展望2018年至2020年，就峰值负荷看，水电增量较少（下一轮投产周期在2021年至2022年），风电由于自身特性，保证度较低，火电对于尖端负荷的支撑重要性进一步加大，部分区域部分时段或将出现硬缺口。就谷值及调频看，风电占比提高，如北方冬季供热期，既要保证供热、又要留出空间让风电上网，煤电的灵活性改造成为唯一的选择，2.2亿KW的改造规模体现出紧迫性。综合来看，小机组参与灵活性改造进行调峰调频服务提供、承担供热功能，而大机组承担基础负荷，对峰值满足起到支撑作用。在新的形势下，存量煤电特别是需求型火电的重要性将日益得到提升。

供需形势及煤价下行助力盈利均值回归

回顾历史，煤电盈利具有大的周期性，与利用小时周期呈现一定的滞后性。具体来看，2006年至2008年，利用小时呈现下行趋势，而煤价处于快速上行状态；2009年至2011年，利用小时上行趋势，话语权逐步增强，而煤价依旧维持高位；2011年一度出现电力供应紧张，叠加火电盈利困难，相关部门快速上调电价，虽然2012年煤价开始出现大跌，但基于供需紧张，为鼓励新增装机，电价并未快速下降；2012年至2015年电企享受超越正常水平的ROE。2013年至2015年，利用小时呈现下行趋势，2015年体现为过剩，行业话语权减弱，标杆电价下调。尽管2015年开始煤价进入快速上升周期，电价仍未及时联动，2017年行业出现大规模亏损。综合以上分析可以看出，利用小时趋势决定了行业话语权，也是盈利周期波动的前瞻性指标。

展望2018年至2020年，利用小时上行趋势已经明确，调节能力需求进一步凸显煤电重要性，行业话语权有望提升，同时叠加煤价下行回归绿色区间长期趋势，煤电行业盈利将向历史均值回归。

大水电来水稳定 防御性突出

由于水电享有优先调度权，受宏观经济影响较小，季节性及流域特性导致的来水是影响水电发电量的主要因素。而对于大多数大水电企业，由于其流域范围广，且具备调节能力较强的上游电站及水库，可以在汛期通过水库蓄水，将来水进行重新分配，以丰补欠，甚至可以通过多库联调的方式进一步加强调节能力。因此，来水有较强的保障，电量相对稳定，这是一些小水电站所不能比拟的。

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