报告摘要：当前动力煤价格已长期处于高位运行，而煤电企业受限于“市场煤计划电”的行业格局，利润下滑显著，整体经营较为困难。在当前时点，我们认为新版煤电联动能否在2018年如期启动，将会对火电行业未来盈利情况产生较为显著的影响。我们结合当前煤电联动模型预测数据及分省火电基本面研究情况，对火电行业2018年的经营情况进行分析和展望。
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核心观点：
在煤价趋势不发生根本性逆转下，2018年煤电联动于情于理势在必行。我们依据国家发改委公布的煤电联动计算公式，结合各省已有的电煤价格指数变动，假定2016年11月到2017年10月周期平均电煤价格指数为507.61元/吨，同期全国平均供电煤耗为315克/千瓦时进行测算。测算结果显示全国燃煤标杆电价平均上调幅度为4.45分/千瓦时，减去7月份已调价幅度后，湖南、四川、广西三省应涨价幅度靠前，分别为6.91、6.32和5.60分/千瓦时。对比历史数据也可以发现，当前各大电网电价水平远低于2014年9月，但煤价已经显著高于2014年，煤价电价出现不合理的倒挂。同时今年上半年火电企业业绩下滑明显，如果上网电价不做调整，火电企业很难走出“量增利减”的困境。
电价受政策风险与市场电量双冲击，难以足额上调。从煤电价格历史调价情况来看，全国燃煤上网电价变动范围在-3~2.6分/千瓦时，上调电价4.45分幅度过大，可能受到国家政策管控影响。综合相关因素，我们给出中性假设：全国火电标杆上网电价受煤电联动及宏观调控影响，上涨3分/千瓦时(把2016年下降的幅度补回来);假设有30%的市场电量，且市场电量不涨价，相当于最终电价涨幅打七折为2.1分。
电价上调全面利好火电行业，火电龙头较为受益。在中性假设下，我们进一步引入点火价差和单位装机边际利润进行分省火电基本面研究。结果显示冀北、蒙东、江苏和浙江等位于华北、华东地区的省份火电边际利润情况较好。我们认为华能国际、浙能电力等火电龙头受益于较大的火电上网电量，业绩增长绝对值排名靠前。
风险提示：电价上调不及预期风险，电力供需形势恶化风险。
1. 煤电联动历史沿革及当前火电企业经营现状
1.1. 煤电联动历史
煤炭是我国最丰富的一次能源。长期以来，在我国计划经济体制下电力用煤主要依靠国家统配的计划管理进行。而随着我国走向改革开放，煤炭市场化趋势逐步增强，电力用煤与市场煤的价格矛盾不断显现。自2003年以来煤炭及电力行业价格矛盾日益突出，其主要原因为电价调整无法适应煤价变化，发电企业长期承受煤价上涨对业绩挤压的压力。2004年6月7日国务院发布《国务院办公厅关于做好电力迎峰度夏工作的通知》(国办发„2004?47号)，通知中在“区别对待，运用价格杠杆调节电力供求”部分提到“尽快实施煤电价格联动机制”。2004年年底通过近一年的研究、各部门调研以及意见征询后，发改委正式出台了第一版煤电价格联动实施办法。
2005年4月发改委正式下发关于各地电网实施煤电价格联动有关问题的通知系列文件，并于5月1日进行了第一次煤电联动价格调整，燃煤机组上网电价平均上调1.86分/千瓦时，销售电价上调2.52分/千瓦时。2005年11月虽然煤价满足了联动条件，但有关部门却并未有所行动。之后在2006年5月、2008年7月和8月分别进行了第二到四次煤电联动电价调整。
2012年12月，第二版煤电联动政策出台，国务院于12月25日发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,明确将继续实施煤电联动，并对联动机制进行了修改。第二版政策出台后直至2015年4月才进行了第一次煤电联动调价，降低燃煤机组上网电价约2分/千瓦时，降低销售电价约1.8分/千瓦时，此次调价主要原因是2015年电煤价格的大幅下降，距上次政策实施调价已时隔7年。事实上2009年-2014年7年间电价政策以及上网电价都有过多次调整，但官方均未表示是出于煤电联动政策进行的电价变动。
2015年12月31日，国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格„2015?3169号)，第三版煤电联动政策正式发布并于2016年1月1日起开始实施。新的煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发展改革委统一部署启动，以省(区、市)为单位组织实施。新版本发布同时全国燃煤机组上网电价和销售电价均下调3分/千瓦时，这是2004年以来的第6次依据煤电联动政策进行的电价调整。
第一版煤电联动机制是以2004年5月底的电煤车板价为基础，原则上以不少于6个月为一个周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，则相应调整电价。第一版煤电联动的标准为煤价涨幅的70%，另外30%的涨幅由电力企业消化。而第二版煤电联动实施周期由最初的半年调整为以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，调整相应上网电价;此外企业承担价格波动的比例由30%降低为10%。第三版煤电联动则充分考虑到不同省份间煤电生产成本的巨大差别，引入分省的电煤价格指数作为各省调价的依据。同时相关计算公式与数据来源予以公开，其从理论和实践上均有所完善，更具有可操作性。
从历年电价调整和煤电联动政策历史来看，从2004年至今我国燃煤机组上网电价共计调整14次，其中九次上调五次下调，全国性上调平均电价最高为2.6分/千瓦时，下调幅度最大为-3分/千瓦时。整体上看当煤电上网电价调整时，非居民用电销售电价一般也会做同向调整，调整幅度往往与上网电价变动、当期经济形势等相关。唯一较为特殊的是2017年7月电价调整情况。此次电价调整空间来源于取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金、国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，同时结合向上下游释放输配电改革红利的情况，首次实现在上调燃煤标杆电价的同时降低销售电价。
结合历史上六次煤电联动情况及动力煤价格变化情况来看，煤电联动政策存在一定的滞后性。在2006年6月至2008年6月间，动力煤价格快速上行而相关电价调整政策却迟迟未能出台。2010年后动力煤价格仍存在较大的震荡，但之后煤电联动机制并没有明确启动，相关电价调整更多是源于政府机关的行政计划调整，煤电联动的市场化属性并没有得到较好的体现。从图2和图3可以看到，当前动力煤价格与2008年一季度较为相似，而平均电价略高。但从销售净利率这一财务指标来看，当前CS火电销售净利率仅为4.76%，与2008年一季度的3.56%相差不大。除去2008年下半年的极端情况，此数据已经属于火电板块历史较低水平。从行业健康发展角度结合火电行业历史数据，我们认为火电板块保持10%左右的稳定净利润率是较为合理的水平。
由于煤电联动计算参照年份是2014年，我们进一步将当前电价和煤价与2014年做对比。从近期六大电网火电平均上网电价来看，虽然经历了7月份调价后各电网火电上网电价有所上涨，但同2014年9月份的水平比还有较大差距。其中华中电网差值最大，达4.5分/千瓦时;西北电网差值最小，仅为2.3分/千瓦时，其他地区差值约在2.5分/千瓦时到4分/千瓦时之间。从煤炭成本角度去分析，2014年全年环渤海5500大卡动力煤均价为522.33元/吨，全国平均电煤价格指数为444.44元/吨。而2107年10月11日秦皇岛5500大卡动力煤价格为585元/吨，7月全国电煤价格指数为493.26元/吨，全年电煤价格指数大概率在500元/吨以上。当前煤价水平已经显著高于2014年，但电价却出现严重倒挂，于情于理，上调电价势在必行。
1.2. 当前火电企业经营现状
根据历年统计数据，2008年-2015年全国6000千瓦以及上电厂装机容量增速基本维持在稳定状态，2015年全国装机增速达到10.41%，此后全国装机容量增速明显放缓，2016年增速相比2015年下降1.19个百分点，达到9.23%，2017年上半年增速降至历史最低点的6.84%。近十年来全国火电装机容量增速均略低于总装机容量增速，但二者变化趋势大致相似，在2015年火电装机增速达到7.84%自2012年以来的最高增速后，2016年增速下降至6.43%，2017年上半年更低至4.42%。在当前电力供需失衡、煤电被列入去产能行业的大背景下，火电装机或将长期维持低速增长。
近几年全国火电发电量增速呈现较大波动，2013年由于水电发电量较低、上年同期基数较低等原因，当年火电发电量同比增速高达11.32%，之后2014-2015年火电发电量增速逐年下降，2015年降至-3.22%。2016年增速开始回升，到2017年上半年火电发电量增速达到7.95%，近三年首次超过全社会用电量增速，火电行业量增的趋势较为明显。
虽然2017年上半年火电发电量增速达到2014年以来的最高值，但由于上半年煤价同比涨幅较大等原因，电力板块公司业绩下滑明显。在28个中信一级行业中，CS电力及公用事业板块业绩增速-34.02%，排名最后，子行业CS火电板块业绩增速-65.38%。火电板块分类下35家重点火电公司，仅4家归母净利润实现同比增长。
我们将近三年火电行业分季度毛利率与秦皇岛动力煤走势进行对比，可以很明显的看到当动力煤价格上行时，火电板块毛利率出现较大幅度下滑。在当前煤价高位运行的情况下，如果不对上网电价进行进一步调整，火电行业受限于自身资产负债率较高等不利影响，很难摆脱“量增利减”的困境。
2017年7月1日，多省市相继上调上网电价，上调幅度最大的为河南省，达到2.28分/千瓦时，其次为山东省2.2分/千瓦时。此次电价上调有望对火电企业成本压力有所缓解，但仍然难以弥补煤价上涨对火电企业的冲击，电价涨幅也远小于之前下调的幅度。
2. 煤电联动模型预测
2.1. 计算方法与假设条件
按照国家发展改革委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格„2015?3169号)，最新的煤电联动机制以年度为周期，由国家发改委统一部署启动，各省价格调整幅度由省级相关部门按照相关计算公式组织实施。煤电价格联动机制依据的电煤价格按照中国电煤价格指数确定。以中国电煤价格指数2014年各省(价区)平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。
燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式：
最终新周期煤电联动导致的电价调整幅度应为本期调整水平减去上期电价调整水平。
煤电联动导致燃煤标杆电价调整后，各省需相应调整销售电价。居民生活、农业生产用电价格保持相对稳定，工商业用电价格按相应计算公式调整：
结合相关公式情况及当前电煤价格水平，我们对计算所需相关条件做如下假设：1、预期2017年10月环渤海动力煤价格指数进入绿色区间，2016年11月到2017年10月周期平均电煤价格指数为507.61元/吨;2、分省电煤价格指数依据其与全国电煤价格指数比值确定;3、假设全国平均供电煤耗为315克/千瓦时，相较2016年下降4克/千瓦时;各省供电煤耗依据中电联公布的最新月份数据确定，对于天津、上海、江苏、浙江和广东等火电煤耗受天然气发电折算影响较大的省份，供电煤耗按当地标杆发电企业数据予以调整。
2.2. 预测结果分析
由前述分析可知，2018年电价上调水平由本期应调幅度(受煤价影响)减去上期已调幅度决定。从本期应调幅度的水平来看，湖南、广西和广东三省排名前三，说明在当前煤价水平下，这三个省份的煤电机组燃煤成本增长较快，煤电经营情况较为困难。而蒙东、浙江、陕西等8省份本期应调幅度为0，说明其当期电煤价格指数较2014年偏差不大，2018年电价上调主要由之前下调电价的回调决定。从2018年电价预期上调水平来看，湖南、冀南和湖北排名前三，黑龙江、蒙东和新疆排名后三名。根据我们模型测算，全国平均上调幅度为4.45分/千瓦时，涨幅较大。火电大省中，广东、山东和江苏等省份预期涨幅高于全国平均水平，内蒙古和新疆等省份预期涨幅低于全国平均水平。
由于2017年7月1日起部分省份执行国家发改委相关文件，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，同时将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金各降低25%，腾出的空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。理论上讲此部分电价调整主要来源于政府改革红利，与煤电联动并没有直接关系。但出于谨慎及合理性考量，我们在当前计算结果上减去各省7月份已涨电价的幅度，并以此为基准进行火电企业业绩测算。
2.3. 相关电力公司业绩弹性测算
为了进一步研究煤电联动对电力企业盈利能力的影响，我们选取华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电等四家全国性火电公司及浙能电力、京能电力等十家区域性电力公司进行研究。我们基于各公司在不同省份的煤电装机与上网电量情况预测其在2018年的煤电上网电量，从而结合各省预期电价上调幅度进行净利润弹性测算。假设各公司市场化电量电价折让幅度不变，电价上调按平均4.45分/千瓦时的乐观估计，2017年7月份已上调燃煤标杆上网电价的省份2018年上调幅度扣除已上调部分，国电电力暂不考虑神华火电装机并入的影响。
从下列图表可以看到，电价上调对电力企业净利润影响非常显著。以华能国际为例，电价上调预期将增加其2018年净利润83.73亿元，占其2016年全年净利润的77.62%。而其2017年上半年实现营收714.34亿元，净利润10.37亿元，如果电价如期足量上调，其盈利能力有望回升至2016年的水平。从净利润变动绝对值来看，各火电龙头企业受益于煤电发电量绝对值较高，排名均比较靠前，华能国际、华电国际和国电电力位居前三。从净利润相对弹性来看，之前受高煤价冲击更大导致经营情况更为困难的企业反弹幅度更强，漳泽电力、长源电力和粤电力A排名前三。事实上，考虑到大部分电力上市企业均有参股相关区域内的火电厂，煤电联动同样会大幅改善其投资收益，对火电企业的业绩有着更深远的影响。
3. 风险讨论：政策风险与市场电量双冲击
虽然按照煤电联动相关公式测算，我们预期2108年煤电标杆上网电价有望上调4.45分/千瓦时，但在当前“市场煤计划电”的格局下，电价上调仍受国家政策影响较大。尽管随着中发9号文拉开新一轮电改帷幕，市场化电量占比已逐渐超过20%，但煤电电价仍然主要受政府管控。在当前供给侧改革的情况下，煤炭拥有资源优势可以取得定价权和交易权。而煤电企业难以反向与煤炭侧议价，下游售电价也被严格管控，成本上涨的压力难以得到有效疏导。在当前三去一降一补仍为产业主旋律的情况下，煤电联动带来的电价上涨有可能对下游制造业生产造成影响，从而影响国家上调煤电价格的决心。2016年全年我国煤电发电量为39058亿千瓦时，按7%的厂用电率考虑对应上网电量为36324亿千瓦时，如按度电上涨4.45分测算，对应1616亿元的电费涨幅。即使考虑2018年有30%的市场电空间，市场电部分不受调价影响，对应电费涨幅也有1131亿元。
由于煤电联动理论上只会对下游工业用电和一般工商业用电价格进行调整，我们从PPI角度出发简略探讨电价上调带来的影响。从2016年用电数据出发，2016年我国全社会用电量59198亿千瓦时，居民用电量为8054亿千瓦时，煤电上网电量估算为36324亿千瓦时。考虑度电上涨4.45分，对应工业用电价格上涨幅度约为8.58%。通过对历史宏观数据拟合我们得出电力工业价格占PPI权重为6.5%，对应PPI上涨幅度为0.58%。
结合历年电价调整和煤电联动政策历史来看，从2004年至今我国燃煤机组上网电价共计调整14次，其中九次上调五次下调，全国性上调平均电价最高为2.6分/千瓦时，下调幅度最大为-3分/千瓦时。在之前的若干个煤电联动周期中，不乏虽然达到煤电联动上调电价的要求，但出于宏观经济调控等原因少调甚至不调电价的情况。电价目前是国家少有的可以直接调控的价格，其变化必须考虑经济大环境的条件。从今年7月份调整电价的情况来看，也有不少省份并未按照国家发改委《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》的要求足额上调燃煤机组标杆电价。
同时考虑到2018年市场化电量占比势必进一步提升，当前电力供过于求的格局下电力企业议价能力相对较弱。基于以上判断，我们给出在中性假设影响下各火电企业的业绩变化，即：全国火电标杆上网电价受煤电联动及宏观调控影响，上涨3分/千瓦时(把2016年下降的幅度补回来);各省电价调整幅度相应调价情况折算;假设有30%的市场电量，且市场电量不涨价，相当于电价涨幅打七折为2.1分。
最终计算结果显示，在中性假设下各火电企业净利润及同比弹性相较乐观假设均有较大幅度的下滑。华能国际、浙能电力和华电国际位居绝对值变动前三，但华能国际26.71亿元的净利润增长仅为乐观假设83.73亿元的31.9%。漳泽电力、长源电力和大唐发电净利润弹性排名较为靠前。
在中性假设条件下，我们判断电价上涨对应PPI上涨幅度为0.27%，相对影响较小，此方案推行阻力应该不大。
4. 分省火电基本面研究
对于火电行业来说，电价固然是影响其营收和业绩的重要因素。但从其基本面分析逻辑出发，利用小时和装机容量影响上网电量，煤价与供电煤耗影响度电成本水平，同样对火电企业的经营情况有着重大影响。火电企业的业绩主要由上网电量和度电利润决定，而发电量又与供需情况存在紧密联系。电价与煤价又分别从收入侧和成本侧决定了度电利润。由于电力不可储存，所以需求的增长将直接带动发电量的增长;而当前电力供过于求，如果新增装机进一步增长的话，将会摊薄现有装机的利用小时。好在随着国家化解煤电过剩产能的一系列政策出台，2017年1-8月我国火电装机增速5.21%，下降2.5个百分点。上亿千瓦的在建装机被停建缓建，极大的缓解了现有火电机组的压力。
在当前煤价高企的困境下，火电企业自身装机结构的优劣以及装机分布已成为检验火电资产含金量的重要试金石。通常情况下，煤电机组单机容量越大，运行参数越高，机组供电煤耗越小，度电污染物排放强度越低，呈现较好的规模效益。此外，在我国电力供应整体过剩的大格局下，政府工作报告首次提出“煤电去产能”的目标，2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。因此，那些装机容量较小、经济性较差且污染排放较高的煤电机组更容易被列入落后产能名单中，存在一定的关停风险。此外，虽然我国电力行业整体处于供过于求、经营困难的状态，但由于我国幅员辽阔，不同省份间经济发展水平、电力装机情况和输送通道等存在较大差异，不同省份的电力供需情况、电价煤价情况也有所不同。
对比主要上市电力公司燃煤装机结构后可以看到，地方性能源企业受益于装机规模较小、新建机组占比较多，60万千瓦以上机组占比排名较为靠前，申能股份、浙能电力和粤电力A位居前三。五大发电中，大唐发电、国电电力(暂不考虑神华国华注入影响)、华能国际和华电国际60万千瓦以上机组占比分别为65.15%、59.09%、54.34%和50.75%(国电投暂无A股整体上市资产)。
由于大部分地方性能源企业火电装机都集中在所属省份，我们对全国性火电央企做装机分布的分析研究。我们发现华能国际装机分布较为分散，其在华北、华东和华中电网装机占比较高，分别为26.78%、25.59%和21.56%。而华电国际在华北地区占比较高，占其火电装机的46.42%，华中、华东分别占23.75%、18.83%。大唐发电在华北电网占比较高，占其火电装机的50.89%。其次是华东和南方电网，分别为24.75%和11.85%。国电电力装机集中在华东电网，占比为48.09%。其在华北和西北电网占比分别为25.24%和21.17%。
接下来我们针对各省电煤价格情况进行分析。由于电煤价格指数以各省的煤电厂加权动力煤到厂价编制，其相较环渤海动力煤价格更能反映不同省份间煤炭成本的差异。从今年1-8月份电煤价格指数平均值情况来看，广西、江西、湖南三省绝对值排名靠前，而甘肃、山西、宁夏等省份同比涨幅均超过70%，涨幅排名靠前，也远高于全国54.6%的电煤价格同比涨幅。整体来看，蒙东和新疆地区煤价涨幅普遍较低，火电机组受燃料成本上涨影响较小。
从利用率角度来分析，2017年1-8月份全国火电平均利用小时为2793小时，同比增长2.42%。江苏、河北、宁夏三省绝对值排名靠前，而湖南、江西和湖北同比涨幅靠前。2017年1-8月份全国火电发电量同比增长7.2%，同比增速靠前的省份为青海、宁夏和湖南，主要得益于其火电发电基数较低。从1-8月份各省份用电量缺口数据及绝对值增长情况来看，浙江、江苏和山东的用电缺口同比增长较大，即相关地区供需情况相对较为好转，区域内装机运行情况较好。综合而言，华东地区和华北地区火电利用情况和区域内电力供需情况较好。
为进一步研究不同省份间火电企业的运营情况，我们引入点火价差和边际利润的概念进行分析。点火价差的定义为火电行业每度电电价收入和发电燃料成本之间的差价，即火电的度电边际利润。点火价差决定了煤电企业的度电边际利润，而利用小时数决定了单位千瓦装机的发电量水平。我们定义单位千瓦煤电机组的边际利润如下：
单位装机边际利润=点火价差×利用小时×(1-厂用电率)
此处利用小时我们选取2017年1—8月各省火电利用小时数，电价采用中性假设下2018年各省电价调整水平。计算结果显示，冀北、蒙东和海南排名前三，四川、青海和云南排名靠后。冀北、蒙东等电煤价格较低的省份和江苏、浙江等电价较高且用电负荷较高的省份点火价差和单位装机边际利润表现较好。综合分析来看，华北地区和华东地区的火电机组具有较高的装机边际利润，装机集中于此地区的火电企业较为受益。五大发电中，我们判断大唐发电与华能国际在装机分布上较为受益。
5. 火电板块推荐标的
为进一步分析煤电联动政策带来的分省电力运营变化对上市公司的影响，我们整理了12家主要火电公司盈利预测与评级。整体来看，当前火电企业受高煤价导致的盈利下降的影响，市盈率均在较高水平(国投电力水电占比较高，申能股份油气业务增长较快)。在考虑2018年煤电联动带来的毛利率回升和投资收益增长的情况下，各公司18年预期EPS均有较大幅度的增长，对应当前股价市盈率将回归到10~20倍的区间。我们从盈利改善情况、装机结构质量、装机分布优势及煤电联动弹性出发，推荐全国性火电龙头华能国际和区域电力龙头浙能电力。
5.1. 华能国际：火电龙头或将进一步受益于行业回暖
华能国际作为我国最大的火电上市平台，在资产注入后当前可控装机已达10169.8万千瓦，火电龙头的地位愈发稳固。在当前时点下，煤炭价格的上涨显著拉低了公司的毛利率，公司上半年毛利率仅为11.49%，较去年同期下降约17个百分点。高位运行的煤价导致公司的规模效应难以得到有效发挥，但如果进一步考虑未来电价上调的影响，公司的盈利能力将得到显著改善。如按中性假设考虑，2018年煤电联动有望为公司带来26.71亿元的净利润增长，相当于2017年上半年净利润10.37亿元的2.58倍。在煤电联动预期渐近、用电增速回暖、全国火电利用小时同比回升及国家政策力促动力煤先进产能释放等因素影响下，公司作为火电龙头或将进一步受益于行业回暖，业绩有望反弹改善。
电力央企重组渐入高潮，公司作为潜在标的大概率受益。今年以来，国家对于包括煤电行业在内的产能过剩领域推进央企整合的政策不绝于耳。8月初十六部委发文推进煤电去产能，文件中再次提出大型发电集团实施重组整合，鼓励煤电资源整合。在中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团之后，国能投发电装机容量约2.26亿千瓦，已超过华能集团成为中国最大的发电企业。华能国际作为潜在的央企重组标的，有较大概率受益于重组带来的产业链整合和规模效应。
5.2. 浙能电力：区域优势叠加低估值，优质资产具有吸引力
浙能电力作为浙江省电力龙头，其控股电厂除浙能阿克苏外均位于浙江省内，火电装机占浙江火电装机的43.2%。浙江省未来两年火电装机接近零增长，整体电力供需形势向好，点火价差较高。公司受益于地利2017年上半年实现营收226.29亿元，同比增长26.8%;实现归母净利润23.83亿元，同比下滑42.8%。相较于其他火电板块上市公司，公司上半年归母净利润绝对值排名第一，下滑幅度也属于较低水平。考虑到浙江省2017年7月暂未上调燃煤机组上网电价，其在2018年实施煤电联动的预期更为强烈。
公司历年均有相对稳定的高比例现金分红。2014年至2016年，公司现金红利总额分别为34.00亿、36.72亿和31.28亿，对应分红比例为57.0%、52.6%和49.8%。如按预案公告日股价计算，公司股息率分别为3.22%、4.24%和4.16%。公司当前资产负债率仅为37.42%，远低于行业平均60%~70%的水平。此外公司PE与PB均处于历史及行业同类公司的较低水平。证金公司二季度大幅增持公司股票，当前持股比例4.66%，已成为公司第二大股东，这也彰显公司的优质资产在当前时点较为低估，具有吸引力。
在国内火电发展相对受限的大环境下，公司多点布局，积极参与核电资产投资与海外市场。公司参股孟加拉吉大港2×66万千瓦煤电项目为公司进军海外市场奠定了良好的开局。浙能电力当前核电权益装机为136.6万千瓦，参股20%的三门核电项目(2×125万千瓦)进展顺利，1号机计划于今年并网发电。公司还与中核集团密切合作，先后参与海洋核动力平台、高温气冷堆、行波堆和河北核电的开发和设立。2017年上半年核电业务为公司贡献6.3亿元投资收益，占公司利润总额的21.2%。我们看好公司多点布局对公司业绩增长的贡献，未来核电业务与海外板块有望成为公司新的业绩增长点。
