供需继续恶化，火电持续承压。需求延续低迷态势，预计2016~2017全年增速分别为1.6%/1.8%。供给继续保持较快增长，供需恶化趋势仍将延续，预计2016～2017年总体利用小时分别变动-8.4%/-4.7%，其中2016年受来水较好促水电大发影响，火电利用小时预计同比大降9.0%，2017年受供给增加影响或继续下滑4.1%。煤价底部企稳，按煤电联动公式，电价暂无再降风险。

水电配置价值突出，来水增添阶段弹性。始于2015年4月的超强厄尔尼诺于2016年5月结束，降水滞后影响将导致2016年汛期来水显著偏多，从而带动水电出力增加；5%的电量增加对于桂冠电力/黔源电力/川投能源/长江电力/国投电力的业绩弹性分别为12%/11%/10%/10%/9%。水电定价机制看，外送大水电按落地端倒减原则并由供需方协商确定，与落地省份火电标杆价存在联动关系；省内消纳水电价格多采用固定电价，与一般市场观点有所差异，我们认为由于我国水电资源区域集中度较高，电改后市场化竞价中更多是水电间竞争，水电价格变动主要取决于当地供需形势，“水火同价”或难出现。水电长期价值可采用简化现金流折现方法进行估值，当前利率环境下，A股主要水电公司均有较大的估值提升潜在空间。

风光发展由量转质，政策加码解决限电。政策支持助力新能源发展，“十二五”风电/光伏发电装机复合增速分别为32.8%/120.4%。需求超预期疲弱、外送通道建设滞后及风光资源地省内博弈等因素共同导致风光资源富集省份限电加剧，2015年全国弃风/弃光率分别达15.0%/12.6%。就“十三五”发展看，非化石能源占一次能源消费比重达到15%将成为约束性指标。按当前经济发展趋势，“十三五”能源消费总量或维持较低增速，风光约束性发电量达成难度不大；“十三五”发展重心在于有质量的发展，着力解决限电问题。预计此前《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中提到的“风电2亿kW、光伏1亿kW”将为“十三五”规划的最低目标，确保达成；对应风电、光伏装机复合增速为9.3%/19.2%。

燃气景气恢复确立，进口贸易盈利可观。2015年降价等因素确立燃气弱复苏势头，全年消费增速回升至10%可以期待（2015A/2016Q1为5.7%/15.4%）。国内气源门站价较计算公式高出0.5元/方，若后续下降将为整个板块带来向上弹性；若维持当前水平，境内外价差达1元/方以上，进口现货贸易将获得可观盈利。定价机制方面，降成本背景下中游跨省及省内长输价格管制压力增大，城市分销配售一体监管相对复杂，目前政府定最高限价、供需双方协商或仍为最好方式。

风险因素：煤价涨幅超预期；经济增速放缓导致需求低于预期。

维持电力“中性”评级、燃气“强于大市”评级。供需恶化趋势依旧，维持电力行业评级至“中性”。燃气景气弱复苏延续，维持燃气行业“强于大市”评级。建议关注三条主线：水电整体向好，业绩确定性强，现金流折现估值具有较大空间，长期资金可持续加配，结合业绩稳定性及估值角度，依次推荐川投能源、国投电力、桂冠电力、长江电力及黔源电力；清洁能源发展向好，看好具注入潜力公司，推荐东方能源，建议关注黔源电力；燃气景气弱复苏持续，国内外价差高企下进口贸易盈利可观，推荐具有接收站资源的深圳燃气，建议关注国新能源。

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