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增值税率下调优先利好火电企业
从增值税调降来看，如果假设增值税下调后含税电价不变，事实上相当于上调了不含税电价，对于电力企业均是利好。虽然水电企业基本没有进项抵扣，增值税率下调红利完全由企业享受，但因为水电企业净利润率基本达到30%，3个百分点变化对公司业绩影响不足10%。对于火电企业而言，假设上游煤炭含税价不变，不含税煤价受税率变化有所上涨，则火电增值税率下调红利将有50-70%因为进项抵扣减少而流失，但由于火电企业近年来盈利处在低谷，经过我们测算即使进项抵扣减少的情况下，对火电企业的业绩仍然有20%-50%的增厚。
一般工商业平均电价再降低10%，有望以降低电费附加和电网增值税环节红利转移为主
报告提出一般工商业平均电价再降低10%，除了提升市场化电量、清理电价附加收费外，很有可能会把电力行业增值税下降的部分红利转移到降电价的空间上来。考虑到重大水利工程建设基金将于19年底到期，清理电价中非电环节收费也符合国家政策导向，我们判断降低电费附加有望以重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金为主。假设两基金各降低50%，将腾出0.45分的电价空间，对应约306亿元。在2018年降电价进程中，发改委要求电力行业增值税税率由17%调整到16%后，省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价。我们测算增值税率下降3个点对应电网侧增值税红利约为400亿元左右，此次降电价所需空间约为720亿元，基本上可以通过减费降税满足。
湖北省电力供需格局受特高压影响较小，叠加蒙华铁路投产，推荐湖北能源和长源电力
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。湖北省电力供需格局受特高压影响较小，火电利用小时有改善预期。此外根据我们测算显示，陕西煤炭经蒙华铁路到湖北、湖南和江西均有较好的经济性；内蒙古煤炭到湖北、湖南有一定的经济性，但到江西由于运距较长，缺乏成本优势。考虑到减费降税有望提升电力公司盈利能力，叠加湖北地区火电利用小时有好转预期以及蒙华铁路投运有望带来的煤价下降，我们重点推荐湖北能源和长源电力。
近日2019年政府工作报告正式发布，其中涉及到电力公用事业的内容主要有三个方面：1、制造业等行业增值税下调，税率从16%下调至13%；2、深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%；3、推进煤炭清洁化利用，加快解决风、光、水电消纳问题。
增值税率下调优先利好火电企业
从增值税调降来看，如果假设增值税下调后含税电价不变，事实上相当于上调了不含税电价，对于电力企业均是利好。虽然水电企业基本没有进项抵扣，增值税率下调红利完全由企业享受，但因为水电企业净利润率基本达到30%，3个百分点变化对公司业绩影响不足10%。对于火电企业而言，假设上游煤炭含税价不变，不含税煤价受税率变化有所上涨，则火电增值税率下调红利将有50-70%因为进项抵扣减少而流失，但由于火电企业近年来盈利处在低谷，经过我们测算即使进项抵扣减少的情况下，对火电企业的业绩仍然有20%-50%的增厚。从保守测算结果显示，相较于2018年业绩（取万得一致预期），火电企业受基数原因影响普遍展现出较好的业绩弹性，而水电企业的业绩弹性在4%到7%之间不等。如果不含税煤价保持不变，增值税下调将为火电企业带来更高的业绩弹性。
一般工商业平均电价再降低10%，有望以降低电费附加和电网增值税环节红利转移为主
报告提出一般工商业平均电价再降低10%，除了提升市场化电量、清理电价附加收费外，很有可能会把电力行业增值税下降的部分红利转移到降电价的空间上来。目前我国电价附加收费主要包括此前调降过的重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金（约为0.4分、0.5分）、可再生能源附加(1.9分）、农网还贷基金（部分省份已并入输配电价，2分左右）及交叉补贴等。考虑到重大水利工程建设基金将于19年底到期，清理电价中非电环节收费也符合国家政策导向，我们判断降低电费附加有望以重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金为主。假设两基金各降低50%，将腾出0.45分的电价空间，对应约306亿元。在2018年降电价进程中，发改委要求电力行业增值税税率由17%调整到16%后，省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价。我们测算增值税率下降3个点对应电网侧增值税红利约为400亿元左右，此次降电价所需空间约为720亿元，基本上可以通过减费降税满足。
清洁能源消纳情况持续向好
风、光、水电等清洁能源消纳方面，随着可再生能源配额制的考核开始，叠加电网对于清洁能源的消纳意愿提升，近年来我国弃风弃光弃水现象出现明显好转。2018年我国弃风率为7%，国家电网预期2019年其经营范围内弃风弃光率下降至5%，我们认为这一利用水平将成为我国可再生能源健康稳健发展的重要支撑。
综上所述，我们判断：1、新一轮降电价空间主要由清理相关电费附加和电网侧增值税红利来承担，电网企业不会额外让利，发电企业受影响较小；2、增值税调降将为电力企业带来较大的业绩弹性，且降税的大部分红利仍有望流向发电企业；3、标杆上网电价应无进一步恶化风险。4、新能源消纳情况将持续向好。
根据我们之前深度报告的分析，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。
而预期于2019年10月投产的蒙华铁路将对华中地区的煤炭供需格局产生较大的影响。根据我们测算显示，陕西煤炭经蒙华到湖北、湖南和江西均有较好的经济性；内蒙古煤炭到湖北、湖南有一定的经济性，但到江西由于运距较长，缺乏成本优势。我们依据当前湖北省上市火电公司火电发电数据，结合蒙华铁路运煤的经济性测算，假定蒙华铁路煤炭一半来自于内蒙古一半来自于陕西，得出利润弹性测算如下表所示。从测算结果来看，长源电力、湖北能源净利润改善绝对值较大。
考虑到减费降税有望提升电力公司盈利能力，叠加湖北地区火电受特高压线路影响较小、火电利用小时有好转预期以及蒙华铁路投运有望带来的煤价下降，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。
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