过去两年，受累于供需失衡、原材料煤炭价格上涨、上网电价下调，整个火电行业遭遇寒冬。不过，进入2017年以后，这些因素开始出现积极向好的变化，火电行业最悲观时刻或许已经过去。

火电遭遇寒冬

火电行业是为社会生产提供电力的基础行业，其健康发展关乎中国能源安全与社会稳定。火电行业经营与经济周期密切相关，其中影响最大的三要素为上网电价、煤价与利用小时数。

过去两年，受累于供需失衡、上网电价下调、原材料煤炭价格上涨，火电行业遭遇寒冬。

2015年，全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比仅增长0.5%，增速比上年回落3.3个百分点。“十二•五”期间，全社会用电量年均增长5.7%，较“十一•五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。

2016年年初，中电联预计全年全社会用电量同比增长1%-2%，但年中实体经济呈现稳中趋好迹象，至年底全社会用电量同比增长5%，增速同比提高4.5个百分点，但增速结构已发生明显变化。

平安证券分析称，自2012年起，随着第三产业快速发展，工业增加值增速首次低于GDP增长率;由于工业企业是中国最大的用电主体，在全社会用电量中占据较大比例，导致全社会用电量增速自2012年起快速下滑。

相比用电量的缓慢增长，火电装机容量自2010年以来的平均增幅达到7.1%，2014-2016年的增幅分别为6.5%、7.8%和6.4%，2015年达到2009年以来的峰值，当年净增火电装机容量7202万千瓦。

供需失衡导致火电利用小时自2014年起持续下降，2016年较2013年下降847小时至4165小时，年均降幅282小时。

除了供需失衡外，自2013年起，国家共下调火电标杆上网电价4次，累计下调幅度达7.13分/千瓦时。历次电价调整中，除2015年4月与煤电联动相关外，其余均用作疏导环保电价与经济结构调整专项资金。

2016年1月1日起，燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱(含税)，为2013年以来的最大下调幅度，重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展，并设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。

此外，煤炭作为火电最重要的原材料，2016年下半年以来价格开始大幅上升。

资料显示，环渤海动力煤价格指数经历了2015年以来长达一年多的低位运行后，在坚决的“去产能”政策推进下，2016年原煤产量回落至33.64亿吨，同比下降9.4%，而需求仅同比下降1.3%，供需出现失衡，动力煤价格2016年三季度起急剧飙升，年内涨幅超过60%。截至2017年1月25日，环渤海动力煤价格指数达590元/吨，与2014年上半年水平基本持平，火电企业盈利能力受到极大影响，大幅盈利现象几不存在。

根据行业内专家测算，电煤成本占火电企业总成本的75%左右，煤炭成本的高低与企业盈利好坏具有直接关系。以河南省火电厂为例，300MW、600MW、1000MW火电机组度电成本中，燃料成本占比分别达到73%、73.24%、74.54%，煤价已成为火电企业盈利状况的重要影响因素。

过去两年，整个火电行业业绩承压。资料显示，2015年，火电行业上市公司收入同比下降1.8%，2016年前三季度同比下降1%;净利润在2014与2015年两年的增速仅分别为11%和14%，远低于2012-2013年的96%与54%，2016年前三季度净利润甚至同比下降12%;ROE自2014年起下降，2015年降至13.19%，2016年前三季度为8.92%，远低于2015年的水平。

积极因素出现 否极泰来?

进入2017年以来，引发火电行业步入寒冬的因素开始出现积极向好的变化。

从需求端来看，2017年前两个月，火电迎来开门红。据CCTD中国煤炭市场网监测的快报统计披露，1-2月份，全国发电量累计完成9014.85亿千瓦时，同比增长7.00%。与往年相比，2017年1-2月，全国累计完成发电量增速较2016年同期上升6.97个百分点，较2016年全年增速上升1.8个百分点。目前虽尚未披露1-2月份的全社会用电量，然而总发电量可一定程度上反映用电需求增速已达到7%左右，延续了2016年下半年高增速水平，并超过了2016年全年累计增速的4.98%。

长江证券认为，受经济回暖影响，中国用电需求有望持续增长，预计全年可以保持3%-5%的需求增速。

分板块来看，2017年1-2月，火电发电量6950.98亿千瓦时，同比增长8.06%;水电发电量1196.52亿千瓦时，同比下降10.74%;核电发电量311.30亿千瓦时，同比增长14.16%。

从上面可以看出，2017年1-2月水电完成发电量出现较大幅度下滑，增速较上年同期下降38.78个百分点，这主要是受来水偏枯影响。受拉尼娜现象影响，结合中国各流域历史来水规律，长江证券预计2017年来水整体偏枯，水电发电量下降，有望释放出一定发电空间。

方正证券认为，实体经济改善和水电发电量同比下滑是火电开门红主要推动因素，趋势有望继续延续，火电全年发电量高增长可期。

从供给端来看，火电供给侧改革超预期。2017年以来，发改委明确2020年将煤电产能限制在11亿千瓦以下(2016 年9.4亿千瓦)，国家能源局通过多项政策遏制火电新增产能，要求全年淘汰落后产能400万千瓦以上，风险预警为红色的省份停止2016年开工煤电项目，并通过向各省发通函的方式要求“十三•五”期间缓建煤电约8863万千瓦。李克强总理在政府工作报告中也提出淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上的目标。

据方正证券估算，其中500万-1000万千瓦为淘汰落后产能，其余部分为停建、缓建产能，预计全年煤电装机净增3500万千瓦左右，新增装机增速将降至3.7%，装机增速超过用电量增速的情况出现反转，利用小时数回升在即。

根据各项政策，长江证券预计2017年燃煤发电机组增量有望被限制在4000万千瓦以内，利用小时摊薄情况将会趋缓，在当前用电需求增长、水电释放发电空间的环境下，火电利用小时有望实现同比增长。

此外，国家能源局规划2018年实现4万亿千瓦时工业电量全部市场化交易，市场化交易规模扩大利好发电效率高、平均成本低的大型发电企业，有利于淘汰落后产能，提高行业集中度;从中长期角度来看，有利于进一步压缩火电供给。

作为火电最主要的原材料，2017年的煤炭供需环境也有望得到明显改善。发改委相关负责人在3月7日的答记者问上指出，2017年已没有必要再大范围实施煤矿减量化生产措施，先进产能和特殊煤矿继续330生产，净调入省份、资源枯竭省份不做硬性要求，其他地区在煤价波动的绿色区间(500-570元/吨)不再执行276限产。

回首2016年，供需紧张、库存匮乏、运费上涨等多方因素共同将煤价推至顶峰，目前看这些支撑煤价高企的因素已面临拐点，煤价下降或很快到来。

历史经验表明，煤炭供需极度失衡周期一般持续1年左右。从2015年11月供需关系首次变化至今已有1年5个月，平安证券预计供求关系改变将很快到来。

2016年，受铁路运力调整的影响，煤炭运输价格由30元涨至60元左右，往年运费上涨最多持续周期在6个月左右。平安证券预计，2017年铁路运费将回落至历史平均水平，煤价将失去运费支撑。

平安证券认为，动力煤需求主要由基建、地产与火电所拉动，而火电受全社会用电量的影响更多。在供给侧改革持续推进、基建投资增速缓慢下降的大背景下，行业库存出清速度将逐渐变慢，剩余产能能源利用效率逐渐提升，短期内煤炭下游需求的动力可能不足，煤价不具备持续上涨的基础。

中长期看，高耗能行业能源利用效率提升将对煤炭需求提升形成有效制约，煤炭价格的波动更多由供给侧决定。在目前的环境下，由于煤炭供给侧国企产能利用率不断提升，发改委对煤炭产能产量的调控能力增强，煤炭供给快速增加的可能性亦有所降低，去量保价的可能性提高，平安证券预计，中期煤价望稳定在500-550元/吨附近。

若2017年煤价前高后低，电煤价格指数全年稳定在530元/吨左右的高位，火电行业必将触发煤电联动机制。根据调价机制，2018年全国平均电价应较2014年水平上调2.3分/kWh。由于2016年全国火电平均标杆电价已较2014年下调3分/kWh，2018年相比2017年水平应上调5.3分/kWh，度电利润有望由2017年的1分/kWh 提至6.4分/kWh，只要2017年电煤均价不低于474元/吨，煤电联动机制便会启动。