但是，自2016年开始，发电企业各项指标均出现下行，煤价大幅上涨是主要驱动因素。秦皇岛港5500大卡市场动力煤平仓价639元/吨，比年初回升269元/吨，增长72.7%。
当然，煤价的上涨有需求驱动原因，但更多的是政府去产能、行政干预的直接反应。行政管制的影响短期内立竿见影，但其产生的影响需要用更多的行政干预去纠正。所谓矫枉过正就是这个意思，去年煤价高企时，能源主管部门领导甚至要求电网公司增加对风电、光伏的调度规模，压减煤电出力，以此减少煤炭的需求。
仍然回到发电企业的生存状况上来，业内预计年内发电企业将全面亏损，发电小时数预计再创新低——4000小时。从近十五年发电小时数来看，这是创下了近半个世纪以来的新低。
所谓否极泰来，在业绩极度恶化之后，将是发电环节业绩拐点的开始。我们预计，在今年底或明年初，发电板块将出现业绩触底反弹的状况。主要观点如下(欢迎电力行业人士来电、邮件交流)：
1.火电业绩持续恶化，年内有望见底。受煤价大幅上涨、用电增速放缓、煤电产能过剩、电改推进、电价下调、环保压力等因素影响，煤电企业业绩自2016年下半年开始不断恶化，火电从“历史最好”业绩高点不断下探，发电小数年创1969年以来新低，部分企业陷入亏损境地。基于供给侧结构改善、煤价企稳、发电量再分配等因素，下半年电力行业业绩有望得到改善。
2.行政调控持续高压，发电产能扩张受限。国家能源局近期连续发文严控煤电无须扩张，严令11省停建或者缓建85个煤电项目。在行政手段的强势干预下，煤电大幅扩张的态势将得到缓解，使供需宽松向平衡转变。
3.电改市场化手段奏效，倒逼低效供给关停。我们预计年内电改推进力度将超过去年，取消发用电计划、增加电力交易规模、降低电价是改革的手段，低成本、高效发电机组将是电改主要参与者和受益方，小火电及小水电将在市场化改革进程中逐步退出市场，大容量、高效率机组以价换量。
4.发电侧结构调整，小时数向大型企业集聚。从目前各省电力直接交易规则看，多以30万千瓦作为火电参与电力交易的准入条件。在这一约束条件下，占比在20%的小机组将无缘深度参与电力市场交易，或以调峰电源的身份参与电力市场建设，发电量向大型发电机组转移。
