火电利用小时数提升与动力煤价格背离主要源自三点因素：1）从边际变化来看，旺季边际需求下降。11  月份火电利用小时数累计值同比增速4.6%，但该增速值自5  月份的5.9%的高点持续下降；2）火电厂提前备货与暖冬叠加使得日耗煤量提升较晚：在经历了2017  年冬季“缺煤”的恐慌后，下游在2018  年的淡季提前备货，，而2018年的“暖冬”导致电厂日耗在12  月初才突破60  万吨关口，较去年大幅延后。3）长协的保障以及对未来经济下滑的担忧。2019  年的长协要求较2018  年更高，核心因素在于最大限度将运力与长协量匹配、将月度季度长协机制与年度相同，且煤企不得将各类别长协与现货捆绑销售，若该要求严格执行，则电厂的量价将进一步得到保障优化，对港口采购需求进一步下降。我们预计预计火电全年利用小时有望同比提升200  小时，动力煤煤价格波动减弱，港口煤价570~600  元/吨。
        供需偏紧叠加进口成本较高，今冬工业用气价格季节性上涨，民用气价格稳定。今年11  月以来工业用气价格出现上涨（调研显示工业用气价格普遍上涨0.5  元/方），原因在于需求持续高增长下，进口LNG成本较高，三桶油为疏导成本压力，纷纷对门站价进行上调，之后经销商进行顺价，导致今冬工业用气价格涨幅较大（明年4  月涨价结束），预计工业用气价格季节性波动将会持续；居民用气价格保持稳定。预计2019  年进口气价下行概率较大，用气价格中枢有望下行。
        用电&发电：下半年用电量增速出现下滑，用电量增速回落大概率与11  月气温偏高以及工业需求整体偏弱有关：i.今年11  月气温偏高，冬季采暖的用电需求比去年更弱，导致城乡居民生活用电增速回落，11  月城乡居民用电同比增长4.6%，增速较上月下滑2.5  个百分点；ii.11  月工业增加值同比增长5.4%，增速环比回落0.5  个百分点，11月工业用电同比增长5.8%，较上月环比下滑0.3  个百分点。
        一次能源：1）动力煤：旺季以来，煤炭港口现货价格呈现“旺季不旺”状态，受电厂高库存、日耗提升较晚影响，秦港价格小幅下跌，但产地价格稳定。2）天然气（LNG）:受益于工商业和居民煤改气推进，天然气消费量持续高增长，进口量同比增长25.3%，预计2018年全年天然气进口量将达到1250  亿立方米左右，同比增长约30%。
        风险提示：用电需求下滑，枯水期流量不足、煤价上涨超预期。