增强电企在各方博弈中的话语权，并推动煤电动调峰等辅助服务获取正常回报。

保障上游公平接入，丰富气源供应，降低成本，推动油气行业市场化改革。国家管网公司成立后，将使上游开采与中游管输分离，打破一体化垄断，保障公平接入，上游气源供应将进一步丰富，择优选择成本最优气源，进一步落实“管住两头，放开中间”原则，推动形成上游油气资源多主体、多渠道供应，中间统一管网高效集输，下游销售市场充分竞争的X+1+X 油气市场体系。天然气产业链中的竞争和垄断环节分离后，气源的选择将会由寡头垄断格局变为价格竞争下的市场化模式，有效推动国内油气行业市场化改革。

火电板块电价预期差叠加煤价下降，有望迎来戴维斯双击：当前市场预期火电企业综合电价下降5-10%。我们预计实际2020 年火电板块综合电价下降1%-1.5%，煤价只需下跌11 元可消除电价下降1%的影响，预计2020 年煤价下降50 元/吨；电价预期差带来的估值错杀叠加盈利持续改善，火电板块触底反弹，预计2020 年增长空间30-50%。

火电估值框架之变—从“双体”到“三体”：2019 年电力行业发生了划时代意义的事件：电价全面放开（市场化）文件出台、2020 年起标杆电价及煤电联动正式退出历史舞台。由于电价无法合理预测，电力“三要素”（电价、煤价、机组利用率）框架实际应用中只有“两要素”。随着煤电上网电价机制的变革（标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格），电价重新成为研判火电景气周期的核心要素。

如果将最近的电价改革文件理解为电价的完全市场化，那么未来电价将更多取决于各区域的电力供需形势。利用小时和电价是电力供需中的量价两要素，但由于前期市场化并未完全放开，竞价的出清价差存在很多非理性因素，用其反应电力供需不是很严谨，因此火电的利用小时大致可以反应各区域电力供需形势。