A：2016年，受益于房地产投资同比大幅增长6.9%拉动第二产业用电需求增长、夏季高温天气（同比高0.9 C）带动第三产业及和城乡居民生活用电高速增长，全社会用电量同比增长5.0%至5.92万亿千瓦时，增速提高4.5个百分点，用电形势好转。电力需求结构方面，国家大力推动工业节能，经济结构持续升级，四大高耗能行业合计用电量零增长，第二产业占比逐步下降，第三产业和居民生活用电逐步提高。具体来看，第二产业占比下降1.1个百分点至71.1%，第三产业和城乡居民生活用电占比分别提高0.6和0.5个百分点至13.5%和13.6%。
2017年，用电量增速方面，制造业投资仍将低位运行，房地产投资受调控影响将再次回调（预计全年增速2%以下），国内消费有望继续保持平稳增长（预计2017年GDP增长约6.5%），结合2016年用电高速增长基数较大影响，2017年全社会用电需求将有所下降，增速或将降至3%左右。分产业来看，随着产业结构升级加快、过剩产能继续退出，预计2017年第二产业占比约70%，全年用电量增速将在0.8%左右；考虑到用电量相对较小的服务业对GDP增长的贡献越来越大，第三产业占比预计将接近14%，全年增速将在6%左右。
Q2 2016年电力供给回顾及2017年供给预测
A：受国家大力控制火电新建机组、淘汰落后机组影响，截至2016年末全国规模以上电厂装机容量16.46亿千瓦，同比增长8.2%，增速同比下降2.2个百分点，但仍超过用电量增速3.2个百分点。受此影响，全国发电设备利用小时同比下降203小时至3,785小时，其中火电同比下降199小时，电力供给过剩凸显。供给结构方面，火电、水电装机比重不断下降，核电、风电和光伏占比不断提高。根据在建项目投产进度及“十三五”规划预期目标，预计2017年全行业装机规模同比增速放缓至5.7%，但仍高于同期需求增速，行业供给过剩局面难有明显改善。分电源来看，结合“十三五规划”及在建电厂的投产计划，预计2017年火电新增装机控制在4,400万千瓦以内，利用小时数将降至约3,900小时；水电新增装机约1,300万千瓦，利用小时数将出现一定下滑；风电、光伏新增装机分别在1,350万千瓦左右和1600万千瓦左右，受政策影响整体弃风弃光程度可能减轻；核电新增装机约691万千瓦。综上，电力供给持续过剩，行业设备利用效率不断降低，煤电装机增速放缓，气电装机增速提升，利用小时数仍承压；水电投产高峰期已过，装机增速放缓；沿海核电2016~2017年进入投产高峰期；非火电清洁电源发电量与装机规模在总量中的占比将持续上升。
Q32016年火电行业盈利情况及2017年业绩展望
A：成本方面，煤炭成本占火电发电成本的50~70%左右，对行业盈利情况具有重大影响。2016年6月以来煤炭价格持续大幅反弹，2016年平均电煤价格指数（5,000大卡）同比增长18.04元/吨至380.93元/吨。根据选取的47家具有代表性的火电发债及上市样本企业数据估算，煤价的上涨预计将导致样本企业2016年成本同比增长7.7元/兆瓦时至285.3元/兆瓦时。电价方面，随着2015年发改委两次下调燃煤机组标杆上网电价，2016年样本企业平均上网电价下降35.8元/兆瓦时至363.8元/兆瓦时。综上，2016年火电企业度电利润为25.6元/兆瓦时。其中，华南、华东、华中地区火电企业盈利较好，华北蒙晋、西北地区火电企业已出现亏损，东北、西南地区火电企业亦接近亏损线。
2017年，成本方面，国家宏观调控意在将煤价稳定在550~600元/吨（5500大卡）左右，维护行业平稳运行；电价方面，标杆上网电价将维持不变。因此，在当前电价水平下，全国火电企业的电煤价格指数（5,000大卡）及环渤海动力煤指数（5,500大卡）盈亏平衡点分别为450元/吨及535元/吨，考虑到1月电煤价格指数及环渤海动力煤指数分别为529元/吨及592元/吨以及未来变动趋势（自2016年10月以来两个指数均超过上述盈亏平衡点），2017年全年火电或将陷入全行业亏损状态。其中，华东、华南盈利相对较好，华北京津冀、华中地区火电企业盈利能力恶化明显，而西北、西南、华北蒙晋、东北地区火电企业则持续低迷。
Q4电力体制改革对电力系统的影响？
A：2015年3月新一轮电力体制改革开启，“形成主要由市场决定能源价格的机制”为目标，按照“管住中间，放开两头”的体制架构，明确了理顺电价形成机制、推进电力交易体制改革、建立相对独立的电力交易机构、推进发用电计划改革、推进售电侧改革、开放电网公平接入与加强电力统筹规划和科学监管七大任务。2016年，全国除西藏外其他省份均被列入相关试点范围（本轮电力体制改革共分为输配电价试点、售电侧改革试点及电力体制改革综合试点三类）。电力体制改革在全国范围内全面铺开。对发电企业而言，目前电力供需整体宽松，发电企业在直接交易中让利明显，内部企业分化进一步加剧，未来随着发用电计划不断放开、火电发电成本上升，让利空间或将有所收窄，水电由于边际成本较低，在竞价中具有一定优势，电力体制改革或能在一定程度上缓解弃水问题，对水电形成一定利好。对电网企业而言，从已披露输配电价核定的试点省份看，输配电价降幅较为有限（降幅多在1~2分/千瓦时之间），短时间内电网企业的地位和话语权还难以撼动，特别是最重要的电力调度与结算权还并未剥离。未来需关注输配电价核定的后续进展和国家对于交叉补贴问题处理方式。对售电端而言，新一轮电改最终将发电端、电网端的让利转移到售电主体与终端用户。但由于当前仍处于摸索阶段，虽然许多省份成立了售电公司，但绝大多数省份尚不允许售电公司进入直接交易，未来政策方向还有待观察。此外，随着直接交易的不断扩容，价格传导将会更顺畅，在当前供需整体宽松的环境下，下游终端用户中具有议价能力的大用户有望获得更优惠的电价。
