摘要
三大因素影响火电盈利，高煤价侵蚀火电利润
上网电价、煤价和机组利用小时数是影响火电盈利能力的三个主要因素，其中电价的变动对于火电业绩影响最大，其次是煤价和机组利用小时数。2017年上网电价小幅上调，火电机组利用小时数也有提升，但2017年1-9月申万火电板块净利润却同比下降66.71%，主要原因为煤价持续的高位运行侵蚀了火电企业的利润空间，火电板块目前整体的ROE和ROA水平是除2008年以外近十年的最低点。未来火电企业的盈利能力能否反弹，主要是由煤价的趋势所决定。
煤炭供需结构持续改善，价格有望回到绿色区间
未来煤炭价格主要还是由煤炭的供需关系决定，我们从短期和长期分别分析煤价走势。短期来看，电力需求在采暖季后有小幅下滑，同时这个阶段清洁能源发电量增长会挤占一部分火电发电空间，煤炭需求短期内偏弱，供给方面相对稳定，我们认为煤价短期仍存在继续下行的空间。
长期来看，我们预计2018-2020年煤炭产能净增加在1-1.3亿吨/年，预计18年新增消费量8000万吨，考虑到国家对劣质进口煤的限制将减少部分煤炭进口量，判断18年整体煤炭供需仍旧偏紧。但随着新增产能的逐步投放，未来供给增速有望提升，同时多种调控手段推行防范煤价的大幅波动，整体煤炭供需格局正在持续改善，未来煤炭价格有望回到绿色区间。
上网电价有支撑，仍存在煤电联动预期
国家提出一般工商业电价降低10%，由于一般工商业电价的特殊性，我们认为降价的主要压力在输配电环节和政府性基金，火电成本高企，目前下调电价可能性小。其次是目前煤电联动仍存预期，各大发电集团在积极推动煤电联动执行，如能够执行将提升行业整体盈利水平。
煤电持续去产能，火电利用小时数未来将保持稳定
我国目前处于电力供大于求状态，近年火电利用小时数持续降低，煤电在2016年开展供给侧改革，淘汰落后产能并控制新增产能，目前煤电装机增速已由2015年的7.84%下滑至4.95%。通过对未来电力供需的测算，我们认为火电未来三年利用小时数可能会有短期回升，但整体仍将保持稳定。
投资建议：
目前火电盈利能力已经处于底部，未来盈利水平将随煤价降低而提高，板块当前处在近十年的估值低位。建议关注股息率高和弹性大的标的，我们推荐关注港股华能国际电力和大唐发电，A股华能国际和皖能电力。
风险提示：
宏观经济下滑的风险、电价下调的风险、煤价上升的风险
正文
1 三大因素影响火电盈利，高煤价侵蚀火电利润
电价、煤价和利用小时数是影响火电企业盈利能力的主要因素，其中电价的变动影响最大，其次是煤价和利用小时数。2017年在电价小幅提升和利用小时数企稳的情况下，煤价高位运行使火电板块盈利能力大幅下滑，目前已经接近历史低点。
1.1 三大因素影响火电盈利，电价变动效果最显著
电价和利用小时数是收入主要变量。火电企业的收入主要由发电量和电价决定，发电量又由装机容量和利用小时数决定，在装机容量确定的情况下，主要影响发电量的变量是利用小时数。因此，电价和利用小时数是影响收入的主要变量。
燃料成本变动直接影响火电成本。火电企业的成本主要由燃料成本、折旧、运营维护、政府税金及其他这几项组成。其中，燃料成本是度电成本最大的组成部分。
在当前煤价水平下，燃料成本占度电总成本的比例约为60%-75%。煤炭成本的涨跌直接影响火电企业的成本。以大唐发电为例，2017年上半年，公司单位发电成本约0.315元/千瓦时，其中燃料成本0.184元/千瓦时，占发电总成本的58.58%。
电价变动对火电盈利影响最大。电价、煤价和利用小时数的变动对火电企业的影响力度不同，我们以华能国际为例，通过对公司的盈利变动情况进行建模分析，发现三种因素在同样的变动幅度下，电价对公司盈利水平的影响最大，其次是煤价，影响最小的是利用小时数的变动。
上市公司华能国际于3月14日发布年报，公司2017年实现收入1,524亿元，营业利润达40.95亿元，同比减少76.67%。2017年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为414.01元/千千瓦时；境内电厂全年售电单位燃料成本为225.92元/千千瓦时；境内电厂全年平均利用小时为3,951小时，其中燃煤机组利用小时为4,194小时。
我们以营业利润为基准，暂时不考虑营业外收入和营业外支出等非经常性的损益，通过模型分析，当利用小时数、燃料成本和电价变动1%时，公司的营业利润的变动幅度分别为15.88%、20.49%和36.37%。电价变动所导致的业绩弹性明显要大于利用小时数和煤价的变动。
1.2 高煤价侵蚀火电利润，行业盈利能力接近低点
纵观电价、利用小时数和煤价三大因素，2017年表现出电价小幅提升、利用小时数企稳和煤价大幅上涨的特性。
2017年电价小幅提升。2017年6月16日，国家发改委发布了《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》，通知中称，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，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。
截至目前，共26省对燃煤电厂的标杆电价进行了调整，其中上调幅度最高的是河南、山东和陕西地区，各省平均上调上网电价1.17分/千瓦时，2016年全国燃煤电厂平均上网电价为362.08元/千千瓦时，平均上调幅度为3.23%。
发电机组平均利用小时数开始企稳。发电机组平均利用小时数自2011年起开始下滑，2016年全年平均利用小时数达3785小时，达到历史最低，其中燃煤机组利用小时数为4165小时。
2017年全国发电机组利用小时数为3786小时，同比增加1小时；燃煤机组利用小时达到4209小时，同比增加44小时，同比提高1.06%。全国发电设备的产能利用率开始企稳，且燃煤机组的利用率提升要明显好于平均水平。
煤炭价格持续高位运行。2017年煤价整体处于高位运行，且仍有上涨，2017年底秦皇岛港山西优混（Q5500K）价格为694.2元/吨，较年初的614元/吨上涨13%。2017年全年全国电煤价格指数平均值为515.99元/吨，较16年的380.93元/吨提高了35.46%。
高煤价侵蚀火电利润空间。2017年上网电价上调3.23%，平均利用小时数回升1.06%，煤价上涨35.46%，通过我们测算出的各因素的影响比例可以看出，电价和利用小时数的小幅提升难以抵抗煤价上涨的压力，高煤价持续侵蚀火电企业的利润空间，导致行业整体利润大幅下滑。2017年1-9月申万火电板块营业收入达4706.29亿元，同比下降15.25%，净利润达180.06亿元，同比下降66.71%。
2017年煤价四季度再创新高，使得火电公司Q4业绩继续承压，目前已有部分火电公司披露了2017年年报和业绩预告，其中华能国际利润下滑82.73%、国电电力下滑53.17%、华电国际利润下滑83%至93%。
行业盈利能力接近近十年低点。2017年1-9月申万火电板块ROE和ROA分别为2.89%和0.98%，同比下降4.73%和1.91%；2017年1-9月毛利率和净利率水平也大幅下降，同比上年减少10.37%和6.05%，板块整体盈利能力大幅下滑，是除2008年以外近十年的最低水平。
综上所述，我们认为在三大变量因素中，电价是影响最显著的因素，但目前整体的电价比较稳定，利用小时数也开始企稳，未来火电盈利能力能否反弹，主要是由煤价未来的趋势所决定的。
2 煤炭供需结构持续改善，价格有望回到绿色区间
春节后煤价高位回落，未来煤炭价格主要还是由煤炭的供需关系决定，我们从短期和长期分别分析煤价走势，认为短期仍存在下行空间；长期来看，供需是一个逐步改善的过程，我们认为煤炭的供给已经开始释放，且去产能的压力有望减小，煤价有望回到绿色区间。
2.1 煤价短期仍存继续下行空间
供需关系缓解致煤价高位回落。3月12日秦皇岛港山西优混（Q5500K）平仓价为658.20元/吨，较2月5日的758.6元/吨的高点已回落100.40元/吨，下降幅度为13%。
主要原因为煤炭供需关系较春节前有了较大的缓解，一方面是近期需求逐步回落，主要表现在六大电厂日均煤耗下降，3月8日六大电厂日均煤耗为64.10万吨，已较最低点2月18日的40.51万吨提升了23.59万吨，但同1月底的80万吨左右的日均煤耗仍有较大差距。
另一方面则是煤炭供给仍然较为稳定，春节前政府煤炭保供应措施稳定了煤炭供应，神华和中煤等国有大型煤矿春节仍不停产，同时集中运力保障煤炭供应，大秦线运量持续创新高，最终导致六大发电集团煤炭库存和秦皇岛港煤炭库存均有较大幅度的上升。
采暖季后用电需求趋弱。我国北方大部分地区往往在3月停止供暖，随着气温的回升，全社会用电量也会在4月出现小幅的环比下滑，整体用电需求进入较为平稳的状态，直到6月或7月进入高温季节后，用电需求将有明显提升。
清洁能源挤占火电发电空间。随着天气转暖，清洁能源的发电能力将逐步提高，水电和风电的利用小时数在每年的3-5月将持续提升，核电整体保持平稳。
同时，光照的加长也能使光伏发电的利用率提高。由于清洁能源拥有优先消纳权，因此清洁能源机组发电量的增长将挤占火电的发电空间。
煤炭需求有限，煤价短期内仍存下行空间。采暖季结束后用电需求的小幅下滑，以及清洁能源机组利用小时数提升将挤占火电发电空间。需求减少，供给空间被压缩，这将导致火电发电需求降低，带动煤炭需求阶段性减少。
同时，目前六大发电集团和秦皇岛港煤炭库存处于高位，火电消化库存仍需一段时间，目前补库存的需求不足，在供给稳定的情况下，煤炭价格短期内仍然存在下行空间。
2.2 煤价长期有望回到绿色区间
煤炭去产能任务剩余不多，去产能进度有望放缓。国家发改委主任何立峰在十三届全国人大一次会议记者会中介绍，煤炭17年去产能目标为1.5万吨，实际超预期完成2.5亿吨，2016年完成2.9亿吨，两年化解过剩产能5.4亿吨，“十三五”规划的煤炭产能退出目标是8亿吨，18年如果能够完成去产1.5亿吨任务，那么最后两年仅剩1.1亿吨，预计未来去产能的速度相较前两年有望放缓。
供给端将逐步释放，每年有望净增加产能1-1.3亿吨。中国煤炭工业协会会长王显政在2017年11月2日召开的“中国煤炭学会经济管理专业委员会2017年年会”上表示到2020年，具备生产能力的煤矿产能在现有基础上将净增3-4亿吨/年。意味着2018年-2020年，每年将净增加产能1-1.3亿吨。
上述目标同目前发改委批复的煤炭新增产能的基本一致。目前，进入联合试运转阶段的新增产能约3.15万吨，未建成的新增产能4.61亿吨，合计新增产能7.75亿吨。其中资源整合类的新增产能为2.16亿吨，资源整合煤矿属于历史遗留问题，可能会有较复杂的问题短时间内难以解决，我们预计产量贡献较为有限，预计3年内能够贡献产能5000万吨-10000万吨。
联合试运转的产能往往周期约半年，之后将会逐步贡献产能，而新建产能则平均需要三年时间以及半年的联合试运转，因此三年内改扩建、技术改造和新建的煤矿能够贡献产能5.6亿吨。预计全部新增贡献产能6.1-6.6亿吨，考虑到未来三年去产能任务仍有2.6亿吨，到2020年将净增加产能3.5-4亿吨，大概率能够完成提出的产能净增加额的目标。
煤炭需求将继续增长，新增消费约8000万吨。煤炭的下游行业主要包括电力、冶金、水泥和化肥等，其中电力用煤占比最高，接近50%，四大行业每年的煤炭消费量约为消费总量的85%左右。
从需求来看，2016年我国电力需求恢复增长，我们预计未来三年火电发电量增速将维持在3%-4%；同时供给侧改革使我国工业企业产能利用率提高，目前冶金和水泥等行业对煤炭的需求相对稳定，预计整体煤炭消费增速能够达到2%左右，预计新增消费量约8000万吨。
多种调控手段同时推进，煤价有望回归绿色区间。煤价的大幅上涨使煤电矛盾加剧，有关部门出台了多种调控措施，试图抑制煤价的大幅波动。
目前的主要政策包括通过减量置换和指标交易制度来实现优质产能释放；调节生产消费企业的最高库存和最低库存来保证煤炭供应；推动供需双方签订中长期的煤炭协议和鼓励煤电联营。多种政策的同步推行，在煤炭价格供需持续改善的背景下，可以抑制煤价因短期因素影响而大幅波动的情况。
煤炭供需格局有望持续改善。我们预计2018-2020年煤炭产能净增加在1-1.3亿吨/年，预计18年新增消费量8000万吨，同时考虑到未来国家对劣质进口煤的限制将减少约2000万吨的煤炭进口量，因此判断18年整体煤炭供需仍旧偏紧。但随着新增产能的逐步投放，未来供给增速有望提升，同时多种调控手段防范煤价的大幅波动，整体煤炭供需格局正在持续改善，未来煤炭价格有望回到绿色区间。
3 上网电价有支撑，仍存在煤电联动预期
国家提出一般工商业电价降低10%，由于一般工商业电价的特殊性，我们认为降价的主要压力在输配电环节和政府性基金，火电成本高企，目前下调电价可能性小。其次是目前煤电联动仍存预期，各大发电集团在积极推动煤电联动执行，如能够执行将提升行业整体盈利水平。
3.1 电价下调压力主要在中间环节，上网电价下调可能性小
降低电价空间主要在上网电价、输配电价和政府性基金三方面。2018年政府工作报告中提出，要求降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%，这是首次明确了降低电价的具体量化指标。如果本次降价能够落实，预计全国将降低电费约800亿元。
销售电价的构成主要包括上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金及附加，未来降低电价的空间应该也主要来自于上网电价、输配电价和政府性基金三个方向。
输配环节将承担绝大部分降价压力。全国大部分省的销售电价表的用电分类分为四大类：居民生活用电、一般工商业及其他用电、大工业用电和农业生产用电，这次政府工作报告提出的主要是降低其中的一般工商业电价。
从电价上来看，一般工商业电价要明显高于大工业用电。以北京市为例，1~10千伏电压等级的一般工商业用电平段价格为0.8595元/千瓦时，同等电价等级同一时段的大工业用电电度电价则为0.6770元/千瓦时。如果按照每度电摊销0.1元的基本电价测算，同等电价等级同一时段的一般工商业用电价格，比大工业高10%以上。
一般工商业电价较高的主要原因为定价方式的不同和交叉补贴的存在。大工业用电一般采用电度电价加基本电价的两部制定价方式，而一般工商业用电则采用电度电价单一制定价方式。同时，销售电价长期以来实行“企业补居民、城市补农村”的交叉补贴制度。
工商用电同价政策落实不达预期。2013年5月，国家发展改革委印发的《关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》已经明确要求销售电价逐步调整为以用电负荷特性为主分类，将现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电价格三个类别。
该文件核心是实现工商用电同价，并明确要求销售电价分类结构原则上应于5年左右调整到位。从政策的实际执行情况看，除了上海、河北、海南和广东的深圳，全国大部分省份仍未能实际落实政策。
可以预见，降低一般工商业用电电价将主要由电网企业来承担，同时，国家电网公司董事长舒印彪在3月5日的总工会界别小组讨论时也表示国家电网将承担80%左右电价降低的压力。
政府性基金有望继续下调。政府性基金及附加是指随电量征收的基金及附加，包含在销售电价中，目前主要包括：城市公用事业附加费、重大水库建设基金、水库移民后期扶持基金和可再生能源电价附加。此外，各省可能还有各种地方性基金。
主要征收标准如下：
国家重大水利工程建设基金，三峡基金是隐藏在电价中的，1992年三峡工程启动，国务院决定从1995年开始，全国绝大部分地区用电每度加价3厘钱，与葛洲坝电厂上交利润一并作为三峡建设基金。2010年1月1日起，三峡基金停止征收。利用其停征后的电价空间设立国家重大水利工程建设基金，征收标准平均约为7厘/度电，至2019年12月31日止。
可再生能源电价附加，从2012年开始征收，目前标准为1.9分/千瓦时。
大中型水库移民后期扶持基金、地方水库移民后期扶持基金，从2006年开始征收，目前征收标准以0.83分/kWh为准，少部分贫困地区为0.19~0.55分/kWh。
农网还贷资金，1988年1月1日起征收电力建设资金，作为地方电力基本建设的专项资金，2000年12月31日停止收取该项基金。从2001年改成农网还贷基金，专项用于解决农村电网改造还贷问题。
各省份政府性基金及附加基本在5分钱到7分钱之间，且各类用户的征收标准不同。在2017年6月国家发改委取消了向电企征收的工业企业结构调整专项资金，并将重大水利工程建设基金和水库移民后期扶持基金各降低25%，后期电价中包含政府性基金征收标准仍有调低的空间。
火电成本高企，上网电价下调可能性小。目前煤炭价格高企，大幅度挤压了火电的盈利空间，火电亏损面已经达到40%-50%，如下调电价将导致整个火电行业面临全行业亏损的局面，甚至会影响社会稳定，因此我们认为直接下调上网电价的可能性极小，或会通过其他方式去调节上网电价。
扩大市场化交易比例是降低上网电价的手段之一。电力市场化交易规模扩大是未来趋势，2017年我国市场化交易电量1.6万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%。但目前各地售电侧改革中获得市场准入的都是工业大用户，一般工商业企业未能享受电力市场化交易的红利，未来可能通过扩大电力市场化交易的规模来降低整体电价水平。
但通过这种方式短期内对电价的影响有限，一方面各地电力市场化交易的机制改革推进程度不一致，整体改革的速度较慢，另一方面是随着市场化交易机制的逐步成熟，市场化交易电价的价差已经逐步回归理性。
从广东省电力交易中心的电价成交平均价差可以看出，平均价差在2016年波动较大，随着交易机制的逐步完善，平均价差在持续缩窄且波动减小，目前稳定在41.5厘/千瓦时。
政府工作报告已经明确指出要降低电网环节费用和输配电费用，我们预计主要的降价压力在输配电环节和政府性基金方面，目前火电上网电价下调的可能性小。
3.2 电价仍存在煤电联动预期，如执行将增加千亿规模收入
煤电联动仍存在预期。为了让政府定价的电价可以适应市场化煤价的变化，我国从2004年开始探索“煤电联动机制”，提出在反应电力供需的前提下，上网电价与燃料价格联动。截至目前，煤电联动机制共执行了6次，虽然目前煤电联动仍未执行，但各大发电集团仍在积极推动煤电联动事项，执行预期仍然存在。
在启动煤电联动机制的6次中，前4次上调煤电上网电价，后2次下调上网电价。最近一次“煤电联动”启动是2016年1月1日，根据2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，将全国燃煤机组上网电价和销售电价同步下调3分/千瓦时。
2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》规定煤电价格联动机制以年度为周期，以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价，以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。电煤价格变动30元启动煤电联动机制，根据变动幅度相应提高煤电上网标杆电价。燃煤机组标杆上网电价与煤价联动的计算公式与计算条件如下：
P△：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分/千瓦时”。
C△：上期燃煤发电企业电煤（电煤热值为5000大卡/千克）价格变动值，具体计算方法见下表，单位为“元/吨”。
Ci：上期供电标准煤耗（标准煤热值为7000大卡/千克），以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千瓦时”。
若执行煤电联动将提高行业整体盈利水平。2017年的平均电煤价格指数为515.99元/吨，较14年444.44元/吨高出约71.55元/吨，达到触发煤电联动机制的条件。按照目前标准煤耗为308克/kwh计算，则煤电联动后煤电上网电价较14年应上升约1.5分/千瓦时，由于15年下调过3分钱煤电上网电价、17年7月1日各省上调煤电上网电价约0.88分/千瓦时，18年煤电上网电价理论上可上调空间为3.62分/kwh。
但目前国家正在大力推动降低电价，销售电价降低和上网电价提高将会更大幅度的压缩输配电的利润空间，目前执行煤电联动存在一定的阻力，最终如果煤电联动能够执行，也有较大可能无法按照理论上的调价空间进行调整。
如果电价能够上调1分/kwh、2分/kwh和3分/kwh，预计18年火电发电量4.8万亿千瓦时，煤电联动上调电价将为行业增加收入分别为410亿、820亿和1230亿。同时，我们测算了主要火电公司在不同电价上调比例的业绩弹性，弹性较大的公司是皖能电力、华能国际、京能电力等。
4 煤电持续去产能，火电利用小时数未来将保持稳定
火电利用小时数由电力供需决定，煤电在2016年开展供给侧改革，目前煤电装机增速已经有所回落。通过对未来电力供需的测算，我们认为火电未来三年利用小时数将保持稳定。
4.1 供需格局切换致利用小时数下滑，煤电供给侧改革持续推进
电力供需影响利用小时数。发电设备利用小时数是一定时期内一个地区平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数，即发电量与平均装机容量之比，反映了该地区发电设备利用率，发电利用小时数越高则利用率越高。
利用小时数主要受电力供需影响，当电力需求大于供给时，发电机组的利用小时数相对较高，当电力供大于求时，利用小时数则会下降。
2012年后我国电力供给出现过剩情况。我国全社会用电量在2010年达到最高增速后，增速持续下滑，2012年用电量同比增速已降至5.59%，整体用电需求增速出现下滑。对比发电机组装机量，在2010年至2016年之间始终保持8%-10%的增速，2012后我国电力逐步显现供大于求的状态。
火电发电空间受到清洁能源的挤压。电力供需情况的转变导致发电机组利用小时数在2011年达到顶峰后开始持续下滑。从绝对值上分析，2017年全部发电机组利用小时3786小时，较2011年高点下滑945小时；2017年火电机组利用小时数4209小时，较2011年下滑1085小时；2017年水电机组利用小时数为3579小时，较2011年提高551小时。
清洁能源具有优先消纳权，在电力供给过剩的情况下会优先保证清洁能源电力消纳，因此2011年至2017年火电的下滑幅度要高于全部机组的数据，水电机组利用小时数反而逆势上升，火电的发电空间受到清洁能源的挤压。
供给侧改革拉开大幕，抑制火电产能。电力供应过剩局面越发严重，2016年3月，国家发改委和国家能源局联合印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，提出严控各地煤电新增规模、按需推进煤电基地建设和加大淘汰落后产能力度的目标，供给侧改革正式启动。
2016年初至今，国家和各地政府又发布多项去产能政策，严控煤电新增规模并加大淘汰落后产能，目标明确且执行力度较强。经过两年治理，2017年火电装机增速已经由2015年的7.84%下滑至4.95%，有效控制了火电新增产能。
2018年3月，政府工作报告和最新能源局发布的《2018年能源工作指导意见》中仍然将火电去产能作为重点工作，今年将淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦，尤其是不达标的30万千瓦以下煤电机组。火电去产能政策依旧坚定，未来煤电装机增速将继续保持在较低水平。
4.2 未来利用小时数将保持稳定
未来火电利用小时数的走向受到多种因素的影响，包括全社会用电量的需求情况、火电发电量和火电装机量增长情况等，火电发电量预测又要考虑到清洁能源机组装机量和利用小时数情况。
全社会发电量方面，随着我国电力消费需求增速的减缓，发电量增速也在持续下降，2015年发电量出现0.2%的下滑，但随着经济形势企稳，2016年和2017年开始恢复增长，电力弹性系数也逐步恢复。
我们利用电力弹性系数对发电量进行预测，未来几年我国规划GDP增速在6.5%左右，且目前国内正在进行大规模的供给侧改革，高耗能的产业规模增速将降低，用电结构将有所调整，因此预计电力弹性系数将是逐步降低的过程。通过计算，我们预计2018-2020年发电量为6.57万亿度、6.87万亿度和7.21万亿度，同比增速为4.76%、4.55%和4.23%。
火电发电量方面，由于在2020年前基本没有大型的水电投产，且目前新增风电和光伏发电整体的利用小时数还较低，预计未来火电三年仍然能够保持相应的发电量占比，会有小幅的下滑。我们预测火电发电量2018-2020年发电量为4.78万亿度、4.95万亿和5.11万亿度，同比增速为3.73%、3.50%和3.17%。
未来火电机组利用小时数将相对稳定。电力“十三五”规划中提出煤电到2020年的装机目标要小于11亿千瓦，从目前煤电去产能的情况来看，大概率能够完成目标。通过测算，我们预计到2020年全国煤电机组装机容量有望达到104,432万千瓦（乐观）/107,534万千瓦（中性）/110,697万千瓦（悲观）。
从乐观、中性和悲观三个维度的预测，可以看出未来火电机组利用小时数大概率已经企稳，可能会有短期回升，但未来仍有小幅下滑趋势，整体趋势相对稳定。
5 估值低位，板块迎配置良机
板块PB估值已处于历史低位。自2015年底，随着火电盈利能力的降低，火电公司的整体估值水平逐步回落。2018年3月20日，申万火电板块的市净率平均值已经达到1.37，是近十年的最低点，估值水平已经处于底部。
板块迎来配置良机。从影响火电的各个因素来分析，煤价已经见顶，未来将逐步回到绿色区间；火电电价下调可能性小，且存在煤电联动预期；火电利用小时数未来保持稳定，目前火电盈利能力已经处于底部，未来盈利水平将持续提高。板块处在十年间的估值低位，此时已经成为配置板块的良机。
建议关注股息率高和弹性大的标的。随着煤价的回落，业绩弹性更大的公司盈利能力提高较快，同时公司如果执行较高的分红政策，待业绩回升后可获得较为可观的股息率。我们推荐关注港股的华能国际电力和大唐发电，A股的华能国际和皖能电力。
6 风险提示
宏观经济下滑的风险、电价下调的风险、煤价上升的风险
