2017年电力供需形势总体宽松，全社会用电量显著回升，装机结构持续优化，非化石能源发电比重稳步提高。需求侧，受经济增长企稳、工业生产好转及气温等因素影响，用电量显著回升，2017年全社会用电量为63077亿千瓦时，同比增长6.6%，增速较上年提升1.7个百分点。供应侧，全国累计装机仍保持较大规模，装机结构持续优化。发电量持续提高，非化石能源发电比重稳步上升。2017年，全国发电量64179亿千瓦时，同比增长6.5%，非化石能源发电量达到18665亿千瓦时，同比增长10%，占比接近30%。
动力煤价格持续高位运行，火电行业承压：2017年在煤价持续高位、市场化交易电价进一步下降等多重矛盾下，煤电企业经营持续亏损，煤电企业面临严峻困难和挑战。此外，煤价高位影响了电力行业的盈利状况，行业现金流较上年显著弱化，火电业绩继续承压。
伴随能源结构调整和电力行业供给侧改革，电力行业有望迎来新一轮快速发展，建议关注电力行业改革、煤电与水电业绩改善以及火电灵活性调峰：1)电力行业改革继续推进：16部委出台政策推动供给侧改革，鼓励大型发电集团整合重组，电力国改有望加速推进。2)电力企业业绩有望得到改善：2017年煤电上网价格上调一定程度上缓解了煤电经营压力。2018年，行业盈利修复寄希望于政府引导下国内动力煤产能的释放和国外动力煤的进口管制。此外，水电在政策支持下，消纳更有保障，弃水得到明显改善，利用小时数显著增加，提升水电企业盈利水平。3)火电灵活性调峰大有可为：弃风弃水问题催生提高电力系统灵活性的需求，火电灵活性改造业务显著受益。
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1.2017年全社会用电量明显好转，同比增长6.6%
1.1.部门用电结构持续优化，二产对用电增长的贡献达60%
全社会用电增速明显回升。2017年，全社会用电量达到63077亿千瓦时，同比增长6.6%，增速较上年提升1.7个百分点。全社会用电量明显回升主要有四方面原因：一是宏观经济总体稳中向好，工业增加值、基础设施建设、外贸出口等关键指标增速回升;二是工业生产平稳向好，工业产品供需关系明显改善，企业效益明显增强，产能利用率持续回升，拉动工业用电回暖;三是服务业持续保持较快增长，新业态、新模式、新产业不断涌现，新动能逐步培育形成新的电力消费增长点;四是夏季大部分地区气温明显偏高，2017年7月、9月全国平均气温均创1961年以来历史同期最高，拉动用电量较快增长。
分部门看，第一、二、三产业和居民生活用电量分别为1155亿千瓦时、44413亿千瓦时、8814亿千瓦时和8695亿千瓦时，分别同比增长7.3%、5.5%、10.7%和7.8%。用电量增幅分解表明，第二产业对全社会用电量增长的贡献高达60%，其次是第三产业和居民生活部门，分别为22%和16%。
分季度看，2017年四个季度的用电增速分别为6.9%、5.7%、7.8%和5.8%，其中第三季度的用电量及同比增速均处于最高水平，第四季度用电增速明显下降，主要受2016年四季度用电基数高，及北方地区环保限产等因素影响。
1.2.工业累计用电量43624亿千瓦时，同比增长5.5%
2017年工业累计用电量43624亿千瓦时，同比增长5.5%，占全社会用电量的比重接近七成。2017年，钢铁、有色、化工、建材等四大高耗能行业合计用电18190亿千瓦时，约占工业部门电力消费量的40%，同比增长1.7%。受供给侧改革和房地产投资增加影响，钢铁和建材行业用电量增速较上一年有所回升，而化工和有色行业用电量增速有所下降。其他制造业的用电量及用电增速显著高于其他工业部门。
2017年重工业用电36131亿千瓦时，同比增长5.2%，增速较上年增速提高2.7个百分点;轻工业用电7493亿千瓦时，同比增长7.0%。从轻重工业占用电量比重来看，重工业用电占比57.3%，轻工业用电占比11.9%，较上年增加2.6个百分点。
2017年全社会用电量排名前五的省份分别是广东(5959亿千瓦时)、江苏(5808亿千瓦时)、山东(5430亿千瓦时)、浙江(4193亿千瓦时)和河北(3442亿千瓦时)。各区域全社会用电量均实现不同程度的正增长，其中同比增速超过全国平均水平(6.6%)的省份有15个，依次为：西藏(18.2%)、新疆(11.5%)、贵州(11.5%)、内蒙古(11.0%)、山西(10.8%)、宁夏(10.3%)、陕西(9.5%)、江西(9.4%)、甘肃(9.3%)、云南(9.0%)、浙江(8.2%)、青海(7.8%)、重庆(7.3%)、福建(7.3%)、安徽(7.0%)。
2.风光新增装机占据半壁江山，煤电装机大幅压缩
2.1.全国累计装机同比增长7.6%，增速高出发电量增速1个百分点
2017年全国累计装机容量达到177703万千瓦，同比增长7.6%，其中：水电、火电、核电装机容量分别达到34119、110604、3582万千瓦，累计增速分别为2.7%、4.3%、6.5%。火电装机占绝对领先地位(62%，其中煤电占55%，其他火电占7%)。2017年全国累计新增装机13372万千瓦，其中水电、火电、核电装机容量分别达到1287、4578、218万千瓦，同比增速分别为9.2%、-9.3%、-69.8%。受电力供给侧改革严控新增煤电装机政策影响，2017年火电新增装机仅为4753万千瓦，同比下降约1349万千瓦，供给侧改革取得初步效果。非水可再生能源装机进一步提高，其中太阳能发电和风电装机分别为5338万千瓦和1952万千瓦，在新增装机中的份额超过一半(54%，其中太阳能发电占40%，风电占14%)。东、中部地区风电新增装机占比达到62%，风电布局呈现向东、中部地区转移趋势。
2017年装机量排名前五的省份分别是山东(12556万千瓦)、内蒙古(11826万千瓦)、江苏(11469万千瓦)、广东(10903万千瓦)和四川(9721万千瓦)。各区域发电量均实现不同程度的正增长，其中同比增速超过全国平均水平(6.6%)的省份有10个，依次为：西藏(20.5%)、陕西(16.5%)、山东(14.8%)、宁夏(13.9%)、江苏(12.9%)、安徽(12.8%)、河南(10.7%)、北京(10.5%)、河北(8.5)、青海(8.5%)。
2.2.电力投资放缓，电源工程部分投资下降尤为显著
2017年全国电力建设累计完成8014亿元，同比下降9.3个百分点。其中电源工程和电网建设分别完成投资2700亿元和5315亿元，同比分别下降20.8和2.2个百分点。电源工程方面，水电、火电和风电投资份额几乎相当，核电和其他电源相对较少。
3.煤电发电量略有下降，弃风弃水问题有所改善
2017年，全国发电量64179亿千瓦时，同比增长6.5%，增速同比上升1.6个百分点。分类型看，水电发电量11945亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国发电量的18.6%，占比同比下降0.9个百分点;煤电发电量38803亿千瓦时，同比下降1.7%，占全国发电量的60.5%，占比较上一年降低5.0个百分点;核电、风电和太阳能发电量分别为2483亿千瓦时、3057亿千瓦时和1182亿千瓦时，同比分别增长16.5%、26.3%和75.4%，占全国发电量的比重同比分别提高0.4、0.8和0.7个百分点。分区域看，华东、华中和华北地区发电量位列前三，依次为13754亿千瓦时、12170亿千瓦时和11272亿千瓦时;西北区域发电增速最高(12.5%)，其次是东北(8.3%)和南方区域(7.2%)。
2017年发电量排名前五的省份分别是江苏(4885亿千瓦时)、山东(4860亿千瓦时)、内蒙古(4424亿千瓦时)、广东(4348亿千瓦时)和四川(3569亿千瓦时)。各区域发电量均实现不同程度的正增长，其中同比增速超过全国平均水平(6.6%)的省份有14个，依次为：宁夏(18.3%)、西藏(14.6%)、内蒙古(1.0%)、新疆(11.5%)、青海(11.3%)、陕西(11.1%)、甘肃(11.0%)、云南(10.4%)、山西(10.1%)、安徽(9.6%)、江西(9.3%)、福建(9.0%)、广东(7.7%)、河北(7.3%)。
3.1.火电供给侧改革显著提升火电利用小时数
在去产能的政策背景下，火电投资额放缓，火电利用小时企稳。2017年3月，“两会”政府工作报告中提出，2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，防范化解煤电产能过剩风险。《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》提出，2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。2017年火电基本建设投资完成额为2699亿元，同比下降20.8%。随着投资增速的放缓以及对落后产能的淘汰，火电供给侧改革降低对火电利用小时的冲击，2017年全年的火电利用小时数为4209小时，比上年同期增加44小时，已有企稳迹象。
3.2.政策助推水电消纳，弃水状况改善
2017年，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于促进西南地区水电消纳的通知》。通过各方努力，可再生能源并网运行有较大改善。2017年因来水、降雨均低于2016年，累计发电利用小时数为3579小时，同比下降42小时，全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%左右，弃水状况得到明显改善。
3.3.风电利用小时数回升，弃风问题有所缓解
风电利用小时数显著增加。2017年全国风电设备平均利用小时1386小时，同比提高135小时。从2015年6月开始，我国风电设备累计利用小时数同比增速由正转负，并一直持续到2016年年底。此情况在2017年年初开始大幅改观，利用小时数持续提高。2017年全年的利用小时数同比增长11.8%，较上一年高出10.8个百分点。
2017年弃风问题有所缓解，实现弃风电量和弃风率“双降”。风电经过连续多年爆发式增长，国内出现了严重弃风现象，制约风电行业发展。国家频频发布政策促进可再生能源消纳。2016年7月，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，风电投资监测预警机制启动。2017年，弃风问题有所缓解，全国累计弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，“三北”地区作为弃风最为严重的地区，2017年的累计弃风电量为344亿千瓦时，同比减少51亿千瓦时;弃风率同比5.5个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。
在“三北”地区导致弃风率居高不下的一个重要原因是火电调峰能力太差。2017年弃风率的下降，主要归因于电网通过火电调峰的方式提升了新能源的并网率，辅之以需求改善、外送通道及装机重心南移等原因。虽然国家电网建设了多条特高压线路，但是外送通道对解决弃风的贡献有限，关键还是提高电力系统灵活性。目前特高压外送能力有，但实际外送电量不多，直流均是降功率运行，这个和受端电网的结构有关系，和跨省跨区交易机制不完善也有很大关系。第一个因素改善可能需要继续升级交流特高压主网架，目前来讲已经僵持了10年了，很难突破，交流不配套，直流送出的现状很难改变。
4.灵活改造火电机组，助力解决弃风问题
4.1.政策强力推进，提升电力系统灵活性
我国电源结构以火电为主，电力系统调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区，但火电计划刚性执行挤占了新能源的发电空间，且多为热电联产机组(以“以热定电”的方式运行)，电源结构单一，互补能力不强，系统调峰、调频资源不足，难以实现大规模风电就地消纳。中国热电联产火电调峰能力只有20%，也就是说只能压到额定功率的80%，而丹麦、德国热电联产机组的火电调峰能力能够达到80%和60%，纯凝机组中国稍好能达到50%，但丹麦德国则能够达到80%和75%。这种情况造成了电网灵活性不足，当新能源出力较多的时候网内的火电机组没有办法调峰让路。
挖掘燃煤机组调峰潜力是提升电网调峰能力的重要途径。提高电网调峰能力的具体措施包括可再生能源合理布局、加快跨区送出通道的建设、加强需求侧管理、增强电源灵活性等多方面入手。其中，增强电源灵活性是最为直接的措施。增强电源灵活性的措施主要包括增加火电灵活性、新建调峰燃气电站、新建抽水蓄能电站、新建储能电站等。从我国的国情来看，“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间，而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用。最为有效的措施就是大火电的灵活性改造。
近两年国家陆续发布若干电力体制改革文件，旨在推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用，通过火电灵活性改造以促进可再生能源消纳。2016年6月28日、7月28日国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点，鼓励火电机组进行灵活性改造参与调峰，全面推动煤电机组灵活性改造。
此外，辅助服务市场的建立助力电力系统灵活性改造。东北地区辅助服务市场的建设和运营已经为消纳风电起到了很好的作用，第一批和第二批火电灵活性改造的机组80%在东北，有了补偿机制，火电机组更有积极性改造。
4.2.火电灵活性调峰潜力巨大
2016年7月4日，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。根据能源局电力司相关领导的公开发言，本次灵活性改造在2020年总量达到2.1亿千瓦，实际火电调峰能力达到20%使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量;纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。
以弃风限电率5%，火电灵活性改造空间20%，改造装机2.1亿千瓦为假设前提，以当前“三北”地区火电利用小时数为我们计算2018年-2020年火电可腾出空间分别为432，858,1491亿千瓦时。假设全国风电弃风限电率2020年下降到5%，装机达到能源局规划的2.6亿千瓦。火电灵活性调峰有望解决新增消纳风电空间3年合计为660亿千瓦时，火电灵活性改造可以腾出足够的空间来消纳风电。
火电灵活性改造对“三北”地区弃风限电问题起到立杆见影和决定性的改善作用，是国家电网工具箱中最具有确定性的选项，而且动用这个选项，可以确定性的趋势性改善限电率。这是行业出现的新变化，即便在其他边际条件不出现变化的情况下，也能够帮助风电行业走出此前的产业循环。
5.燃煤电价上调，缓解煤价高压
5.1.22省市上调燃煤火电价格
6月16日，发改委发布《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》，《通知》提出自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，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征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难，对火电企业的度电营收水平带来积极影响。
目前，已有湖南、山东、河南、江苏、陕西、重庆等22个省市均发文调整电价，平均燃煤电价上调1.23分/kWh。此外，已出台政策的22个省市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以及大中型水库移民后期扶持基金实际调整降幅均值为0.79分/kWh，0.13分/kWh，0.15分/kWh。按照2016年全社会用电量进行测算，工业企业结构调整专项资金取消征收468亿元，国家重大水利工程建设基金减少征收87亿元，大中型水库移民后期扶持基金减少征收79亿元，累计取消、减少征收634亿元，利好于煤电企业。
5.2.动力煤价格持续高位运行
2017年年初至今，国内动力煤市场整体呈波动中小幅上升的运行态势。截至2017年12月底，秦皇岛港5500大卡动力煤实际成交价约为700元/吨，较年初上涨70元/吨，涨幅11.1%;陕西动力煤价格指数为153.6点，较年初上涨7点，涨幅4.8%。综合来讲，2017年国内动力煤市场主要经历了微涨-小跌-小涨-微降-微涨等五个阶段
第一阶段：1月初至3月底，国内动力煤市场“淡季不淡”，价格上涨。供应方面，3月初全国两会召开，国家对主产地煤矿环保、安全检查力度加大，煤炭供应量受限，直接导致秦皇岛港口库存持续位于500万吨以下的低位水平运行，资源紧缺成为支撑煤价上涨的主要动力。需求方面，受下游用煤企业开工率逐步恢复，工业用电不断增加影响，在高日耗低库存的背景下，下游电厂补库意愿不断升温，助推煤价回升。进口煤方面，从2月份开始，暂停进口朝鲜煤政策及延长个别地区进口煤通关时间等举措，使得进口煤通道受到一定阻碍，下游对国内动力煤采购增加。
第二阶段：4月初至5月底，动力煤淡季效应开始显现，供需环境逐步走向宽松，煤价转向回落。政策方面，主产地多数煤矿都已执行330个工作日生产，尤其是大矿产能释放倾向加快，原煤产量呈恢复性增长。供应方面，两会结束后主产地煤矿陆续复工复产，复产率均在90%以上，随着煤企发运积极性有所提升，大秦线进车日均发运量最高增至130万吨，带动北方各个港口煤炭库存回升。需求方面，进入4月份用煤淡季到来，冬季采暖结束，火电机组陆续安排检修，加之南方地区雨水增多，水电出力增大，煤炭需求减弱，终端用户压减采购心态加重，国内煤价承压下行。
第三阶段：6月初至10月初，煤价再次回升。供应方面，主产地内蒙古地区受环保、安全检查的制约，对产能的有效释放产生较大影响，煤炭供给呈现阶段性偏紧局面，价格上涨逐渐蔓延至山西、陕西以及北方港口地区。需求方面，受三峡泄洪影响，水电运行不稳，西电东送电量减少，沿海六大火电的日耗处于较高水平，下游电厂需求出现阶段性回升。进口煤方面，由于政策制约，限制进口煤的规模及通关进度，海外补库存受限。
第四阶段：10月初到11月底，国内动力煤市场交投冷清，煤价呈下行态势。在19大召开之际，北方地区推动大气污染防治和环保督查行动，部分企业限供限产，工业用电需求不断减弱，煤炭需求进入下行通道，对煤炭价格形成下行压力。
第五阶段：12月份，全国范围持续低温，中部地区出现大面积雨雪天气，加之北方地区天然气短缺，电煤需求大幅增加、耗用上升，而煤炭产量虽有所增长，但供应仍然小于耗用，电厂存煤出现较明显下降，煤炭企业、港口存煤在低位上也有小幅下降，从而使得市场出现供应偏紧预期，价格上涨。
2017年全国动力煤产量接近20亿吨，同比增4.4%。受2016年下半年价格持续上涨影响，2016年9月份开始，国家方面陆续放开先进产能的限产政策，并且2017年放弃执行276个工作日的生产制度，使得动力煤产量较去年出现明显上涨。但是，受3月份国内安全检查和环保压力影响，国内供应量并未出现井喷式上涨，以理性恢复为主。国内动力煤主要产自华北、西北等地，其中三西地区(山西、内蒙古西部、陕西)在动力煤市场中占有举足轻重的地位，且三西动力煤产量占比整体呈现小幅上升态势。
2017年全年累计进口动力煤(主要包含褐煤、其他烟煤、其它煤等)10786万吨，同比增长10.5%。随着国内动力煤价格持续高位运行，进口动力煤受到国内市场青睐。2017年5月份开始，国内为了达到供给侧改革成果留在国内的目的，二类口岸开始限制进口煤。此举导致部分海关进口煤通关时间延长，大量进口煤到岸后不能及时通关，动力煤进口规模同比下降。从2017年9月开始，进口量环比呈现大幅度增长，主要原因在于为抑制国内市场煤价格快速上涨，缓解下游用户的补库存压力，相关部门根据实际情况缩短进口煤通关时间，除了让之前已经到港的进口煤通关之外，让更多当月到港的进口煤也得以顺利通关，最终导致9月煤炭进口量创33个月以来新高。后续11-12月份在上游供应陆续释放、部分地区下游钢铁、水泥等高能耗部门被迫停产以及冬季用煤旺季全面迎来、政策压力等多方面因素的综合作用下，进口量有所下滑。
6.2018年电力需求保持景气，同比增长5.44%
我国的用电需求与经济增长高度相关。“十三五”期间，经济发展步入新常态，经济增长的增速、结构、动力等发生深刻变化，并对电力市场发展产生深远影响。经与宏观团队沟通，我们判断，从2017年下半年开始，许多长周期的下降力量已经或者正在结束，例如房地产的长期存货去化进入尾声，去产能带来企业盈利能力已经开始底部反弹，全球经济活动开始出现明显改善的势头，人民币实际有效汇率水平得到一定修复，卖地收入的恢复和PPP项目的推广使得政府部门的投资活动摆脱了过去几年的低迷局面，政府换届对经济活动也许存在刺激性影响。尽管内外环境还存在诸多不确定性，但考虑到上述因素，我们认为经济即将走出长周期景气下降过程的前景仍然值得期待。我们预计2018-2020年我国GDP增速分别为6.8%、6.6%和6.5%。根据GDP增速的预测，采用电力弹性系数法对全社会用电需求做出预测。预计2018-2020年，我国用电需求增速分别为5.44%、4.95%和4.68%，对应全社会用电量66508亿千瓦时、69801亿千瓦时和73067亿千瓦时。
7.投资建议：关注电力改革、水火业绩改善及灵活性改造相关机遇
7.1.电力行业改革催生新的机会
国家能源局2016年3月下发《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见的函》提出，不断扩大直接交易电量规模，2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。未来几年市场交易电量规模将快速提升，进入市场的用户结构也会不断改善，交易电价的降价空间有望进一步收窄。加之火电供给侧改革深入实施，火电行业供给过剩的环境将会逐步好转，在交易市场中的议价能力将有所增强，让利空间收窄，提升度电盈利水平。
2017年政府工作报告提出，要深化混合所有制改革，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐;抓好电力和石油天然气体制改革，开放竞争性业务。2017年8月，16部委印发《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》，提出积极推进重组整合，鼓励煤炭、电力等产业链上下游企业发挥产业链协同效应，加强煤炭、电力企业中长期合作，稳定煤炭市场价格;支持优势企业和主业企业通过资产重组、股权合作、资产臵换、无偿划转等方式，整合煤电资源，有望涌现更多大型发电集团重组整合的机会。
7.2.关注电力板块业绩改善机会
煤电：供给侧改革初显成效，盈利能力改善尚待煤价、电价调整，火电有望复苏。其一，2017年煤价持续高位运行，考虑电价上调将影响终端用能成本，虽然煤电联动带来的上网电价上涨不传导至终端销售电价，但电价上调部分或由中间环节消化。其二，国内电力供需环境已经实现显著改善，未来一方面用电需求会继续保持中低速增长或进入缓慢下行阶段，但随着火电供给侧改革的深入推进，火电利用小时有望实现止跌回升。其三，当前煤炭价格已经处于高位，在目前煤炭限产政策放开、供需逐渐平衡的环境下，煤价可能会在现在的基础上保持窄幅波动，火电业绩有望进入改善通道。我们继续维持我们对于2018年煤电业绩改善的预期。
水电：盈利能力稳定，价值被低估，看好2018年水电行业发展。水电具有显著的成本优势，主要影响因素来自电价和利用小时数上。在能源局拟推动可再生能源税费负担降低的影响下，水电税后电价有望实现提升，部分跨省跨区域送电的水电站上网电价更有望受益于火电煤电联动、输电价格改革等政策的推行。随着《解决弃水弃风弃光问题实施方案》印发，2018年弃水现象将得到缓解，利用小时数有望得到保障。此外，十三五期间可投水电资源逐渐减少，水电企业基本步入稳定经营期，资本金支出减少的现金回流期。
7.3.把握火电灵活性改造机遇
可再生能源的消纳是一个综合性问题，与规划、政策、技术等都密切相关，应当从可再生能源合理布局、加快跨区送出通道的建设、加强需求侧管理、增强电源灵活性等多方面入手。其中，增强电源灵活性是最为直接的措施。在国家积极推荐火电灵活性改造的政策背景及火电亟待提高调峰能力的产业背景下，火电灵活性改造大有可为。
我们判断，2018年电力行业将在火电业绩复苏、水电行业持续改善的影响下进入全方位的业绩上升趋势，电力板块行情也有望迎来机遇。建议关注长江电力、华能国际、国电电力、宝馨科技。
