猜想一：用電需求回落，但增速仍可達6%。參考2013-2016年期間用電量及其增速的變化，從行業和地區兩個維度對用電量及其增速進行測算，得到2019年的用電量增速分別為6.0%、6.3%。

猜想二：AP1000后續機組審批延遲。美國能源部《關于防止中國非法轉移美國民用核技術用于軍事或其他未經授權目的的措施》，為AP1000后續項目的推進蒙上了一層陰影。在中美雙方的競爭局勢未出現明顯轉變的現狀下，AP1000后續機組的審批進度可能會被延緩。

猜想三：“華龍一號”后續機組提前獲批。美國的核電技術轉讓禁令特別針對“華龍一號”做出限制，反而可能對新機組的提前獲批產生促進作用，“華龍一號”有望后來居上，成為中國三代核電的主力堆型。

猜想四：小型堆、低溫供熱堆、內陸核電可能獲得突破性進展。隨著核電安全性的進一步提升以及反應堆的小型化、模塊化，將拓展核電在其他場景的應用。寧夏修訂能源發展“十三五”規劃，新增國電投寧夏核電一期作為“十三五”新能源重點前期項目，給內陸核電重新帶來了希望。

猜想五：特高壓重啟，迎接“十四五”水電投產高峰。9月特高壓重啟，雅中-江西、白鶴灘-浙江、白鶴灘-江蘇、云貴互聯通道這4條線路，為“十四五”期間的川云水電投產高峰提供了穩定的消納送出通道。

猜想六：煤價下行遇阻，火電反轉受困。在經濟進入下行期的情況下，煤炭供給側面臨著需求和價格同步下行的風險，需求側的火電企業話語權有望逐步增強。但管理部門更希望通過穩定乃至進一步提高長協煤的量、價、履約率，以達到平衡煤電雙方利益、平滑經濟周期影響的效果。

猜想七：煤價大幅下行，煤電上網電價下調。在降低上網電價以減輕工商業企業經營成本的政策導向下，能維持現有電價不下調已是最理想的結果。而如果煤價大幅下行，火電企業盈利空間顯著提升，那么上網電價就有可能被動或主動降低。

猜想八：應急調峰儲備電源松綁煤電去產能。根據《關于煤電應急調峰儲備電源管理的指導意見》的規定，確定為應急調峰儲備電源即可移出2017年停建和緩建項目名單、且優先安排納入下一年度投產計劃，相當于給列入煤電去產能清單的機組松綁。2017年被暫緩商運的煤電新增產能將可能在接下來的兩年中釋放出來。

猜想九：配額制落地，棄風棄光率進一步下降。可再生能源電力配額制三次征求意見，可能在2019年1月1日起正式落地執行考核，有望進一步增強市場主體對風電、光伏的消納意愿，降低棄風棄光率。

猜想十：北方清潔取暖推動“煤改電”擴容。北方地區冬季清潔取暖試點范圍擴大，配合促進可再生能源消納、擴大電力市場化交易等舉措，“煤改電”將獲得更大的發展空間。

投資建議：在宏觀經濟處于下行期內，電力行業的經營穩定性和業績確定性，使其相對其他行業的優勢得以凸顯，我們維持行業“強于大市”的評級。核電板塊強烈推薦A股唯一純核電運營標的中國核電，建議關注擬回歸A股、國內裝機第一的中廣核電力；水電板塊推薦水火共濟、攻守兼備的國投電力，以及全球水電龍頭長江電力；火電板塊建議關注全國龍頭華能國際，以及參股多個核電項目的省級電企龍頭浙能電力。

風險提示：1、利用小時下降；2、上網電價降低；3、煤炭價格上升；4、政策推進滯后；5、降水量減少。