广东电力市场2017年年度报告

2017年广东电力体制改革市场调研分析报告目录第一节广东电力交易市场交易规则解读 (5)一、价差对匹配制度、返还机制和交易规模限制共同决定市场现状 (5)1.1价差对匹配原则及优先级原则 (6)1.2价差返还确定结算电价机制形成交易剪刀差 (7)1.3经信委设立交易容量上限，供需双方均以单侧竞争为主 (11)1.4广东省集中竞价交易流程解析 (14)第二节6 月份竞价数据：返还系数调整，电厂反应激烈，需方出现分歧 (18)第三节售电公司：高额利润存在各式风险 (21)一、交易电量占比决定利润水平 (21)二、售电公司无交易结算能力，独立经营能力面临风险 (22)三、售电公司需完成贸易商向服务商的过渡 (24)第四节业绩优良的水电公司 (25)一、公司分析 (26)图表目录图表1：价差对匹配原则 (6)图表2：广东省集中交易存在剪刀差补偿机制 (9)图表3：购电方成交电价之差大于报价之差 (10)图表4：发电方成交电价之差小于报价之差 (11)图表5：广东电力集中交易历史交易容量上限 (12)图表6：供需双方均超出交易规模限制（单位：亿千瓦时） (12)图表7：供需双方均以单侧竞争为主（以6 月数据为例，单位：千瓦时） (13)图表8：模拟交易的供需申报价格曲线及成交价格曲线 (18)图表9：模拟交易的供需申报价格曲线及成交价格曲线 (20)图表10：供给方报价变化（单位：厘/千瓦时） (20)图表11：需求侧报价变化（单位：厘/千瓦时） (20)表格目录表格1：广东电力交易系统与欧美主流电力交易系统对比 (5)表格2：举例说明成交双方的成交价格互不相关（单位：厘/千瓦时，假设供需双方电量相同） (8)表格3：申报电量及成交电量限制（单位：亿千瓦时） (12)表格4：模拟报价（电量单位：万千瓦，电价单位：厘/千瓦时） (14)表格5：模拟交易价差对（单位：厘/千瓦时） (14)表格6：模拟集中撮合交易详情（电量单位：万千瓦时，电价单位：厘/千瓦时） (16)表格7：模拟交易各公司成交电价 (16)表格8：模拟最终成交结果 (17)表格9：广东电力交易中心4 个月交易结果对比（单位：亿千瓦时，厘/千瓦时） (18)表格10：广东电力交易中心3-6 月供给方数据 (19)表格11：广东电力交易中心3-6 月需求方数据 (19)表格12：售电公司“丁”单月盈利情况 (22)表格13：售电公司未来可能提供的增值服务 (24)第一节广东电力交易市场交易规则解读一、价差对匹配制度、返还机制和交易规模限制共同决定市场现状广东省首次集中竞价交易发生在2013 年12 月27 日，交易对象为2014 年一季度的电量。

行业深度报告●电力行业2018年5月7日火电行业2017年亏损面扩大2018年一季度环比改善较明显火电谨慎推荐核心观点:●经济回暖、电价上调拉动收入高增长。

2017年、18Q1全国发电量分别同比增长5.7%、8.1%。

2017年7月起燃煤机组平均上网电价上调。

两方面因素叠加，火电行业2017年、18Q1分别同比增长19.3%、17.4%。

水电同期增速分别为10.4%、15.6%。

●煤价震荡上行，火电毛利率持续低迷。

2017年火电行业综合毛利率仅为12.3%，同比下降9.4个百分点。

18Q1燃料价格持续下跌，火电毛利率环比小幅提升1.5个百分点至12.9%。

水电行业2017年、18Q1毛利率分别为43.3%、34.6%。

●2017年火电扣非净利下滑显著，18Q1改善明显。

2017年火电行业扣非净利同比下降78.6%；18Q1同比增加58.9%，较17Q4提升240.3%。

水电行业2017年、18Q1扣非净利分别增长2.5%、8.3%。

●2017出现亏损的火电公司扩大至7家。

17Q4出现亏损的火电上市公司高达16家，18Q1仅剩3家。

环比改善较突出的省份主要集中在东北三省、湖北、江西、湖南、河北。

我们统计的水电上市公司2017年全部实现盈利，18Q1亏损的公司有3家。

●火电ROE维持历史较低水平。

自16Q4起，火电行业净资产收益率维持历史较低水平。

2017年ROE为2.9%，同比降低5.4个百分点；18Q1为1.4%，同比提升0.4个百分点。

水电行业收益率水平较正常。

●火电一季度高增长，持续性有待观察。

与2016年情况类似，由于煤价上涨，17Q4火电行业出现大面积亏损，导致全年净利润同比大幅下滑。

18Q1盈利能力环比改善明显，但未超过17Q3高点水平。

18Q1火电行业营收及净利润均实现同比高增长，但毛利率、净利率以及ROE同比提升幅度不大。

目前火电行业整体市净率偏低，具备一定防御价值。

水电方面，2017年整体盈利水平较正常，17Q4多家涉及电网业务的水电公司出现亏损。

2017年，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，全国各地区各部门深入贯彻落实党的十八大、十九大精神，坚持稳中求进工作总基调，坚持以提高发展质量和效益为中心，统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，以供给侧结构性改革为主线，统筹推进稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险各项工作，砥砺奋进，攻坚克难，经济运行稳中有进、稳中向好、好于预期，经济社会发展主要预期目标全面实现，开启了高质量发展时代新征程。

2017年，全国国内生产总值实现82.7万亿元，增长6.9%、增速比上年加快0.2个百分点，为2011年以来首次回升；第三产业增加值比重为51.6%，与上年持平。

规模以上工业增加值比上年增长6.6%、增速提高0.6个百分点，高技术制造业和装备制造业增加值分别比上年增长13.4%和11.3%，工业生产稳步回升、产品结构向价值链中高端延伸发展。

固定资产投资比上年实际增长7.0%，其中基础设施投资增长19.0%，民间固定资产投资增长6.0%，增速分别回升1.6和2.8个百分点，对固定资产投资的支撑作用增强。

全社会消费品零售电98130万千瓦、增长3.7%），增长4.1%；核电3582万千瓦，增长6.5%；并网风电16325万千瓦，增长10.7%；并网太阳能发电12942万千瓦（其中分布式光伏发电2966万千瓦），增长69.6%。

全国人均装机规模1.28千瓦，比上年增加0.09千瓦，超过世界平均水平，电力供应能力持续增强。

全国非化石能源发电装机容量68865万千瓦，占全国总装机容量的38.8%，分别比上年和2010年提高2.2个和11.7个百分点；100万千瓦级火电机组达到103台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到44.7%、比上年提高1.3个百分点，非化石能源发电装机及大容量高参数燃煤机组比重继续提高，电源结构持续优化调整。

（二）新增装机规模创历年新高，新增装机的结构和地区布局进一步优化全国基建新增发电生产能力13118万千瓦，比上年多投产975万千瓦。

证券代码：002060 证券简称：粤水电公告编号：定2018-001 广东水电二局股份有限公司2017年年度报告摘要一、重要提示本年度报告摘要来自年度报告全文，为全面了解本公司的经营成果、财务状况及未来发展规划，投资者应当到证监会指定媒体仔细阅读年度报告全文。

所有董事亲自出席了审议本次年报的董事会会议非标准审计意见提示□适用√不适用董事会审议的报告期普通股利润分配预案或公积金转增股本预案√适用□不适用是否以公积金转增股本□是√否公司经本次董事会审议通过的普通股利润分配预案为：以1,202,262,058股为基数，向全体股东每10股派发现金红利0.30元（含税），送红股0股（含税），不以公积金转增股本。

董事会决议通过的本报告期优先股利润分配预案□适用√不适用二、公司基本情况1、公司简介2、报告期主要业务或产品简介公司是一家集设计、施工、建设、运营、管理全过程服务于一体的建筑行业国有控股上市公司，同时也是国家高新技术企业、广东省水利水电工程技术研究中心。

公司的主营业务是水利水电及轨道交通等工程建设，水力、风力、太阳能光伏清洁能源发电。

（一）行业情况2017年，全球经济仍延续复苏的态势，经济持续扩张，通胀总体温和，我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。

建筑行业不断地“吐故纳新”，指导建筑改革的新思想不断涌现。

国务院再次强调“建筑业是国民经济的支柱产业”，为全行业创造新辉煌树立了信心。

另外，随着国家“一带一路”战略、建筑业发展“十三五”规划等政策驱动，建筑市场越来越开放、规范，企业制度性交易成本不断降低，行业现代化发展方向逐步确立，建筑业企业自主发展的空间越来越大。

这意味着，建筑行业的发展空间变大，竞争也会更加激烈。

随着国家能源发展“十三五”规划为清洁能源发电行业创造的良好政策环境以及电力体制改革工作的逐步推进，弃光、弃风现象有望得到缓解，清洁能源行业前景依然广阔。

1.工程建设水利水电工程建设：水利投资规模仍然较大，市场前景广阔。

2017年我国电力行业综合发展态势图文分析一、月度用电量增速为今年以来最低10月全社会用电量增速降至今年以来最低，主要归因于二产下滑明显。

10月份，全社会用电量 5130 亿千瓦时，同比增长 5.0%，增速同比下降 2 个百分点，增速环比下降 2.2 个百分点。

全社会月度用电量同比变化分产业看，各产业增速同比均有所回落。

其中，第三产业同比增长 12.5%，保持较高增长，增速同比下滑 1.1 个百分点；二产用电量 3650 亿千瓦时，占比 71.2%，同比增长 2.9%，增速同比下降 2 个百分点；居民增长 8.8%，增速同比下降 3.5 个百分点；一产增长3.7%，增速同比下降 6.9 个百分点。

分省份看，除河北省（-3.8%）、上海市（-1.1% ）、山东省（-9.8% ）和云南省（-1.6%）以外，其余省份均有不同程度的增长。

其中增速超过全国平均水平（6.4%）的省份有 23 个，排名前三的省份为内蒙古（15.8%）、福建（16.0%）、贵州（14.3%）。

全社会累计用电量同比变化1-10月份，全国全社会用电量52018 亿千瓦时，同比增长6.7%，增速同比提高1.9个百分点。

分产业看，三产保持较快增长，二产增速同比提升较大。

第三产业累计用电量 7367 亿千瓦时，贡献率为 21.8%，同比增长 10.7%；二产 36280 亿千瓦时，贡献率为60.0%，同比增长 5.6%，增速同比提高 3.4 个百分点；一产同比增长 7.6%。

分省份看，全国各省份全社会用电量均保持正增长。

其中，增速高于全国平均水平（6.7%）的省份有 15 个，排名前三的省份为西藏（16.7%）、宁夏（12.4%）、贵州（11.4%）；增量较少的省份包括上海（2.6%）、山东（2.7%）、黑龙江（3.6%）。

二、重工业用电量增速同比环比均下跌月度工业用电量增速为今年以来最低，其中重工业增速同比环比均回落明显。

10 月份，全国工业用电量 3587 亿千瓦时，同比增长 2.9%，增速同比下降 2 个百分点，占全社会用电量的比重为68.5%，对全社会用电量增长的贡献率为 58.4%。

2017年电力行业市场分析报告目录第一节宏观环境：电改进展超出预期 (4)一、两大全国性电力交易中心成立，跨区电力交易初见雏形 (4)二、输配电价改革试点继续扩围，电改进入实操阶段 (4)三、电改综合试点扩围至四家 (5)四、广东省售电改革取得实质性进展 (6)第二节供需形势：电力供应整体过剩，利用小时面临压力 (7)一、用电需求：2016年用电需求预期好于去年 (7)二、电力装机：总装机增速放缓，新能源增速较快 (7)三、利用小时：水电明显增长，火电继续下降 (7)第三节火电盈利：利用小时下降，盈利保持目前水平 (10)一、煤炭供应仍然过剩，煤价仍处底部 (10)二、2016年火电行业盈利预测及敏感性分析 (13)第四节水电盈利：来水明显偏丰，盈利再创新高 (17)一、利用小时明显增长 (17)二、2016年水电行业盈利预测及敏感性分析 (17)第五节投资分析 (20)一、电力板块高股息率、低估值，水电板块盈利良好 (20)二、降息通道下，电力板块估值中枢上移 (20)三、售电改革重点方向 (21)四、来水偏丰和电改推进利好水电行业 (24)第六节部分相关企业分析 (26)图表目录图表1：2016年水电利用小时同比明显增长 (8)图表2：2016火电机组利用小时预测 (9)图表3：全国煤炭产量及增速预测 (10)图表4：山西主要动力煤产地价格变动情况 (11)图表5：秦皇岛动力煤价格变动情况 (12)图表6：秦皇岛主要煤种平均价格涨幅比较 (12)图表7：澳大利亚BJ煤价 (13)图表8：火电行业历年度电利润统计 (15)图表9：水电行业历年毛利率及度电利润统计 (18)图表10：我国10年期国债到期收益率从2014年至今呈下降趋势 (20)表格目录表格1：我国煤炭产能预测 (10)表格2：2016年火电行业盈利测算表 (14)表格3：2016年火电行业盈利对煤价及利用小时的敏感度 (14)表格4：2016年火电行业盈利对煤价及电价的敏感度 (15)表格5：2016年火电行业盈利对利用小时及电价的敏感度 (15)表格6：2016年水电行业盈利测算表 (17)表格7：水电行业盈利对电价及利用小时的敏感度 (18)表格8：5家公司今年预计水电利用小时 (24)第一节宏观环境：电改进展超出预期自2015年国家启动新一轮电力体制改革，出台指导性文件《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，电改后续进展顺利。

2017年电力改革市场调研分析报告目录第一节行业回顾与展望 (4)一、现阶段电力供应整体宽松，用电增速较去年有所回升 (4)第二节国际电改分析 (5)一、英国：从强制电力库到双边协议三级市场NETA，20年逐步放开市场化程度 5二、美国：市场份额分散利好电改消除垄断，区域性电力市场交易模式多样化. 7三、国外电改理解：循序渐进、逐步放开，因地制宜 (8)第三节国内电改分析 (10)一、国内：第一轮电改2002年开始，5大发电集团应运而生，全国装机容量稳步上升 (10)二、国内：第二轮电改2015年开启，推动电力工业市场化新高度 (12)三、国内：2016年第二轮电改全面提速，多省份各类方案密集批复 (14)四、输配电侧改革或将触及电网企业核心利益，配电网准入门槛高，仍需统一规划 (17)五、售电侧改革：应时而生三大类售电主体，竞争售电与保底售电并行 (20)六、广东：售电侧改革先行，全国范围园区配售电成新热点 (23)七、5类售电公司各具特色，售电兼服务发展空间广阔，或将是未来大方向.. 25 第四节投资分析 (27)第五节部分相关企业分析 (28)一、桂东电力：半年报扭亏为盈，新增装机容量翻3倍，业务多样，拥“厂网合一”优势 (28)二、三峡水利：三峡集团增持5%，外购电比例持续下降，拥“厂网合一”优势28三、文山电力：南网唯一上市平台，乘风经济园区建设，地区配售一体化市场空间广阔 (29)四、郴电国际：电、水、气业务多样化，异地打造园区配售一体化 (29)五、广安爱众：业务范围广泛，地域配售电能力将增强，独资成立售电公司异地拓展售电业务 (30)图表目录图表1：全社会用电量变化情况 (4)图表2：英国一改后电力市场结构 (5)图表3：英国一改后电力市场交易方式 (6)图表4：美国电力市场模式 (7)图表5：全国发电设备容量变化情况 (10)图表6：全国发电设备平均利用小时变化情况 (11)图表7：全国全社会用电量变化情况 (12)图表8：供电输出量前十省份近3年电力输出情况（亿千瓦时） (15)图表9：供电输出量前十五省份近三年供电输出占比各省供电量情况（%） (16)图表10：全国各省合计输出电量变化情况 (17)图表11：全国电网基本建设投资额完成情况 (18)图表12：全国工业直购电情况（亿千瓦时） (22)图表13：交易机构及售电主体的作用 (22)图表14：广州电力交易中心组织架构 (23)图表15：广州电力交易中心系统6大功能 (24)表格目录表格1：美国电力市场各参与主体 (8)表格2：2015年起电改政策文件汇总 (13)表格3：各地各类电改方案批复情况 (14)表格4：电力交易机构结构与功能 (18)表格5：各地电力交易中心建立情况 (19)表格6：各类售电公司竞争优势 (26)第一节行业回顾与展望一、现阶段电力供应整体宽松，用电增速较去年有所回升据统计，1-8月份，全国电力供需总体宽松。

2017年上半年全国电力市场交易数据简况2017年上半年，电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。

一、分区域、分省电力交易情况分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%，华中区域、东北区域低于全国水平。

图1 上半年六大电网区域市场化交易电量图分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份分别为广东省1189亿千瓦时（含西电东送省间协议电量）、江苏省678亿千瓦时和山东省537亿千瓦时。

外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是广东省702亿千瓦时（含西电东送省间协议电量）、山东省197亿千瓦时和浙江省135亿千瓦时。

全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。

图2 上半年分省交易电量及销售电量市场化率图二、大型发电集团参与市场化电力交易情况上半年，大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的10家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。

上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。

（一）煤电上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。

2017年电力市场调研分析报告目录第一节电力需求继续保持较好势头 (6)一、5月全社会用电量增长5.1% (6)二、5月工业用电量同比增长3.8% (9)三、黑色金属行业用电量出现快速下降 (10)第二节电力供给略有放缓 (12)一、发电量增长略有放缓 (12)二、火电增速加快，水电降幅扩大 (13)三、设备利用小时数基本持平 (17)第三节电源投资下降，新增发电能力减少 (21)一、火电新增发电能力大幅下滑 (21)二、电源完成投资同比下降，电网完成投资增长 (25)第四节煤炭期现货价格出现反弹 (28)一、现货、期货煤价开始反弹 (28)二、港口库存出现明显下降 (29)三、下游库存略微下滑 (30)四、煤耗总量同比上升 (31)第五节天然气消费量大幅增长 (32)一、天然气消费量同比增长18.5% (32)二、全国天然气产量增长14.7% (33)三、天然气进口增长22.5% (34)四、天然气价格有所下滑 (35)图表目录图表1：全社会用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (6)图表2：第一产业用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (6)图表3：第二产业用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (7)图表4：第三产业用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (7)图表5：城乡居民用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (8)图表6：分地区用电量同比增速（单位：%） (8)图表7：轻工业用电量及增速（单位：亿千瓦时，%）. (9)图表8：重工业用电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (10)图表9：有色金属行业用电量（单位：亿千瓦时，%） (10)图表10：黑色金属行业用电量（单位：亿千瓦时，%） (11)图表11：化工行业用电量（单位：亿千瓦时%）. (11)图表12：非金属矿物行业用电量（单位：亿千瓦时，%） (12)图表13：全国发电量及同比增速（单位：亿千瓦时，%） (12)图表14：火电月度发电量及增速（单位：亿千瓦时，%）. (13)图表15：分省份火电发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (13)图表16：水电月度发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (14)图表17；分省份水电发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (14)图表18：风电月度发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (15)图表19：分省份风电发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (15)图表20：核电月度产量及累计增速（单位：亿千瓦时，%） (16)图表21：分省份核电发电量及增速（单位：亿千瓦时，%） (16)图表22：全国发电设备利用小时数及同比增速（单位：小时） (17)图表23：火电设备利用小时数（单位：小时） (18)图表24：分省份火电设备利用小时数（单位：小时） (18)图表25：水电设备利用小时数（单位：小时） (18)图表26：分省份水电设备利用小时数（单位：小时） (19)图表27：风电设备利用小时数（单位：小时） (19)图表28：分省份风电设备利用小时数（单位：小时） (20)图表29：核电设备利用小时数（单位：小时） (20)图表30：全国基建新增发电能力（单位：万千瓦） (21)图表31：火电新增发电能力（单位：万千瓦）. (21)图表32：水电新增发电能力（单位：万千瓦） (22)图表33：风电新增发电能力（单位：万千瓦） (22)图表34：核电新增发电能力（单位：万千瓦） (23)图表35：全国电厂装机容量（单位：亿千瓦）. (23)图表36：全国火电装机容量（单位：亿千瓦）. (23)图表37：全国水电装机容量（单位：亿千瓦） (24)图表38：全国风电装机容量（单位：亿千瓦） (24)图表39：全国核电装机容量（单位：万千瓦） (25)图表40：全国电源工程投资（单位：小时）. (25)图表41：全国电网工程投资（单位：小时） (26)图表42：火电完成投资（单位：亿元）. (26)图表43：水电完成投资（单位：亿元） (27)图表44：风电完成投资（单位：亿元） (27)图表45：核电完成投资（单位：亿元）. (28)图表46：环渤海动力煤综合平均价格指数（单位：元/吨）. (28)图表47：煤炭期货现货价格（单位：元/吨） (29)图表48：秦皇岛港煤炭库存变动情况（单位：万吨） (29)图表49：广州港煤炭库存变动情况（单位：万吨） (30)图表50：重点电厂煤炭库存（单位：万吨） (30)图表51：重点电厂煤炭库存可用天数（单位：日） (31)图表52：重点电厂煤耗总量变动情况（单位：万吨） (31)图表53：6大发电集团日均耗煤量变动情况（单位：万吨） (32)图表54：天然气月度消费量及增速（单位：亿立方米，%） (32)图表55：天然气累计消费量及增速（单位：亿立方米，%） (33)图表56：天然气月度产量及增速（单位：亿立方米，%） (33)图表57：天然气累计产量及增速（单位：亿立方米，%）. (34)图表58：天然气月度进口量及增速（单位：亿立方米，%） (34)图表59：天然气累计进口及增速（单位：亿立方米，%） (35)第一节电力需求继续保持较好势头一、5月全社会用电量增长5.1%2017年5月份，我国全社会用电量4986亿千瓦时，同比增长5.1%。

2017年电力市场调研分析报告目录第一节2016 年电力行业业绩预告 (5)第二节火电板块：煤价急促上扬，业绩加速探底 (6)一、火电电价：受下调标杆电价和电力市场化交易影响，火电电价下降 (7)二、火电电量：本有需求回暖助力，奈何发电优先级偏低 (9)三、火电成本：年中煤价突然发力上涨，煤电顶牛再现 (15)第三节水电板块：小型水电公司表现出众 (17)一、水电电量：实现同比增长，增速先升后降 (18)二、水电电价：受各类政策影响，部分电站平均电价出现下滑 (19)三、成本及其他：财务费用进入下降通道，税收优惠减少 (20)第四节地方电网：受益于用电需求回暖及自有小水电 (23)一、营收端：受益于地方经济增长及全社会用电求回暖 (23)二、成本端：自有小水电发电量大幅提升，优化供电成本结构 (24)第五节展望2017 (26)一、能源局加大供给侧调控力度，供需形势仍然宽松但有望持续向好 (26)二、水电：来水预期偏枯，高股息率标的依旧出众 (29)三、火电：预期“均值”持续下降而“标准差”进一步扩大， (30)四、地方电网：多空博弈，推荐关注转型类标的 (32)图表目录图表1：2016 年全社会累计用电量同比增长5.0% (9)图表2：2016 年全年一产用电同比增长5.3% (9)图表3：2016 年全年二产用电同比增长2.9% (10)图表4：2016 年全年三产用电同比增长11.2% (10)图表5：2016 年全社会累计发电量同比增长5.2% (11)图表6：2016 年水电累计发电量同比增长6.2% (11)图表7：2016 年核电累计发电量同比增长24.39% (11)图表8：2016 年火电累计发电量同比增长2.43% (12)图表9：2016 年装机容量同比增长8.2% (13)图表10：2016 年火电装机容量同比增长5.3% (14)图表11：2016 年全国发电设备利用小时同比下降203 小时 (14)图表12：2016 年全国火电设备平均利用小时同比下降199 小时 (15)图表13：秦皇岛港煤炭平仓价 (15)图表14：全国电煤价格指数 (16)图表15：2016 年全国平均点火价差（度电边际利润）水平 (16)图表16：2016 年水电累计发电量同比增长6.2% (18)图表17：2016 年全国水电设备利用小时同比增长31 小时 (18)图表18：2016 年全国水电新增装机同比下降-14.6% (21)图表19：2016 年全国水电建设投资完成额同比下降22.4% (21)图表20：水电板块带息负债金额变化（剔除川云和龙滩并表影响，单位：亿元） (21)图表21：我国水资源基本呈“偶丰奇枯”趋势 (29)图表22：赤道中东太平洋地区进入拉尼娜状态 (29)图表23：各省区点火差价存在较大差异 (31)图表24：各省区2016 年电力需求-装机增速差 (31)表格目录表格1：电力行业上市公司业绩预告一览 (5)表格2：火电板块业绩预告/快报一览 (6)表格3：2016 年1 月1 日全国各省份燃煤发电标杆电价调整情况（单位：元/千瓦时） (7)表格4：火电上市公司披露2016 年全年发电量情况 (12)表格5：水电板块上市公司业绩预告一览 (17)表格6：水电上市公司披露2016 年全年发电量情况 (19)表格7：水电上市公司电价调整一览 (20)表格8：我国6 次下调贷款利率 (20)表格9：受税收优惠减少影响的上市公司及其机组 (22)表格10：电力行业上市公司业绩预告一览 (23)表格11：地方电网公司已披露售电量情况 (24)表格12：地方电网上市公司披露发电量情况 (24)表格13：电网公司2015 年自发电及外购电成本对比（单位：元/千瓦时） (25)表格14：我国电力供给侧改革政策 (26)表格15：能源局发各省通函限制煤电装机（单位：万千瓦） (27)表格16：基于当前政策及建设现状对“十三五”期间各类电源装机预测（单位：万千瓦） (28)第一节2016 年电力行业业绩预告截至目前，电力企业已有30 家公司披露业绩预告或快报，其中火电公司17 家，水电公司5 家，地方电网公司8 家。