基于2020年各省（區、市）電力系統備用率，僅三省份為系統備用率適當或者偏低的綠色等級。2016年3月，國家發改委印發《關于促進我國煤電有序發展的通知》，要求建立煤電規劃建設風險預警機制，加快落后產能淘汰力度，優先淘汰30萬千瓦以下運行滿20年的純凝機組和運行滿25年的抽凝熱電機組，取消一批不具備核準條件煤電項目，緩核、緩建一批電力盈余省份煤電項目。同年4月，國家能源局發布《關于建立煤電規劃建設風險預警機制暨發布2019年煤電規劃建設風險預警的通知》，冀南、江西、四川、安徽、云南、海南為煤電裝機充裕度為綠色等級。到2017年4月，國家能源局發布《2020年煤電規劃建設風險預警的通知》中僅湖南、江蘇、海南為綠色等級。

電力供給側結構性改革穩步推進。2017年1月，國家能源局下發《關于銜接各省“十三五”煤電投產規模的函》，取消、緩核、緩建煤電機組1.48億千瓦。2017年9月，國家發改委印發《2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》，停建煤電項目3520萬千瓦，緩建5517萬千瓦。2016和2017年分別淘汰、關停煤電機組491.8和779.5萬千瓦。《2018年能源工作指導意見》要求，2018年煤電投產規模較2017年更進一步減少，淘汰高污染、高能耗的煤電機組約400萬千瓦。今年3月，能源局印發了《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案(征求意見稿)》，主要涉及控制新建自備電廠、落實交叉補貼和落后產能淘汰等工作。我們預測2018年淘汰、關停煤電機組將大于400萬千瓦。

我們預測，2018-2020火電裝機年均復合增速約為4.2%。2015年以來，火電裝機容量增速逐年下降。2017年火電裝機容量為11.06億千瓦，同比增長4.25%，其中煤電裝機9.9億千瓦，燃氣發電7438萬千瓦，其他4255萬千瓦。我們根據在建項目進度預測2018年火電裝機增加3714萬千瓦，其中煤電2700萬千瓦，燃氣發電814萬千瓦，其他200萬千瓦。2018-2020年火電裝機增速分別為3.4%、4.0%、5.2%，煤電裝機增速為2.7%、3.8%、3.6%。

2017年火電基本建設投資完成額為740億元，同比下降33.9%，下滑幅度為歷年之最。主要原因是《2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》停建、緩建了一批煤電機組，導致在建項目大幅減少。2018年一季度，火電基本建設投資完成額為113億元，同比下降5.7%。

我們預測，2018-2020年火電利用小時數分別為4224、4227、4195。利用小時數由發電量和時間加權裝機容量共同決定。2014-2016年，火電利用小時數逐年大幅下滑，一方面是因為用電需求增速放緩和可再生能源擠壓效應，導致火電發電量減少；另一方面是由于火電裝機容量增速依然維持高位。2018-2020年火電發電量和裝機容量年均復合增速分別為4%和4.2%，基本保持平衡，利用小時數將維持穩定。根據年度預測數據，我們測算出2018-2020年火電利用小時數將分別為4224、4227、4195，同比增加15、4、-33小時。

（四）煤電點火價差觸底回升，盈利能力有望提升

1、近年煤價受電量-煤量增速差影響較大，發改委促煤價回歸綠色區間

2018年煤電標桿電價大概率不會調整，一般工商業電價下調有助于刺激經濟發展，提振用電需求。今年政府工作報告提出，要降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%，按照國網測算，約有800億元的降價空間。2018年3月底《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》，主要在電網環節收費和輸配電價格方面降價約430億元。財政部4月17日發布《關于降低部分政府性基金征收標準的通知》，在按照《財政部關于降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》（財稅〔2017〕51號）降低25%的基礎上，再統一降低25%，政府基金讓利金額約122億元。5月15日，發改委印發了《關于電力行業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》，該項措施涉及金額約216億元。目前，一般工商業電價下調主要是輸配電和政府基金讓利，沒有涉及發電企業。在降成本，刺激經濟發展的大環境中，電價也大概率不會上調。

2016年前動力煤價格與火電發電量增速同步變動，2015年末-2017年動力煤價格與電量-煤量增速差較為統一。我們將近十年的動力煤價格與火電發電量、煤炭可供量增速比較發現：2008-2015年期間，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）從2011年11月最高點860元/噸到2015年11月最低點351元/噸，對應火電發電量增速由2011年的13.9%到2015年的-2.8%，發電量增速每波動1個百分點，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）平均波動30.5元/噸；2015-2017年，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）從2015年11月最低點351元/噸漲到2016年11月最高點741元/噸，電量-煤量增速差由2015年的0.78%增到2016年的7.28%，電量-煤量增速差每波動1個百分點，秦皇島港動力末煤平倉價（Q5500）平均波動60元/噸。

據國家統計局數據，1-4月份火電發電量同比增長7.1%。原煤產量11億噸，同比增長3.8%；進口煤炭9768萬噸，同比增長9.3%；煤炭可供量同比增長約4.2%。電量-煤量增速差為2.9%，與去年同期持平。如果2018年全年電量-煤量增速差與去年保持基本一致，我們預測今年煤價與去年相比將不會有大幅波動。

中長協煤價對電煤成本影響加大。2017年11月，國家發改委發布《關于推進2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》支持煤電企業多簽中長期合同。其中，中央和各省區市及其他規模以上煤炭、發電企業集團簽訂的中長期合同數量，應達到自有資源量或采購量的75%以上。合同一經簽訂必須嚴格履行，全年中長期合同履約率應不低于90%。按照下限測算，中長協煤價對發電企業的電煤成本影響程度為68%。

政府多項措施促市場煤價回歸綠色區間。4月份火電發電量同比增長7.3%，助推煤價上漲。2018年5月22日秦皇島山西產5500大卡動力煤價格652元/噸，較4月底上漲63元/噸，較去年同期上漲93元/噸，同比增長16.6%。為防止煤價過快增長，國家發展改革委經濟運行調節局負責人近期表示將采取：增產量、增產能、增運力、增長協等9項措施，以進一步穩定煤炭市場、促進市場煤價回歸合理區間。國家發改委21日召開會議商定具體措施：（1）新增2億至3億噸鐵路配置運力的產運需三方長協合同；（2）要求神華、中煤等主要煤企帶頭把5500大卡的月度長協價格降到綠色區間570元/噸以內；（3）要求于各央企、重點省屬電廠不要高價搶購電煤，在現有基礎上降低5天左右庫存，以穩定煤炭市場平抑煤價；（4）在進口煤方面，要求在不超去年總量的基礎上定向支持發電企業。要求各方執行相關措施，力爭在6月10號前將5500大卡北方港平倉價引導到570元/噸以內。對此，市場反應強烈，5月23日，7月份交割的動力煤期貨合約，跌幅達5.03%。

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我們預測2018年電廠燃煤成本較去年下降約2.5%。華能國際、國電電力、華電國際、大唐發電的長協煤占比分別約為60%、70%、60%、40%，其中年度長協和月度長協基本維持1：1，長協煤占比較《關于推進2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》要求的75%有一些差距。據此，我們假設全國范圍年度長協、月度長協和現貨煤比例約為3：3：4。如果下半年5500大卡動力煤平倉價能維持在570元/噸，我們測算全年電煤成本較去年下降約2.5%，對應標煤單價（不含稅）將下降約15-17元/噸，按照2017年全國平均供電煤耗309.06克/千瓦時計算，煤電燃料成本有望相應下降0.46-0.53分/千瓦時。

2、點火價差回升助火電業績改善

2018年4月煤電全國平均點火價差為0.1275元/千瓦時，同比增長1.4%。度電利潤則主要由上網電價和燃料成本決定。上網電價由標桿電價和市場電價加權得到，市場交易電價一般在標桿電價的基礎上有一定折讓。2017年，市場交易電量累計1.63萬億千瓦時，占比26%。煤電的盈利能力可以用點火價差來衡量，點火價差是指煤電的上網標桿電價與度電燃料成本的差值。2016年1月以來，電煤價格指數不斷攀升，全國平均點火價差也隨之下降。2017年7月1日起，全國煤電標桿電價平均上調約1.1分/千瓦時，全國平均點火價差也隨之增長。

火電發電量前五名省區除山東外點火價差均高于全國平均水平。2018年4月，全國平均點火價差排名前五位省區分別為：蒙東（0.1634元/千瓦時）、廣東（0.1572元/千瓦時）、海南（0.1536元/千瓦時）、黑龍江（0.1500元/千瓦時）、冀北（0.1488元/千瓦時）。2018年1-4月份火力累計發電量前五名的省區分別是：山東（392億千瓦時）、江蘇（344億千瓦時）、內蒙古（325億千瓦時）、廣東（287億千瓦時）、浙江（229億千瓦時），對應點火價差分別為：0.1218元/千瓦時、0.1292元/千瓦時、0.1487元/千瓦時、0.1572元/千瓦時、0.1451元/千瓦時。