公司装机容量增加119 万千瓦（+2.47%），但利用小时同比持续下滑（-124 小时），全年发电量基本持平（+0.87%）；受益2017 年7 月电价上调，全年含税上网电价398.38 元/兆瓦时，同比增长4.8%（+0.01825 元/千瓦时），实现发电业务收入616.34亿元，同比增长5.97%。由于2017 年煤价维持高位运营导致燃料成本大幅增加37.45%，拉低发电业务毛利率10.83 个百分点至13.49%，致使业绩大幅下滑。
    全年新增装机容量1190 兆瓦，新增装机增速有所下降
    截至2017年底，公司可控装机容量达49330 兆瓦，其中煤机装机容量共计3900 兆瓦，燃机装机容量共计4426.5 兆瓦，水电、风电、太阳能及生物质能等装机容量共计5753.6 兆瓦。2017 年公司新增装机容量约1190.4 兆瓦，其中新能源占比约45%，较2016 年新增装机减少781 兆瓦。
    火电用电大省利用小时大幅回落，导致利用小时同比减少124小时
    公司发电机组全年利用小时为3991 小时，同比减少124 小时。其中，煤机4502 小时，同比减少121 小时；燃机1533 小时，同比减少65 小时；水电3405 小时，同比减少370 小时；风电1816 小时，同比增长48 小时；太阳能发电1433 小时，同比减少17 小时。山东、湖北、浙江等火电装机集中地区的火电利用小时回落幅度较大。
    公司业绩基本触底，煤价弹性较高，给予“谨慎增持”评级
    预计公司2018-2020 年EPS 为0.08、0.14、0.22 元，按最新收盘价计算对应PE 为47、26、17 倍。公司2017 年拟现金派息0.018 元/股，分红率41.27%，股息率0.55%（以4 月13 日收盘价计算），近五年公司分红率维持在40%左右，分红情况稳定。公司目前PB 为0.9 倍（对应2017年年报净资产），处于历史底部区间，煤价仍是公司当前影响盈利弹性的最大因素，给予“谨慎增持”评级。
    风险提示
    煤炭价格上涨风险；电力需求不及预期；电价下调风险；新机组投产不及预期；