摘要：
2016年对于动力煤来说是欣欣向荣的一年，在经历了2015年一整年的下跌后终于迎来了全行业的触底反弹。这其中有供需面的自然规律，也有国家政策导向所带来的利好刺激。在15年底大量煤矿停产或倒闭后，供应量出现萎缩，叠加上煤炭去产能的规划逐步落实，煤炭价格开始稳步上涨。2月，国务院出台意见要求，三年内原则上停止审批新建煤矿项目，并开始按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能，严控超能力生产。此时的煤炭行业开始了严格的限制产能之路。
经历了近一年的时间，煤炭供给量持续萎缩，而与之相对应的是需求端持续向好。丰水年的洪水抑制了水电出力、房地产业的高速发展刺激了工业用煤、用电总量，本来处于持续萎缩中的火电因此迎来了喘息的生机。但是，清洁能源以及新能源的不断发展未来依然会对其形成较强压制，火电的主导低位将逐渐被挑战。未来对于电煤的需求依然难言乐观。
整体来看，动力煤作为我国主要能源品种一直吸引着市场眼球。在中国经济改革的浪潮中，国家给予其的关注向来较多。未来单纯的市场规律很难起决定性作用，煤炭价格将在供需矛盾以及政府宏观调控中延续上有顶下有底的行情走势。从2017年全年来看，动力煤不大可能重演单边行情，取而代之的宽幅震荡将是大概率事件。盘面价格也将再次呈现出季节性规律，上半年先抑后扬，全年将震荡偏弱，高点在640附近。
第一部分2016年煤炭市场走势回顾
一、动力煤触底反弹开启牛市行情
图1-1动力煤活跃合约日结算价走势
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
2015年11月底，动力煤经历了最黑暗时期，价格被打至谷底，最低时跌至278元/吨。大量的煤炭企业因严重亏损停产或倒闭，市场开始遵循价格规律出现了触底反弹行情。这种反弹是必然的，但是国家对于煤炭领域的供给侧改革无疑对市场形成了火箭推动器般的作用，彼时的动力煤就如坐上火箭一路冲天。从2015年11月到2016年11月，这种连续性上涨行情持续了一整年。
在这期间，国家发改委推出了无数淘汰落后产能，收紧煤炭供应的方针方案。比如关停中小落后煤矿；比如所有煤矿实行全年276个工作日不能超产；比如蒙陕地区实行煤管票制度等等……在经过了国家政策这只无形的手的干预下，煤炭行业开始了蓬勃发展的复兴之路。许多上半年还在亏损或者处于亏损边缘的煤炭企业下半年已经开始大幅盈利。
二、煤炭行业起死回生蓬勃发展
图1-2近年我国煤炭开采和洗选业主营业务收入累计值走势
图1-3近年我国煤炭开采和洗选业主利润总额累计值走势
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
今年二月，中国国务院出台意见要求，从2016年起，三年内原则上停止审批新建煤矿项目，并开始按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能，严控超能力生产。消息一出，无疑在煤炭圈掀起了渲染大波。在经历了去年底的煤价低谷后，许多煤炭企业纷纷减产、停产甚至破产倒闭，而此时政府的煤炭救市动作也经由此条规定开始正式展开。
在这期间，煤炭企业经历了从低谷到高潮的转变。鄂尔多斯某大型民营煤炭企业领导给我们介绍，在今年前四个月没有全面推行“276”新规之前企业每日产量已经很低，煤炭价格的不景气至使企业一季度亏损，而自从“276”实施之后，企业的日产量反而逐渐增加，并且随着价格上涨很快就开始了盈利。目前，在产煤矿都在全力生产，即便是日产超出“276”所核定产能，但因为国家所规定的可以自由调配、只要全年不超过“276”即可的要求，超出部分也同样符合规定。这样一来，在煤炭价格较高的时期企业加大产量，而当价格较低的时候则适当缩减，既保证了企业的盈利水平，又保障了基本的煤炭供应。民营企业的灵活做法使得企业处于主动地位，对市场的把握以及对政策的理解都达到了很高水平。
这家煤炭企业的做法代表了一批内蒙当地煤企，他们有一个共同点就是灵活，所有的产量都是以随行就市的市场价格来卖出。而在另一家更大型的民营煤炭企业则稍显艰难，因为不同于此前的煤企，他们有70-80%的煤炭产量都是长协煤，这样虽然保证了他们的市场份额以及与下游用户间的良好关系，但也带来了诸如价格反应滞后等缺点。因为月度定价的长协合同是参照环渤海指数以及神华集团公布的最新价格来定价的，这使得他们在今年煤炭价格一路上扬的行情中盈利较慢，甚至在上半年还大幅亏损了六个亿。目前，虽然同样在卯足全力生产，但是产能已经达到峰值，而最新的“330”新规还在申报阶段，未来对于企业的总体产出量影响并不大，因此他们对于“330”的实施并不是特别关心，而是更愿意在煤炭价格不下跌的情况下维持现有产量。
总体来看，虽然我们从上图数据中看到，全国煤炭企业的利润并未出现大幅增长，主要是由于大量煤矿关闭停产所造成。但是拥有先进产能的大中型煤矿是受益的，这不仅使得煤炭行业整体有效执行了国家的供给侧改革思路，也为有能力的企业提供了更加坚实的发展土壤。只要改革坚持下去，我们有理由相信，2017年煤炭企业将迎来更加稳步增长的明天。
三、煤炭行业相关股票
第二部分宏观经济下行中的煤炭市场
煤炭作为我国现阶段所应用的最主要能源，它的兴起与没落与我国的宏观经济息息相关。纵观近十年的时间，煤炭价格在2012年以前都处于上升通道，并且随着我国煤炭行业供需矛盾的转化，煤炭价格在2008年7月达到了顶峰，5500大卡动力煤逼近1000元/吨的历史最高价位。之后虽然快速回落，但是又适逢宏观经济四万亿的刺激，打开了煤炭价格近三年的上涨周期。此后，产能过剩的弊端逐渐体现，加之下游需求开始放缓，煤炭价格进入了下行区间。
一、供给侧改革带动第二产业蓬勃发展
图2-1中国与主要发达国家GDP同比增速比较
图2-2我国GDP以及各产业累计值走势比较
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
2016年相较于2015年的经济增速明显放缓，我国开始进入了相对平稳的改革阵痛期。前三季度维持6.7%的经济增速，也使得各行各业得以在改革中平稳发展。纵观全球经济发展水平，2016年可以说是美国一枝独秀。持续升温的美联储加息预期也为金融市场增添了许多不确定因素。在各国经济都依靠大规模宽松刺激的时候，美国开始考虑收紧，人民币的贬值进程在所难免。
可喜的是，2016年是大宗商品的大年，从年初开始不断升温的房地产市场带动了一批工业品需求的蓬勃发展。能源类如煤炭等领域的价格反弹为相关产业带来了更多的机会，随着第二产业的迎头赶上，今年我国GDP的贡献度不再是第三产业一枝独秀的局面。随着供给侧改革所带来的工业品价格回升，2017年大宗商品必将有更加出色的表现。
二、我国工业发展保持较快增长
图2-3中国GDP季同比与工业增加值以及煤炭开采和洗选行业月同比走势比较
图2-4中国官方制造业PMI及其分项走势
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
经初步核算，前三季度我国国内生产总值529971亿元，按可比价格计算，同比增长6.7%。分季度看，一季度同比增长6.7%，二季度增长6.7%，三季度增长6.7%。分产业看，第一产业增加值40666亿元，同比增长3.5%；第二产业增加值209415亿元，增长6.1%；第三产业增加值279890亿元，增长7.6%。从环比看，三季度国内生产总值增长1.8%。
前三季度，全国规模以上工业增加值按可比价格计算同比增长6.0%，增速与上半年持平。分经济类型看，国有控股企业增加值同比增长1.0%，集体企业增长0.7%，股份制企业增长6.9%，外商及港澳台商投资企业增长4.2%。分三大门类看，采矿业增加值同比下降0.4%，制造业增长6.9%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长4.3%。工业结构继续优化。前三季度，高技术产业和装备制造业增加值同比分别增长10.6%和9.1%，增速分别比规模以上工业快4.6和3.1个百分点，占规模以上工业增加值比重分别为12.2%和32.6%，比上年同期提高0.6和1.2个百分点。规模以上工业企业产销率达到97.5%。规模以上工业企业实现出口交货值85950亿元，同比下降0.1%。9月份，规模以上工业增加值同比增长6.1%，环比增长0.47%。
10月份中国制造业采购经理指数(PMI)为51.2%，比上月上升0.8个百分点，在临界点之上明显回升，创下2014年7月以来新高。同日公布的中国非制造业商务活动指数(PMI)为54%，环比上升0.3个百分点。两项指数表现好于预期，预示四季度经济继续保持稳中向好的趋势。从分类指数看，在构成制造业PMI的5个分类指数中，生产指数、新订单指数、供应商配送时间指数高于临界点，从业人员指数、原材料库存指数低于临界点。生产指数为53.3%，比上月上升0.5个百分点，持续高于临界点，表明制造业生产保持较快增长。
三、工业价格指数发弹 大宗商品迎来了春天
图2-5我国CPI与PPI走势比较
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
进入2016年，长期维持0以下负增长的工业生产者出厂价格指数(PPI)开始了触底反弹之路。到9月份，PPI增幅已经实现了由负转正。2016年10月份，全国工业生产者出厂价格环比上涨0.7%，同比上涨1.2%。工业生产者购进价格环比上涨0.9%，同比上涨0.9%。1-10月平均，工业生产者出厂价格同比下降2.5%，工业生产者购进价格同比下降3.3%。
工业生产者出厂价格中，生产资料价格同比上涨1.6%，影响全国工业生产者出厂价格总水平上涨约1.2个百分点。其中，采掘工业价格上涨7.9%，原材料工业价格上涨1.9%，加工工业价格上涨0.9%。生活资料价格同比上涨0.1%。其中，食品价格上涨0.6%，衣着价格上涨0.9%，一般日用品价格上涨0.2%，耐用消费品价格下降1.2%。工业生产者购进价格中，黑色金属材料类价格同比上涨3.9%，有色金属材料及电线类价格上涨2.2%，燃料动力类价格上涨1.8%。影响全国工业生产者出厂价格总水平上涨约0.7个百分点。其中，采掘工业价格上涨4.4%，原材料工业价格上涨1.7%，加工工业价格上涨0.4%。生活资料价格环比持平(涨跌幅度为0，下同)。其中，食品和耐用消费品价格均持平，衣着价格上涨0.4%，一般日用品价格下降0.3%。工业生产者购进价格中，燃料动力类价格环比上涨2.7%，建筑材料及非金属类价格上涨1.4%，有色金属材料及电线类价格上涨1.2%，黑色金属材料类价格上涨0.9%。
四、第三产业与民用依然是用电量增长动力
近年全社会用电量增减变化以及分项变化趋势图：
图2-6全社会用电量及其分项走势
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
据国家能源局的最新统计数据显示，10月份，全社会用电量同比增长7.0%，增速比上月扩大0.1个百分点。1-10月份，全社会用电量同比增长4.8%，比上年同期加快4.1个百分点。10月份，工业用电增速显著加快，用电量同比增长4.9%，增速比上月加快3.5个百分点。从全年看，1-10月全国全社会用电量累计48,776亿千瓦时，同比增长4.8%，增幅为全年新高。其中第三产业与城乡居民用电累计同比增长均为11.6%；第一产业累计同比增长5.3%；第二产业用电累计同比增长2.3%。从单月看，本月全社会用电量4,890亿千瓦时，同比增长7%。其中第三产业同比增长13.5%；其余第一产业、第二产业和城乡居民用电同比增长10.6%、5.0%、12.2%。
1-10月，全国发电设备累计平均利用小时为3,122小时，同比减少188小时。其中，水电设备3,069小时，增加80小时；火电设备3,405小时，减少197小时。全国电源新增生产能力(正式投产)7,972万千瓦，其中，水电867万千瓦，火电3067万千瓦。
火电继续保持较快增长，水电降幅收窄。10月份，火力发电量同比增长11.9%，增速比上月小幅回落0.3个百分点；水力发电量同比下降7.6%，降幅收窄3.8个百分点。新能源发电快速增长，电力生产结构进一步优化。10月份，新能源发电量3同比增长16.9%，增速比上月加快4.1个百分点，高于全部发电量增速8.9个百分点。其中，核电和风电分别增长22.7%和14.9%，比上月分别加快9.5和5.7个百分点。1-10月份，新能源发电量占全部发电量的比重为8.6%，比上年同期提高1.1个百分点。
第三部分动力煤供给面因素分析及展望
一、煤炭进口重现繁荣
图3-1我国煤及褐煤进口当月值以及累计值
图3-2国外主要港动力煤现货价格走势
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
据海关总署最新数据显示，10月份我国进口煤炭2158万吨，环比下降286万吨、降幅11.7%。1-10月我国进口煤炭20174万吨，同比上升18.5%；此外，10月出口煤及褐煤90万吨，1-10月出口煤及褐煤720万吨，同比上升58.5%。随着全年煤炭价格的不断攀升，煤炭进口量也呈现迅速增长态势，“越涨越买”的心态使得很多企业纷纷通过进口煤来锁定煤炭价格。因此，我们也可以看到，进口煤价的飙升更加迅猛，这种势头直到11月才有掉头向下的趋势。而明年2017年的进口煤市场，也注定不会寂寞，在国内去产能缺口继续扩大的明年，进口煤将是重要的填补来源。
二、煤炭去产能显成效
我国煤炭产销量月度数据变化趋势：
图3-3我国原煤产量当月值和累计值走势
图3-4我国煤炭销量当月值和累计值走势
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
图3-5我国近年月度原煤产量横向比较
图3-6我国近年月度煤炭销量横向比较
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
国家统计局的最新数据显示，10月当月，原煤产量2.82亿吨，环比上升1.76%，同比减少3841万吨，下降12%，降幅比上月收窄0.3个百分点；1至10月份，全国规模以上工业原煤产量27.4亿吨，同比减少3.3亿吨，下降10.7%；较1-9月份跌幅进一步扩大0.2个百分点，煤炭供应压力开始凸显。面对煤价的过快上涨，国家相关部门出台了包括释放先进产能在内的增产措施，但先进产能释放低于预期。
10月份全国煤炭销量完成2.63亿吨，同比减少4100万吨，下降13.49%。1-10月份全国煤炭销量累计完成25.93亿吨，同比增加2000万吨，上涨0.78%。10月末，原煤库存4.7亿吨，同比下降14.5%，但比上月增加1234万吨。其中，生产企业库存与流通企业库存分别为1.6亿吨和1.3亿吨，与上月基本持平；受冬储煤因素的影响，消费企业库存1.8亿吨，比上月增加1242万吨。
从去产能大旗树立之日开始，我国煤炭产量一路下滑。但是由于天气原因以及工业需求，煤炭消费量却是呈现增长趋势，这也就造成了煤炭短期供需错配，推升煤炭价格一路上涨。随着国家对产能的放开以及对价格的各种压制，煤炭供应开始出现稳步增长。然而供给侧改革并未完成，明年煤炭行业的去产能任务依然存在，所以从煤炭供应来看，应该会走出前松后紧的行情。
三、煤炭运输同时收紧 未来成本还将升高
近五年的煤炭运价与运量变化走势：
图3-7全国煤炭铁路总运量当月值和重点煤炭港口运量当月值比较
图3-8煤炭CBCFI运价指数和BDI指数走势
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
最新数据显示，9月份全国铁路煤炭发送量完成1.58亿吨，同比增加309万吨，增长2%，是今年以来首次同比增长。其中，电煤发送量完成1.1亿吨，同比增加149万吨，增长1.4%。1-9月份累计完成13.7亿吨，同比减少1.36亿吨，下降9.1%。电煤累计发送量完成9.6亿吨，同比减少6844万吨，下降6.7%。
9月份，国家铁路煤炭日均装车完成52943车，环比增加2251车，增长4.4%，同比减少604车，下降1.1%，上月同比降幅收窄4.8个百分点；其中电煤装车为31372车，同比减少1545车，下降4.7%。
9月，大秦线完成煤炭运输量2971万吨，同比减少4.81%。较上月增加64万吨，增长2.2%。9月份日均运量99万吨，较8月份增加5万吨。大秦线日均开行重车72.7列，其中：日均开行2万吨列车44.1列。1-9月，大秦线累计完成货物运输量24173万吨，同比减少20.75%。
9月份，全国主要港口发运煤炭5323万吨，同比增长9.2%。1-9月份累计发运煤炭4.74万吨，同比下降2.8%。其中内贸煤炭发运完成46805.4万吨，同比下降3.2%，外贸煤炭发运完成568万吨，同比增长54.5%。
2016年整体来看，煤炭运输收紧是大趋势，同样在进行中的铁路运输供给侧改革使得车皮数量大幅减少。在10月的调研中我们就了解到，今年铁总收回了10000截车皮，这也间接地造成了煤炭供应紧张。另外，新的汽运规定也大幅降低了单车运量，使得煤炭运输行业整体面临较大压力。未来2017年，运输成本还将进一步提高，也将会为煤炭成本提供较强支撑。
第四部分动力煤下游需求分析及展望
一、需求带动火电蓬勃发展
图4-1近年我国各类型发电量的发展情况
图4-2火力发电总量及月同比走势
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
图4-3近年火力发电新增设备容量累计值
图4-4近年我国火力发电设备平均利用小时数累计值以及同比增幅
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
从2014年开始，火电作为电力行业老大的地位就在被逐渐削弱。进入2015年，火电无论是发电量还是新增设备容量都在走下坡路，但是今年的情况略有不同。数据显示，10份全国绝对发电量4876亿千瓦时，同比增长8%。其中，全国火力绝对发电量3555亿千瓦时，同比增长11.9%；水力绝对发电量925亿千瓦时，同比下降7.6%；核能发电量175亿千瓦时，同比增长22.7%；风力绝对发电量190亿千瓦时，同比增长14.9%；太阳能绝对发电量31亿千瓦时，同比增长17.1%。
1-10月份全国绝对发电量48647亿千瓦时，同比增长3.9%。其中，全国火力绝对发电量35868亿千瓦时，同比增长1.8%；水力绝对发电量9037亿千瓦时，同比增长6.7%；核能发电量1719亿千瓦时，同比增长22.4%；风力绝对发电量1694亿千瓦时，同比增长15.9%；太阳能绝对发电量329亿千瓦时，同比增长32.2%。
1-10月份火电占全国发电量的比重为73.73%，水电占全国发电量的比重为18.58%。10月份除水电外，其他能源发电量均呈增长态势；前10月所有其他能源发电量均同比增长，其中，核能、风能、太阳能等新能源发电量增幅较大。
截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.6亿千瓦，同比增长10.8%，增速比上年同期提高1.3个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.3亿千瓦、核电3352万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量48647亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高4.0个百分点。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3122小时，同比降低188小时。分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时3069小时，同比增加80小时；全国火电设备平均利用小时3405小时，同比降低197小时；全国风电设备平均利用小时1401小时，同比降低72小时。
从2016全年来看，火电的表现好于预期。首先是由于下游需求较好，酷夏寒冬所带来的用电量增长为火电发展提供了良好的土壤。再有，今年夏季的洪水使得本应在丰水年大展拳脚的水电不得不弃水泄洪，水电的出力虽然同比依然保持增长，但是比预期依然不足，这也是火电得以蓬勃发展的另一重要原因。
二、工业用煤意外增长刺激价格上涨
(一)传统工业行业用煤上半年持续走强
图4-5电解铝产量当月值以月同比走势比较
图4-6我国水泥产量月度值以及累计值比较
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
10月份中国电解铝产量小幅增加3万吨至278万吨，环比增加1%，同比上涨7%。1-10月份中国电解铝总产量约2635万吨，同比增加1.5%。山东地区电解铝产量约78.5万吨，位居全国首位，主要由于魏桥集团电解铝的大量投产。目前魏桥集团电解铝运行年产能约670万吨，2016年1-10月份投产产能约150万吨。新疆地区电解铝产量约54万吨，位列全国第二位。
由于2015年底，铝价跌至谷底，大量的铝企关闭停产，使得行业产能大大降低。虽然随着铝价的上涨电解铝开工率逐步增加，但是全年产量缩量运行已经是必然。未来随着复产量的进一步增加，如果没有供给侧改革的行政干预手段，2017年电解铝产量将呈现上升趋势。
另外水泥行业也是耗煤大户，尤其是今年的表现格外抢眼。受益于上半年房地产行业的蓬勃发展，今年以来的水泥产量全年保持同比正增长，其中3月份产量同比增幅甚至高达24%。但是从10月开始政府加大对房地产市场的调控以及收紧，明年的需求量将不再乐观。
(二)未来新型煤化工将成为新兴力量
传统的煤炭消费无外乎作为能源用于发电、作为工业添加剂用于工业化生产等几大类用途。面对我国庞大的煤炭产能以及数千万依靠煤炭吃饭的职工，开发新的煤炭经济增长点成了政府煤炭行业工作的重点。也就在此时，煤化工尤其是更环保的新型煤化工开始越来越受到各方重视。
从2014年年底开始，国务院、国家发改委、环保部连续发布了关于项目审批和环评审批以及水污染防治的政策。总体思路是：对于项目审批，国务院要求尽可能简政放权；对于环评审批，环保部将加强监管。在这一政策思路下，煤化工项目审批发生了较大变化，项目环评变得空前重要。水资源、环境保护和废水处理将成为下一阶段煤化工发展的重点问题。
2015年4月，国务院发布来了《水污染防治行动计划》，即“水十条”。煤化工项目审批有了新的侧重点，项目环评变得空前重要。水资源、环境保护和废水处理将成为下一阶段煤化工发展的重点。通过技术和商业模式的创新及应用，将成为解决煤化工行业发展问题的关键。
说到这里，我们不得不提一下新型煤化工定义。新型煤化工主要包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、褐煤提质、煤制乙二醇和煤制油等。新型煤化工是以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料(甲醇、二甲醚)等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭——能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在中国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后20年的重要发展方向，这对于中国减轻燃煤造成的环境污染、降低中国对进口石油的依赖均有着重大意义。可以说，煤化工行业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。
第五部分影响煤炭价格的其他因素分析
一、受自然因素影响水电出力稍缓
在经济转型，深化改革的背景下，水力发电的地位日渐增强。根据“十二五”水利发展规划，把水利作为国家基础设施建设的优先领域，把严格水资源管理作为加快转变经济发展方式的战略举措，加快水利基础设施建设、加强水资源管理，不断提升水利服务于经济社会发展的综合能力，为促进经济长期平稳较快发展和全面建设小康社会提供坚实的水利保障。
与此同时，直接保护水电、挤压火电的政策也写入了《发展规划》，加强运行调度管理，确保新能源、可再生能源发电优先上网，提高电力消费中新能源、可再生能源发电比重。除此之外，水电的用电方式也决定了对火电的直接挤压。在枯水期，火电的负荷是不能改变的，水电站要担任调峰任务，根据用户的需求发电；但是在丰水期，水电厂会满负荷运转发电，电网会适当关停火电机组以调节总量。并且，水电站都有蓄水发电能力，即使在汛期结束后，水电依然会发挥相当的影响力。
图5-1近年水力发电新增设备容量累计值走势
图5-2近年水力发电设备平均利用小时数累计值和同比走势
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
图5-3近年我国主要城市降水量比较
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
1-10月，全国规模以上电厂水电发电量9037亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高3.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(2306亿千瓦时)、云南(1702亿千瓦时)和湖北(1202亿千瓦时)，其合计水电发电量占全国水电发电量的57.7%，同比增速分别为6.8%、4.3%和6.6%。10月份，全国规模以上电厂水电发电量925亿千瓦时，同比下降7.6%。
分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时3069小时，同比增加80小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北和云南的水电设备平均利用小时同比分别增加540、193和18小时，青海、广西、贵州和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低513、226、225和129小时。
从2008年到2015年，水电装机容量(机组规模超过6MW)累计增长86%。同期火电装机容量累计增长仅为65%，导致水电发电量和火电发电量分别增加89%和51%。可见过去8年中，水电一直在分流火电发电量。不过，2016以来，火电装机增速重回升势。其实今年由于夏季南方洪水的原因，水电的优势并不特别明显，但其仍然是唯一发电设备平均利用小时数同比上涨的品种。
从总量上看，水电还不能与火电的主导性地位抗衡，但是从逐年变化的趋势来看，却是此消彼长。另外，火电已经三四年同比几乎都在萎缩，而水电从14年以来几乎都在增长，这也是为什么在发电总量维持或稍有衰减的同时，电煤消耗却大幅减少的原因。
此外，水电最大的特点是周期性波动较强，当7、8月汛期来临，水力发电量迎来高峰，火力发电只能让路，在国家调度中心的统一调配下，火电厂会关停部分机组以避免电力浪费。而水电站都拥有蓄水发电的能力，也就是说即使汛期过后，水电依然能够持续供应一段时间。随着这两年降雨量的增长以及大量已投产的水电发电设备，水电可谓是持续对火电形成强有力的挤压。若降水量适宜，未来这一趋势很可能将继续上演。
二、光伏发电保持高速发展
由于近年严重的环境污染问题，政府越来越注重清洁的新能源的发展。其中利用太阳能发并网发电的光伏发电越来越受到重视。
图5-4太阳能光伏装机容量全球以及中国走势图
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
截至2015年底，我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。其中，光伏电站3712万千瓦，分布式606万千瓦，年发电量392亿千瓦时。2015年新增装机容量1513万千瓦，完成了2015年度新增并网装机1500万千瓦的目标，占全球新增装机的四分之一以上，占我国光伏电池组件年产量的三分之一，为我国光伏制造业提供了有效的市场支撑。全国大多数地区光伏发电运行情况良好，全国全年平均利用小时数为1133小时，西北部分地区出现了较为严重的弃光现象，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。
表5-12015年光伏发电统计表
资料来源：国家能源局，方正中期研究院整理
光伏发电呈现东中西部共同发展格局。中东部地区有6个省累计装机容量超过100万千瓦，分别是江苏(422万千瓦)、河北(239万千瓦)、浙江(164万千瓦)、山东(133万千瓦)、安徽(121万千瓦)和山西(113万千瓦)。新疆(含兵团)、内蒙古和江苏居新增装机前三位，分别为210万千瓦、187万千瓦和165万千瓦。分布式光伏发电装机容量较大的地区有浙江(121万千瓦)、江苏(119万千瓦)和广东(57万千瓦)。
从并网光伏电站的市场份额来看，光伏发电主要是集中在江苏、甘肃、内蒙古、青海、新疆等地。这些区域煤炭储量较少、电力供应不足，但太阳能资源丰富，具备发展光伏的有利条件。
电力“十三五”规划中提到，到2020年，我国太阳能发电装机达到110GW，其中光热发电总装机规模为5GW，分布式光伏总装机规模达到60GW以上。其中并未提及集中式地面电站的发展规划，但经计算，地面电站的总装机规模应该在45GW以内。目前能源局尚未公布2016年前第三季度的最新数据。但有消息人士称，截止2016年9月底，国内新增光伏装机超过26GW。业内预计到2016年年底，我国新增光伏装机量约为30GW。可以见得，光伏发电将在未来继续呈现直线上升的趋势。
三、风力发电未来发展可期
我国风力资源较为丰富，可开发资源约为2.53亿千瓦，主要集中在新疆、内蒙和甘肃等地。我国现有风电场场址的年平均风速均达到6米/秒以上。一般认为，可将风电场风况分为三类：年平均风速6米/秒以上时为较好；7米/秒以上为好；8米/秒以上为很好。可按风速频率曲线和机组功率曲线，估算国际标准大气状态下该机组的年发电量。我国相当于6米/秒以上的地区，在全国范围内仅仅限于较少数几个地带。就内陆而言，大约仅占全国总面积的1/100，主要分布在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿，这些地区是我国最大的风能资源区以及风能资源丰富区，包括山东、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北，新疆达板城，阿拉山口，河西走廊，松花江下游，张家口北部等地区以及分布各地的高山山口和山顶。
2006年后，我国风电装机呈现爆发式增长。2014年，中国(不包括台湾地区)新增装机容量23,196MW，同比增长44.2%；累计装机容量114,609MW，同比增长25.4%。新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。2015年，中国新增装机30,500MW，同比上升31.5%；累计装机1.45亿千瓦，同比上升26.6%。上半年新增装机预计超过8GW，前三季度新增并网容量9.9GW，累计风电并网装机容量达139GW，预计2016年新增风电装机量约为22-25GW。但是与常规能源发电相比，风电仍占较小的份额。
图5-5近年来我国风电装机容量与全球风电装机容量增长比较
资料来源：Wind资讯、方正中期研究院整理
1-10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1913亿千瓦时，同比增长27.1%，增速比上年同期提高4.0个百分点。10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量222亿千瓦时，同比增长30.6%。全国风电设备平均利用小时1401小时，同比降低72小时。
2016年初国家能源局就《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》征求意见，提出如下指导意见：到2020年非化石能源占能源消费总量比例达到15%，2030年达到20%，“十三五”期间新增投资约2.3万亿元。其中，到2020年底水电开发利用目标3.8亿千瓦(抽水蓄能约0.4亿千瓦)，太阳能发电1.6亿千瓦(光伏1.5亿千瓦)，风力发电2.5亿千瓦。
根据规划目标，到2020年底风力发电开发利用目标达到250GW，则未来五年风电装机CAGR将达到10%-20%，平均每年新增装机容量超过20GW。据测算2015年我国绝大部分省市非水可再生能源发电占比仍与2020年目标最低要求仍有差距，尤其在中东部地区缺口尤甚。在可再生能源发电西部地区饱和、东部和南部地区转移的情况下，风电厂开发成为重要选择。
四、核电集中投产未来将显著发力
图5-6我国已并网以及在建和计划新建核电站数量比较
图5-7近年我国核电产量当月值和累计值比较
资料来源：Wind、方正中期研究院整理
1-10月份，全国核电发电量1719亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期回落8.6个百分点。10月份，全国核电发电量175亿千瓦时，同比增长22.7%。全国核电设备平均利用小时5766小时，同比降低315小时。
截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.6亿千瓦，同比增长10.8%，增速比上年同期提高1.3个百分点。其中，核电3352万千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量48647亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高4.0个百分点。
在核电方面，目前，中国是世界上核电在建规模最大的国家。根据《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间，全国将新增投产核电“约3000万千瓦，开工3000万千瓦以上，2020年装机达5800万千瓦”。此外，核电“十三五”规划初步方案中也涉及核电发展中长期展望，并预计2030年我国核电装机规模将达到1.2亿-1.5亿千瓦。
五、特高压输电开创能源发展新格局
国家“十二五”规划纲要中提到，“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。”根据国家电网[微博]的规划，“十二五”期间国家将投资超过5000亿元建成“三纵三横”特高压交流骨干网架和11项特高压直流输电工程，以中国能源基地为圆心，把新疆的煤电、风电输送到2000公里之外的河南、把四川水电输向2000公里之外的上海，把内蒙的风电、光电输向北京。到2020年，国家电网将建成“五纵五横”特高压交流骨干网架和27条特高压直流输电工程，将具备4.5亿千瓦的跨区跨省输送能力。
图5-8十二五特高压电网规划图
图5-9十三五特高压电网规划图
资料来源：国家电网公司
目前，特高压交流线线路近2000公里，直流线路近6000公里，变电容量3900万千伏安，换流容量超过4300万千瓦。已经建成的线路有晋东南-荆门、淮南-浙北-上海交流，向家坝-上海、锦屏-苏南、哈密-郑州直流；在建有：浙北-福州交流、溪洛渡-浙西直流；获得路条的特高压工程“三交三直”有：锡盟-南京、雅安-武汉、淮南-南京-上海交流，宁东-浙江、酒泉-湖南、准东-华东直流。特高压交流示范工程联结华北、华中电网，装机规模5.5亿千瓦，跨区输电能力从原来500千伏联网的50多万千瓦提高到目前的500多万千瓦。
日前，“四交四直”特高压工程已全部启动，我国特高压工程进入全面建设阶段。“四交四直”特高压工程旨在加快京津冀等地区大气污染综合治理，包括淮南—南京—上海、锡林郭勒盟—山东、蒙西—天津南、陕西榆横—山东潍坊4条特高压交流工程，宁东—浙江、晋北—江苏、锡林郭勒盟—江苏泰州、上海庙—山东临沂4条特高压直流工程。“四交四直”工程共计新建线路长度1.2万公里，投资1737亿元，增加中东部地区受电能力超过7000万千瓦，每年可减少燃煤运输1.8亿吨，减排烟尘14.0万吨、二氧化硫86.8万吨、氮氧化物91.7万吨、二氧化碳3.5亿吨，将有力促进大气污染防治目标的实现。根据国家电网规划，“十三五”期间，在“四交五直”工程基础上，后续特高压工程分三批建设，首先是加快建设“五交八直”特高压工程，其次在2018年以前开工建设“十交两直”特高压工程，加快统一同步电网建设。最后，2020年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。
从整体上看，全国煤电规模一直保持强势地位，特高压输电工程并不影响电力行业对煤炭的需求。锦屏-苏南特高压线路建成2012年以来，江苏2013年的火电发电量也并没有显示出受到显著影响。但由于部分煤炭就地转电减少了运输成本，会对煤炭价格有一定的压力。从江苏省看，目前锦-苏特高压输电目前主要以弥补电力缺口为主，短期内对省内煤电企业影响有限。但是一旦在建3条线路建成，年输电能力理论上将突破1000亿千瓦时，占江苏省总用电量的20%。加之江苏省的环境压力以及地域限制，省内煤电已无发展空间；其他用电工业由于宏观经济增速放缓以及限产政策的影响，对电煤需求已经达到峰值。中长期看，东部发电用煤量势必减少。
2014年，特高压领域大动作不断。8项特高压纳入大气污染防治行动计划，总投资683亿元的淮南-南京-上海等3项特高压工程开工建设，哈密南-郑州等3项特高压工程建成投运。2015年，国网特高压“规划盘子”继续扩大，“五交八直”13条特高压线路披露。
第六部分技术分析
图6-1动力煤指数周线图
资料来源：文华财经、方正中期研究院整理
动力煤合约从去年11月开始处于上行通道，直到突破650后方现幅度较大的回调之势。从形态上来看，上行走势未破，回调幅度依然在可控范围内。因为行政调控手段的存在，未来2017年，单边行情再难重现，动力煤大概率将走出宽幅区间震荡的走势，一季度大概率震荡走弱，下方目标位510。上半年可能是先抑后扬行情，目标价位600。全年震荡偏弱，高点在640附近。
第七部分后市展望
2016年对于动力煤来说是欣欣向荣的一年，在经历了2015年一整年的下跌后终于迎来了全行业的触底反弹。这其中有供需面的自然规律，也有国家政策导向所带来的利好刺激。在15年底大量煤矿停产或倒闭后，供应量出现萎缩，叠加上煤炭去产能的规划逐步落实，煤炭价格开始稳步上涨。2月，国务院出台意见要求，三年内原则上停止审批新建煤矿项目，并开始按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能，严控超能力生产。此时的煤炭行业开始了严格的限制产能之路。
经历了近一年的时间，煤炭供给量持续萎缩，而与之相对应的是需求端持续向好。丰水年的洪水抑制了水能源化工年度报告
电出力、房地产业的高速发展刺激了工业用煤、用电总量，本来处于持续萎缩中的火电因此迎来了喘息的生机。但是，清洁能源以及新能源的不断发展未来依然会对其形成较强压制，火电的主导低位将逐渐被挑战。未来对于电煤的需求依然难言乐观。
整体来看，动力煤作为我国主要能源品种一直吸引着市场眼球。在中国经济改革的浪潮中，国家给予其的关注向来较多。未来单纯的市场规律很难起决定性作用，煤炭价格将在供需矛盾以及政府宏观调控中延续上有顶下有底的行情走势。从2017年全年来看，动力煤不大可能重演单边行情，取而代之的宽幅震荡将是大概率事件。盘面价格也将再次呈现出季节性规律，上半年先抑后扬，全年将震荡偏弱，高点在640附近。
方正中期 胡彬
新浪声明：新浪网登载此文出于传递更多信息之目的，并不意味着赞同其观点或证实其描述。文章内容仅供参考，不构成投资建议。投资者据此操作，风险自担。