电力：火电行业触底 前景一片

　　1、三重因素叠加，火电行业陷入周期低谷：影响火电最大的三要素主要是上网电价、煤价与利用小时数。2016年煤炭行业供给侧强势出台，电煤价格指数从2016年三季度开始迅速攀升至500元/吨以上大关，导致火电行业入不敷出。电改迅速推进，目前市场化交易电量占比约20%，导致行业电价收入快速下降。此外，P中工业增加值占比降低，社会用电量增速下降。这三个因素共同导致火电企业于2017年陷入周期低俗。

　　国企提倡做优做强做大国有企业，电改降低全行业收入与利润水平。从电力企业的国企属性看，行业不会长期亏损。受煤价上涨影响，发电侧电改在成本端制约条件更多，电价与市场化交易速度不会太快。输配电市场潜在空间达4000亿，规模巨大，推进有望加快。

　　电力生产行业利润率波动较大，行业内部基本实现充分竞争，财务费用占收入比重、杠杆率高，一旦收入成本快速波动，很有可能产生债务违约、现金流断裂、信用下滑等极为严重的后果。电力生产行业历史上已经分流了约15万职工，效率提升幅度已经很大，去产能空间较小。

　　综上，我们预计行业发电利用小时数将以年化2%左右速度下滑。假设2020年市场化交易电量达40%，高效发电机组在中性假设条件下，利用小时数与2016年水平基本一致。

　　需求紧张态势放缓，运费下滑在即，煤价难以维持高位。历史经验表明，供需极度失衡周期一般持续1年左右。我们预计供求关系改变将很快到来。2016年受铁运力调整的影响，煤炭运输价格由30元左右涨至60元左右。往年运费上涨最多持续周期在6个月左右。我们预计2017年铁运费将回落至历史平均水平，煤价将失去运费支撑。

　　火电电价、用电小时数长期看均有缓慢增加或超市场预期的空间，而煤炭消费大向下，煤炭指数更多受煤价影响，弹性有限。从现在时点看火电指数弹性很可能超过煤炭指数。

　　4、投资：鉴于电价调整幅度、市场化交易电量比例、煤炭降价幅度均存有不确定性，对公司经营安全的重视程度应高于业绩弹性的预期。综合对公司PB、ROE、资产负债率、火电装机容量四方面考虑，关注华电国际、京能电力、粤电力A、浙能电力、深圳能源、皖能电力、京能电力。