国家去产能政策明确，直指煤电行业

自2016年，国家发改委、能源局反复发布文件提示煤电行业产能过剩风险，逐步明确去产能方向与措施。明确“建立煤电规划建设风险预警机制”，明确“2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内”和“力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上”。2017年政府工作报告提出2017年“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾空间”。

煤电装机需求尚存，煤电机组发电4000小时将成为常态化

过去十余年(2006-2016)可以看作电力系统特别是发电行业发展的暂态过程，大量的新能源、可再生能源机组接入电力系统，整个系统结构发生了根本性变化，随着这一过程逐步推进，各类电源发挥的新作用逐步显化，火电装机的作用也逐步发生变化。受经济发展与结构调整影响，负荷的峰谷差率增大，“十三五”期间煤电需要依然发挥电力平衡的主导作用，因电力平衡和负荷需求带来的装机需求依然存在并有发展空间。按照电力发展“十三五”规划，至2020年，煤电装机达到11亿千瓦，占比将进一步下降。根据预测“十三五”期间，煤电机组发电小时变化不大，在4000小时左右区间波动成为常态化。

行业新政酝酿，多措并举蓄势待发

整个火电行业盈利的驱动力已经不是发电小时的提升。下一步煤电行业政策可能进一步升级，包括：总体控制煤电建设规模，建立健全预警机制，取消存在电力平衡缺口省份的红色预警;随煤价变动，进一步调整煤电的实际标杆电价，防止行业性亏损;开展新的电价或补贴政策研究，特别是建立辅助服务市场，在发挥煤电机组支撑作用的同时，弥补因发电小时不足造成的亏损可能;取纵向整合的方式，加快“国字号”企业整合进度，做大做强国有企业的同时释放调结构、去产能空间。

投资建议：

重点推荐受益于盈利面改善及行业改革，资产优良、设备先进、效益优秀的龙头火电公司：华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际等。

风险分析：

电力需求增长未达预期;其它类型电源装机发展远超预期;储能等新型设施的大规模应用，火电装机建设需求下降;上游煤炭价格波动超预期，上网电价不实施上调或有关补贴政策难以落实;国有企业改革进度受阻，央企并购重组低于预期等。

(文章来源：光大证券)

正文

1、火电行业去产能主题投资建议

自2016年上半年，国家发改委、能源局反复发布文件提示煤电行业产能过剩风险，逐步明确去产能方向与措施。按照电力发展“十三五”规划，至2020年，煤电装机达到11亿千瓦，占比将进一步下降。根据预测“十三五”期间，煤电机组发电小时变化不大，4000小时成为常态化。同时受经济发展与经济结构调整影响，“十三五”期间煤电需要依然发挥电力平衡的主导作用，因电力平衡和负荷需求带来的装机需求依然存在并有发展空间，发电小时数还有下降可能。由此判断整个火电行业盈利的驱动力已经不是发电小时的提升，而在于燃料成本、电价与政策的变化。

“十三五”后期煤电建设政策进行预判，主要存在以下可能：

总体控制煤电建设规模，建立健全预警机制，统一发布年度建设计划并逐年调整。按照现行价格体系测算的煤电项目经济性不作为唯一考核煤电建设与否的指标，可能取消冀南、湖南、河南等存在电力平衡缺口的红色预警省份。

发布政策，随煤价变动，进一步调整煤电的实际标杆电价，防止行业性亏损。

开展新的电价或补贴政策研究，特别是建立容量市场、辅助服务市场，如机组备用电价、调峰电价等，在发挥煤电机组支撑作用的同时，弥补因发电小时不足造成的亏损可能;同时可能考虑发电权转让等政策。

采取纵向整合的方式，通过“煤电联姻、水火互济、风火大捆”等方式，加快“国字号”企业整合进度，做大做强国有企业的同时释放调结构、去产能空间。

根据以上结论，我们重点推荐受益于盈利面改善及行业改革，同时具备资产优良、设备先进、效益优秀的龙头火电公司：华能国际、大唐发电、国电电力、国投电力等。

2、2016年以来行业重要事件回顾

建立煤电规划建设预警机制

2016年4月15日，国家能源局发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》发改能源[2016]565号，提出“建立煤电规划建设风险预警机制”，并行发布未来3年33个省级电网区域(含蒙东、蒙西和冀北、冀南)的煤电建设风险的预警信号。

煤电规划建设风险预警机制指标体系由三部分构成：煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标。最终的风险预警评级结果由三个指标中的最高评级确定，预警程度由高到低分别为红色、橙色和绿色。预警结果仅江西、安徽、海南为绿色，湖北为橙色，其余所有省份均为红色预警。

图1：煤电建设风险预警

发布电力行业“十三五”规划

2016年11月7日，国家发改委、国家能源局召开新闻发布会，对外正式发布《电力发展“十三五”规划》。这是时隔15年之后，电力主管部门再次对外公布电力发展5年规划。上次发布需要追溯到2001年1月1日，当时的电力主管部门——原国家经贸委——发布了《电力工业“十五”规划》。“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内;同时提出力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。

政府工作报告坚持推进供给侧改革

2017年3月5日(星期日)，第十二届全国人民代表大会第五次会议开幕会上李克强总理作政府工作报告。报告提出“坚持以推进供给侧结构性改革为主线”，深入推进“三去一降一补”，扎实有效去产能，计划2017年“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾空间”。两会上，国家能源局局长努尔.白克力在专访中同时明确2017年“淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上”;同时提高清洁能源利用率，针对弃风弃光问题，提出通过加快系统调峰能力建设、调整优化发展布局、推进电力系统运行模式变革等方式，实现“三北”地区弃风、弃光率5%以内。

16部委联合发文防范化解煤电产能过剩风险

7月26日，国家发展和改革委员会、工业和信息化部、财政部、人力资源和社会保障部、国土资源部、环境保护部、住房和城乡建设部、交通运输部、水利部、中国人民银行、国务院国有资产监督管理委员会、国家质量监督检验检疫总局、国家安全生产监督管理总局、国家统计局、中国银行业监督管理委员会、国家能源局16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》。文中再次强调了控制煤电装机增长要求，同时明确了“从严淘汰落后产能，清理整顿违规项目，严控新增产能规模，加快机组升级改造，规范自备电厂管理，保障电力安全供应”的六项主要任务。

纵观火电行业供给侧改革，主要有两条线——控制增量、淘汰落后存量。我国开始针对拟建和在建火电项目的增量控制主要始于2016-2017这两年，而淘汰高煤耗、重污染、低效率的存量小火电则始于1986年。电力行业“十三五”规划的出台，奠定了未来五年“控增量”和“减存量”并行的改革基调。

3、电力装机发展史及火电的作用及状况

电力是国民经济发展的最重要基础产业之一。从电力供给的能力来看，受经济环境和体制的双重影响，我国的电力装机增长迅速，从短缺走向均衡，继而走向略有过剩的时代。从电力供给的结构来看，清洁能源装机自2006年以来迅速增长，火电装机占比持续下降，电源结构逐渐进入新形态。

3.1、我国电力装机发展

我国电力工业的发展可以划分为三个阶段：

1949-1977年，电力行业处在计划经济体制下的国家集权管理阶段，经历了20余年的缺电状况。

1978-2002年，伴随着改革开放的推进，政府开始着手解决体制问题对电力产业的影响，市场化管理体制的雏形初步出现。这一时期电力行业取得了长足、快速的发展，装机的年复合增长率达到8.0%，煤电设备平均利用小时为5459小时。

2003-2016年，是真正意义上电力体制改革的时期，长期以来的缺电问题得到解决，近几年还变得略有过剩。2002年实行厂网分开，在发电侧引入竞争机制。五大发电集团相互竞争，做大做强企业的激励很强。此外，电力工业领域存在着市场与计划并存的双重机制。在中央和地方政府的支持下，银行和市场为电力企业提供了充足的资金和设备，极大推动了电力项目的投资。这一阶段的装机的年复合增长率达到11.5%，煤电设备平均利用小时数为5114小时，出现了较大的下降。

表1：我国电力工业发展阶段

3.2、经济对电力装机的影响

经济发展是电力装机增长的根本驱动力。改革开放后，经济的高速增长，导致电力需求的不断提高，电源装机增长迅速。从1980年到2016年，国内总装机容量由0.66亿千瓦增长到16.5亿千瓦，复合增速为9.4%。

图2：1980-2016电源装机发展情况(单位：亿千瓦)

电源装机的增长并不是一个平稳的过程。在过去的三十多年，电源装机增速和发电设备利用小时数的波动很大。比如1998年，受亚洲金融危机的风暴冲击，火电的利用小时数降到4719小时这一历史低位，电力过剩直接导致主管机构一个不成文政策的出台——“三年不建火电”。而2003年重工业突然出现爆发式增长，电力供给短时间无法提升，便出现了著名的“电荒”。这直接导致电力项目的建设迅速铺展开来，装机增速直到2006年才达到顶峰。受经济环境影响，我国的电力需求呈现出明显的周期特征，而电力供给受制于建设周期长等因素，难以及时满足不断波动的用电需求，致使电力工业常年在“过剩—短缺—再过剩”的怪圈中循环往复。

图3：1981-2016年电源装机增速

原则上，我国基本按照“适度提前于经济发展”来进行电力项目规划和建设，以满足经济增长对电能产品的需求。在经济发展没有明显波动的时期，适度提前的电力投资和建设基本可以保证电力供给和需求的平衡。但自改革开放以来，我国经济对外依存度提高，受世界经济波动影响程度提升，以及产业结构不断变化，都导致经济的不可预测性增强。

世界经济形势复杂多变，中国作为出口规模第一的国家，经济增长的不确定性也随之增加。电力需求依附于经济的发展，必然随着经济周期的波动而波动。随着一带一路计划的落地实施，中国与世界经济的联系将更加紧密，而近年来国际经济环境的复杂化，黑天鹅事件频出，未来经济增长的风险加强，对电力系统的考验会更加严峻。

工业化进程对电力需求弹性系数有明显影响。在进入工业化进程尤其是2000年以后的工业重型化进程后，我国电力需求弹性系数开始大幅上升，并且可预测性明显下降。而进入“十一五”以来，第三产业和居民用电占比增加，且第二产业中高耗能产品产量大多下降，电力需求弹性系数逐步下滑。产业结构的调整对电力需求周期的影响显著。

3.3、火电装机占比渐降，处于历史最低水平

从装机结构来看，2006年以前，我国电源结构一直以煤电、水电为主，其他类型电源作为有效补充。自2006年后，随着技术水平的提升和节能环保意识和要求的增强，新能源、清洁能源，特别是非水可再生能源出现指数增长态势，我国的电源结构逐渐发生了翻天覆地的变化。2006年至2016年，我国煤电(含燃煤热电)装机比例占比下降了约15%，但燃煤发电作为建国以来最重要的电源种类，发挥了不可替代的作用，同时由于我国能源结构等情况，煤电今后也将在电力系统中长期存在。

改革开放后，我国电力工业快速发展，电源装机增长迅速。经济的高速增长，导致电力需求的不断增长，与装机保持较好的增速比，设备平均发电小时数除1998年前后出现下降，均维持较高水平。

图4：1970-2017年火电装机平均利用小时

图5：2010-2017年全网火电设备利用小时变化趋势(单位:小时)

图6：2010-2016年各省火电机组利用小时变化趋势(单位：小时)

虽然用电小时数下降明显，但火力发电装机在我国电源发展中占据了首要的地位，其优点包括选址灵活，布点方便，可有效降低输配电损耗;初始投资费用较低，占地面积较小，建设周期较短;运行平稳可靠，为电力系统的安全稳定运行提供支撑;受环境、气候等因素较小，能有效保障了国家电力供应;燃料储备完整的情况下，可以连续作为额定输出运转。于此相对，水电和新兴非水可再生能源发电都受到资源、地域、建设条件等因素影响，同时其出力的受季节、天气影响的不确定性造成影响对电力系统的稳定运行是最大的问题。

3.4、过去十年，新的形态正在形成

随着电源装机比例与能源需求变化，电力行业正在悄然从原有稳态步入另一个新的阶段。过去十余年(2006-2016)可以看做电力系统特别是发电行业发展的暂态过程，随着这一过程逐步推进，各类电源发挥的新作用逐步显化。

3.4.1、电源结构的显著变化

自2006年起，特别是2010年后风电、光伏等非水可再生能源发电技术的发展及成本的下降，2010年后规模急剧上升，体量不断增加，装机比例不断变化，这也是导致火电设备利用小时下降的主要因素。

图7：2006年电源装机结构

图8：2016年电源装机结构

3.4.2、用电结构变化

1980年至上世纪末，我国经济处于高速发展阶段，第二产业发展迅速，第二产业电力弹性系数较高，各产业用电量增速较为均衡。进入二十一世纪，随着经济发展和居民生活水平的不断提高，特别是近几年，国家加快转变经济发展方式。一是从用电量增速上看，近十五年各产业用电量增速指标变化趋势差异日趋明显;二是从用电量占比上看，第三产业和城乡居民用电量占比持续增加。“十三五”期间随着经济结构进一步调整，第三产业和城乡居民用电量占比将进一步提升。图9采用了多年分产业用电量“累计增速”的指标，可以看到近年来，第三产业和城乡居民用电量复合增速最高，工业供电量复合增速在2010年后开始稳步下降，第一产业用电量复合增速最低

图9：各产业及城乡居民用电量累计增速

图10：第三产业及城乡居民用电量占比

4、需求尚存——电力负荷增长和火电发展必要性

4.1、电力电量平衡与峰谷差

传统的发电行业经济性指标多考虑一定时间尺度内(如月、季度、年)的发电情况与用电情况的匹配，但是在实际上电力系统平衡指标不仅于此，在此，我们引入电力平衡、电量平衡、峰谷差率的概念。

电力电量平衡。研究整个电力系统中各个电站如何配合运转、供电条件在年、月、日中的变化情况以及各发电厂机组进行年计划检修的时间安排和负担全系统负荷备用、事故备用等情况的工作统称为电力电量平衡。

电量平衡。主要指在年、月、日等某一统计时间内，某一区域范围内，各机组发电量、区外送电量与全社会用电量的匹配。电量平衡定义为一段时间内的平衡。

电力平衡。主要是指在某一时点，某一区域内，所有电源出力(包括发电机组出力、送受电潮流)与用电负荷的匹配。电力平衡定义为某一时刻的平衡。

负荷峰谷差。某区域内电力系统某一统计时间周期内最大负荷与最小负荷之差。(包括日、月、年峰谷差等)

峰谷差率。峰谷差与最大负荷的比率。

负荷率。指在统计期间内(日、月、年)内的平均负荷与最大负荷之比。

一般情况下，电量增速是较为关注的经济指标之一，但对于电力系统，负荷增长指标作为最重要的瞬时指标，是开展电力系统规划、建设、运行的主要因素，为了保证供电的可靠性和安全性，对最大负荷的关注度往往超过电量因素。

4.2、典型负荷曲线与电力平衡

通常的三大产业是联合国使用的分类方法：第一产业包括农业、林业、牧业和渔业;第二产业包括制造业、采掘业、建筑业和公共工程、上下水道、煤气、卫生部门;第三产业包括商业、金融、保险、不动产业、运输、通讯业、服务业及其他非物质生产部门。战后，随着社会经济和科学进步，国民经济各部门的产值和就业人员的比例不断发生变化。其变化趋势是：起初是第一产业的比重不断下降，第二产业的比重不断上升，第三产业的比重也不断上升;随后包括第一、第二产业的物质生产部门的比重都不同程度下降，第三产业的比重持续上升。这种变化趋势在发达国家比较突出。到目前为止，发达国家第三产业的产值和就业人口的比重一般都在50%以上，成为规模最大、增长最快的产业。而在发展中国家除新型工业化国家和地区以外，总的说来其产业结构层次都相对落后，转变的进程也不快。但从变化趋势看，发达国家同发展中国家基本上是一致的。

我国电力行业一般按照三大产业和城乡居民用电划分全社会用电量。1980年至上世纪末，我国经济处于高速发展阶段，第二产业发展迅速，第二产业电力弹性系数较高，各产业用电量增速较为均衡。进入二十一世纪，随着经济发展和居民生活水平的不断提高，特别是近几年，国家加快转变经济发展方式。一是从用电量增速上看，近十五年各产业用电量增速指标变化趋势差异日趋明显;二是从用电量占比上看，第三产业和城乡居民用电量占比持续增加。“十三五”期间随着经济结构进一步调整，第三产业和城乡居民用电量占比将进一步提升。

用电量的变化仅仅能够说明在一个时间范围内电能使用情况，但是随着用电结构调整，有必要对电能的实时性进行进一步的论述，基于以上考虑本文引入负荷曲线的分析。由于第一产业占比较小，以下介绍典型的第二产业、第三产业和城乡居民用电典型负荷曲线。

图11：典型工业日负荷曲线

图12：第三产业典型日负荷曲线

图13：城乡居民典型日负荷曲线

第三产业和城乡居民典型负荷曲线峰谷差率明显高于第二产业，通常的情况是在二产用电比重越高、三产及居民生活用电比重越低，峰谷差率越小;反之，二产用电比重越低、三产及居民生活用电比重越高，峰谷差率越高。随着行业结构调整背景下，用电结构的逐步变化，去除季节、温度等影响因素，电力系统的峰谷差率逐步升高趋势明显。

图14：经济结构调整下的典型日负荷曲线变化

峰谷差率提高的一个最直接、最明显的结果是负荷增速大于用电量增速——假设同样的装机水平不变，为了维持实时电力平衡，最高负载率的增长将超过用电小时增长。换个角度，即当用电小时数并未增长时，由于用电结构调整用电负荷依然持续增长，带来新增装机需求，而对新增负荷的装机需求，必须以可靠、可调、实时为基本要求，鉴于火电装机稳定、可调、相对灵活、性能优越的优势，其仍是电力平衡的主要选择。

4.3、各类装机作用差异明显，火电维护电力系统稳定运行仍意义重大

各类装机在电力电量平衡中所起的作用不尽相同，火力发电机组、核电机组是支撑电力电量平衡的主要发电类型之一，同时也是支撑电力平衡的最主要因素，同时需要为系统提供备用(备用率一般为20%);水力发电机组在支撑电量平衡的同时，也在电力平衡中起一定作用，但作用小于火电机组;非水可再生能源目前仅参与系统的电量平衡，并不能参与(或极少量参与)系统的电力平衡。纵观近十年装机累计增速，可以看到为了满足电力平衡，可控装机增速需要与最高负荷匹配。

图15：火电、风电、光伏发电24小时典型出力特性

一般情况下，火电出力变化是针对系统负荷变化而产生的主动相应;而风电、光伏等非水可再生能源的变化是由于自然环境(风速、光照)的变化而发生的被动变化，实际上加大了系统稳定的负担。对此，我们设置了一个年度累计装机增速的新指标，从一个稍长的时间范围来考察装机增速、负荷增速、可控装机增速、用电量增速等的关系。

表2：2005-2016年相关电力指标复合增速

图16：2006~201611年累计增速分析

我们引入了年度的累计增速指标，对自2006年以来我国装机增长情况、负荷增长情况、用电量增长情况进行复合增速分析，可以看出：

总装机增速明显高于发电量增速(也高于负荷增速)，主要原因是多种发电形式发展，新能源、可再生能源装机量近年(2010年后)提升明显。

在扣除不可控的风电、光伏发电装机后，可控装机(由于统计数据难以获得，且总量较小，此处未考虑其它类型不可控装机)增速与最高发电负荷持平。

由于节能环保问题日益成为社会关注的重点，对煤电机组的建设管理者进行了一定的限制，煤电机组装机增速低于负荷增速(被同样可以参与电力平衡的核电、水电、气电等代替)。

由此不难看出，虽然利用小时数达到历史最低水平，但作为可控装机的助理，火电(主要是煤电)其作用依然不可忽视，其发展水平决定了系统的负荷平衡与安全稳定，在相当长的一段时间周期内，只要负荷持续增长，火电机组依然存在其发展空间。

5、常态化——“十三五”期间煤电发电小时预测

电力负荷与用电量增长与经济发展直接相关,通过前面的判断，我们基本上可以得到一个初步结论，即未来装机的发展方式，以及火电的发展前景，国家电力行业“十三五”规划是一项耗时、复杂、精密、科学，同时由高度概括的工作，对其中电力装机发展的规划极具参考意义。

根据国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》中2020年发展目标，以2020年装机、用电量指标作为约束条件，考虑经济发展不确定性，分别按照用电量发展高(7.2万亿千瓦时)、中(7.0万亿千瓦时)、低(6.8万亿千瓦时)三个方案计算对2017-2020年电源装机比例、用电小时数进行预测。预测基于以下假设条件：

1.各类机组装机增长符合电力发展“十三五”规划;

2.风电、光伏发电利用小时数稳定，满足2020年三北地区弃风、弃光率改善且不超过10%;

3.核电、水电等机组发电小时不发生较大变化;

4.生物质发电、垃圾发电等新能源火电机组增长稳定。

表3：“十三五”电力工业发展主要目标

注：1.[]为五年累计值

2.2015年煤电平均供电煤耗根据中电联公布的火电平均供电煤耗估算

资料来源：国家能源局

图17：2020年装机发展规划

图18：2017~2020发电量及发电小时预测

按照电力发展“十三五”规划，至2020年，煤电装机达到11亿千瓦，占比将进一步下降3-4个百分点。根据预测结果，按照全社会用电量7.2、7.0、6.8万亿千瓦时高、中、低3个方案考虑，2017~2020年高方案煤电机组平均利用小时数为4079小时，中方案煤电机组平均利用小时数约为3897小时，低方案煤电机组平均利用小时为3715小时。“十三五”期间，煤电机组装机在国家有关部门的管理之下稳步增长，同时发电小时将在4000小时左右波动，形成煤电机组运行的“新常态”。

表4：2020年煤电机组利用率敏感性分析

注：2020年我国煤电机组规模目标为11亿千瓦，目前约9.5亿千瓦。2020年我国社会用电量目标为6.8-7.2万亿千瓦时，2017年预计6.25万亿千瓦时

6、“十三五”后期煤电发展思路总结与预测

根据前述分析与预测结果，我们可以得到以下主要结论：

一是煤电运行新的常态已经出现。我国电力装机在近十余年内逐步经历了一个暂态发展过程，这一过程是否持续，或已趋于另一种稳态有待考验，但是要实现电力发展“十三五”规划清洁发展目标，煤电机组发电小时将持续在4000小时左右波动，将形成新的常态;

二是煤电装机依然有增长空间需求。随着电源装机结构的明显变化，火电机组在电力系统中所发挥的作用也在逐步发生变化，从以前电力电量平衡的绝对的主导作用，逐渐转变为电量平衡与其他类型装机共同发挥主导作用，火电特别是煤电依然发挥电力平衡的主导作用，负荷需求带来的装机需求依然存在并有发展空间。

基于以上考虑，我们再回顾前述有关煤电建设预警机制的相关政策，采取“建设经济性”、“装机充裕度”和“资源约束”三个预警指标“逢红必限”的做法虽然可以有效防止煤电行业产能过剩风险，但从实际需求角度考虑，有待商榷，因此，在煤电发电小时4000小时新常态的状态下，建设经济性就成为了一个并不能一票否决的因素。基于以上考虑，我们认为，整个火电行业盈利的驱动力已经不是发电小时的提升，而在于燃料成本与火电电价政策，以及国家对煤电作用的定位变化。

“十三五”后期煤电建设政策进行预判，主要存在以下可能：

总体控制煤电建设规模，建立健全预警机制，统一发布年度建设计划并逐年调整。按照现行价格体系测算的煤电项目经济性不作为唯一考核煤电建设与否的指标，可能取消冀南、湖南、河南等存在电力平衡缺口的红色预警省份。

随煤价变动，进一步调整煤电的实际标杆电价，防止行业性亏损。

开展新的电价或补贴政策研究，特别是建立容量市场、辅助服务市场，如机组备用电价、调峰电价等，在发挥煤电机组支撑作用的同时，弥补因发电小时不足造成的亏损可能;同时可能考虑发电权转让等政策。

加快火电机组的灵活性改造工作，提高深度调峰能力，加强火电机组对系统的支撑作用。

采取纵向整合的方式，通过“煤电联姻、水火互济、风火打捆”等方式，加快“国字号”企业整合进度，做大做强国有企业的同时释放调结构、去产能空间。

根据以上结论，我们重点推荐受益于盈利面改善及行业改革，特别受益于央企合并重组预期，同时具备资产优良、设备先进、效益优秀特征的龙头火电公司：华能国际、大唐发电、国电电力、国投电力等。

7、风险分析

受国内外环境影响，国家和电力行业改革进程受阻，火电行业供给侧改革进展慢于预期;

经济增速下降明显导致用电量增速低或出现负增长，受其它能源利用方式挤压，煤电利用小时数下滑超预期;

电力行业新兴技术如储能应用的发展迅速，快速占领市场;

上游动力煤价格持续超预期上行或维持高位，上网电价传导迟缓;

国有企业改革进度受阻，央企并购重组低于预期等。

行业重点上市公司评级与估值指标