摘要：
结束了2016年的疯狂，2017年动力煤开始了宽幅震荡，动力煤这个事关民生的能源品种在政策调控下开始了上有顶下有底的运行格局。2017年供给侧改革的大量关停潮暂时告一段落，环保以及安全检查又如火如荼的来到。对于煤炭企业来说，先进产能在加紧生产，落后产能被迫关停，行业结构持续优化，能够存活的企业也在健康发展。
煤炭价格的持续上涨，使得下游电厂叫苦连天。保供应开始成了宏观调控的主旋律，“276”也逐渐淡出人们的视线。另一方面，今年降水量的减少使得水电的出力有所下滑，无疑从需求端提振了煤炭价格，在全年两次煤价跌至低点的时候，是需求拉动使得价格重新反弹。
整体来看，动力煤在2018年这个宏观经济减速换挡的时间点依然不会有全年单边行情。在“上有顶下有底”的全年宽幅震荡中，迎峰度夏和冬储的季节性涨跌将是大概率事件。预计上半年先抑后扬，全年将震荡偏弱，主要运行区间470-630。
第一部分2017年煤炭市场走势回顾
一、动力煤开启上有顶下有底的宽幅震荡行情
动力煤期货合约2014-2017年日结算价走势图：
图1-1：动力煤活跃合约日结算价走势
资料来源：文华财经，方正中期研究院整理
2016年，是供给侧改革在煤炭领域开花结果之年，动力煤经历了几乎一整年的疯狂上涨，煤炭行业迎来了全行业的复兴。此时动力煤的盘面价格已经创出了上市以来的历史新高，而现货价格更是早就站上了700大关，下游电厂苦不堪言。作为我国主要能源品种，价格的维稳至关重要。因此，行政干预手段开始层出不穷，在数次约谈后，大型煤炭企业开始带头降价，市场迎来了价格拐点。
到了2017年，煤炭供给端的改革已见成效，环保整改开始逐渐深化，例如《能源发展十三五规划》、《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》等规章条例相继出台，对煤炭消费量开始越发严格的管控。在供给端和消费端的双重压力下，动力煤价格的单边行情不复存在，全年呈现出宽幅震荡，并且上有顶、下有底的季节性规律。
二、煤炭行业迎来飞速发展
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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
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资讯，方正中期研究院整理
如果说2016年是煤炭行业的复苏元年，那么2017年就是煤炭行业的腾飞之年，在经历了15-16年的价格复苏后，煤炭行业的利润大幅上涨。虽然从图上我们可以看到，煤炭开采洗选主营业务收入是呈现下降趋势，但是因为单位利润的上涨，整体利润总额大幅增加，在此前关停淘汰的浪潮中屹立不倒的煤炭企业真真正正地迎来了春天。
另外，在4月份发改委出台了《关于进一步加快建设煤矿产能置换工作的通知》，对符合条件的先进产能进一步放开生产。而在刚刚过去的2018年度全国煤炭交易大会上，发改委又再度发声，鼓励早签、多签、实签中长期合同，规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量应达到自有资源量或采购量的75%以上。这无疑是给煤炭企业吃了一颗保价的定心丸。
三、动力煤供需平衡分析及预测
表1-1：原煤供需平衡表
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理 单位（吨）
总的来说，动力煤供需缺口不大，整体而言依然维持供大于求的状态。但是区域性分布不均以及季节性淡旺季的区别还是使得动力煤供需平衡出现了较大的波动。另外由于价格维持较高水平，进口量的持续增长也成为显著特征。未来这一供求比还将基本维持相同走势，在需求增速放缓后，供应增量会较为显著。
四、煤炭行业相关股票
第二部分宏观经济增速放缓中的煤炭市场
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、经济平稳发展带动大宗商品遍地开花
图2-1：中国与主要发达国家GDP同比增速比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图2-2：我国GDP以及各产业累计值走势比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
回顾2017年，以美国为代表的全球主要经济体经济增长加快，物价水平回升，失业率保持低位，美联储开始一轮新的加息周期。在此背景下，中国经济也保持平稳发展，前三季度我国GDP增速为6.9%，增速与上半年持平，比上年同期加快0.2个百分点。其中，三季度国内生产总值同比增长6.8%，经济连续9个季度运行在6.7%至6.9%的区间，预计全年6.5%左右的预期增长目标将顺利实现。
2017年供给侧改革不断深入，我国制造业快速恢复，高端制造增长较快，工业中下游制造业景气度较好。但是随着改革进程加速，个别地区需求端受到抑制，房地产与基建双双走弱。展望2018年，随着部分工业品价格的理性回落，大宗商品市场的普遍上涨或将转变为板块轮动。
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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图2-4：中国官方制造业PMI及其分项走势
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
初步核算，前三季度国内生产总值593288亿元，按可比价格计算，同比增长6.9%，增速与上半年持平，比上年同期加快0.2个百分点。分产业看，第一产业增加值41229亿元，同比增长3.7%；第二产业增加值238109亿元，增长6.3%；第三产业增加值313951亿元，增长7.8%。三季度，国内生产总值同比增长6.8%，经济连续9个季度运行在6.7-6.9%的区间，保持中高速增长。
前三季度，全国规模以上工业增加值同比实际增长6.7%，增速比上年同期加快0.7个百分点。分经济类型看，国有控股企业增加值增长6.8%，集体企业增长0.3%，股份制企业增长6.8%，外商及港澳台商投资企业增长7.1%。分三大门类看，采矿业增加值同比下降1.6%，制造业增长7.3%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长8.4%。工业向中高端迈进，前三季度高技术制造业和装备制造业增加值同比分别增长13.4%和11.6%，分别快于规模以上工业6.7和4.9个百分点。前三季度，规模以上工业企业产销率达到97.8%。9月份，规模以上工业增加值同比增长6.6%，比上月加快0.6个百分点，环比增长0.56%。
10月份中国制造业采购经理指数（PMI）为51.6%，比上月回落0.8个百分点，但仍站在50%分水岭之上，制造业延续扩张的发展态势。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、新订单指数高于临界点，原材料库存指数、从业人员指数和供应商配送时间指数低于临界点。生产指数为53.4%，比上月回落1.3个百分点，仍在临界点之上，表明制造业生产继续保持增长，增速有所放缓。
三、工业价格指数跟随物价指数呈现季节性波动规律
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
2017年工业生产者出厂价格指数（PPI）结束了2016年的单边上涨之路，开始了季节性波动，并且重心略微下移。2017年10月份，全国工业生产者出厂价格同比上涨6.9%，环比上涨0.7%。工业生产者购进价格同比上涨8.4%，环比上涨0.9%。1-10月平均，工业生产者出厂价格同比上涨6.5%，工业生产者购进价格同比上涨8.4%。
工业生产者出厂价格中，生产资料价格同比上涨9.0%，影响工业生产者出厂价格总水平上涨约6.7个百分点。其中，采掘工业价格上涨14.7%，原材料工业价格上涨11.6%，加工工业价格上涨7.5%。生活资料价格同比上涨0.8%，影响工业生产者出厂价格总水平上涨约0.2个百分点。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1.9%，耐用消费品价格持平（涨跌幅度为0）。工业生产者购进价格中，有色金属材料及电线类价格同比上涨19.5%，黑色金属材料类价格上涨15.9%，燃料动力类价格上涨10.6%，建筑材料及非金属类价格上涨10.0%。
工业生产者出厂价格中，生产资料价格环比上涨0.9%，影响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2.1%，原材料工业价格上涨1.4%，加工工业价格上涨0.6%。生活资料价格环比上涨0.1%。其中，食品价格下降0.1%，衣着和耐用消费品价格均上涨0.1%，一般日用品价格上涨0.3%。工业生产者购进价格中，有色金属材料及电线类价格环比上涨2.0%，燃料动力类、木材及纸浆类价格均上涨1.5%，黑色金属材料类价格上涨0.3%。
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，2017年10月份，全社会用电量5130亿千瓦时，同比增长5.0%。分产业看，第一产业用电量84亿千瓦时，同比增长3.6%；第二产业用电量3650亿千瓦时，增长3.0%；第三产业用电量708亿千瓦时，增长12.4%；城乡居民生活用电量688亿千瓦时，增长8.7%。1-10月，全社会用电量累计52018亿千瓦时，同比增长6.7%。分产业看，第一产业用电量995亿千瓦时，同比增长7.4%；第二产业用电量36280亿千瓦时，增长5.7%；第三产业用电量7367亿千瓦时，增长10.7%；城乡居民生活用电量7376亿千瓦时，增长7.6%。
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%。
第三部分动力煤供给面因素分析及展望
一、煤炭进口增速放缓
图3-1：我国煤及褐煤进口当月值以及累计值
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
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
据海关统计数据显示，2017年10月份，我国进口煤及褐煤2128万吨，同比下降1.4%，环比下降21.4%。1-10月累计进口煤及褐煤22612万吨，同比增长12.1%，但与2016年同比增长18.5%相比，煤炭进口增长速度有所下降；此外，10月出口煤及褐煤12万吨，，1-10月出口煤及褐煤671万吨，同比下降6.8%。
2017年我国煤炭进口量保持增加，随着我国供给侧改革不断深化，国内动力煤价格逐步回归正常，叠加国内运费成本增加，印尼澳大利亚等主要褐煤进口关税逐步取消等因素，外煤具有一定的价格优势，上半年我国沿海地区需求良好，海运通道顺畅，进口煤炭总量处于增加的态势；另一方面，2017年我国放开主要煤矿先进产能，以及发改委在《2017年煤炭去产能实施方案》中提出“严控劣质煤生产流通和使用”，收紧煤炭进口政策，控制了一部分不符合标准的外煤流入，因此煤炭进口量保持增加，但增速较2016年放缓。2018年，在我国煤炭供给温和宽松的背景下，预计煤炭进口增速将进一步放缓。
二、煤炭产销同比显著增长
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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图3-4：我国原煤产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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图3-6：我国近年月度煤炭销量横向比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
10月份，全国原煤产量28354万吨，同比增长1.5%。增速比9月份回落6.1个百分点；1-10月份全国累计生产原煤285279万吨，同比增长4.8%。10月份，受火电、焦炭等下游产品生产放缓的影响，原煤需求回落，生产与进口均有所减少，价格略有下跌。2017年度，国家逐渐放开一刀切“276工作日”限制，恢复330正常设计工作制度，先进产能开始释放，国内煤炭供给维持宽松。
10月份全国煤炭销量完成2.85亿吨，同比增加2200万吨，增加8.36%。1-10月份全国煤炭销量累计完成27.46亿吨，同比增加5.53亿吨，增加5.9%。2017年度我国限产政策较2016年度较为宽松，多数先进产能恢复正常生产，产量也有一定增长，同时由于上半年需求较好，工业需求增加，煤炭销售也持续向好，预计2018年煤炭供需维持弱平衡状态。
三、煤炭运输资源紧张
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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图3-9：煤炭CBCFI运价指数和BDI指数走势
资料来源：Wind资讯，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运量1.78亿吨，同比增长11.4%。1-9月发运煤炭16.1亿吨，同比增长17.4%。9月份国家铁路煤炭日均装车完成59748车，环比增加1261车，增长2.6%，同比增加6535车，增长12.3%。9月大秦铁路完成煤炭运输量3739万吨，同比增加25.84%，环比下降2.3%。9月份全国主要港口发运煤炭5929.7万吨，同比增长11.6%。1-9月累计发送煤炭5.49亿吨，同比增长22.8%。其中内贸煤发运完成54230.6万吨，同比增加15.9%，外贸煤发运完成656.9万吨，同比增加15.7%。
2017以来，全球的运输成本都有所提高，BDI也持续上涨屡创新高。供给侧改革使得我国的铁路运价和铁路运量呈现“价涨量增”局面。而此前北方港口的禁止汽运又倒逼得铁路运力更加紧张。从数据上看，铁路和港口运量均有较大幅度增长，同时煤炭运输成本高企也成为助长国内煤价的因素之一。
第四部分动力煤下游需求分析及展望
一、火电增速有所放缓
图4-1：近年我国各类型发电量的发展情况
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
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
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
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资讯，方正中期研究院整理
受益于经济回暖，2017年我国社会用电量较2016年较大幅度增长，带动火力发电量也有所增长，2017年7月我国多个省上调燃煤发电上网电价，在一定程度上缓解了煤价高企对火电企业的困扰。
国家统计局数据显示，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%。
上述数据显示，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、风力和太阳能发电比重比去年同期提高1.1个百分点，电力生产结构进一步优化。
截至10月底，全国6，000千瓦及以上电厂总装机容量同比增长7.3%，增速较去年同期下降3.5个百分点；火电累计装机容量同比增长5.01%，增速较去年同期下降2.05个百分点。1-10月份，全国规模以上电厂发电量51944亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3109小时，比上年同期降低13小时。分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时为3024小时，比上年同期降低44小时。全国火电设备平均利用小时为3431小时，比上年同期增加26小时。全国核电设备平均利用小时5873小时，比上年同期增加107小时；全国风电设备平均利用小时1552小时，比上年同期增加151小时。
从长期来看，我国火电在电力行业的低位在不断削弱，以核能和风能为代表的新能源发电每年在以较快速度增长，在碳排放以及环保压力下能源替代速度将会加快。
二、工业用煤持续低迷难有亮点
（一）、传统工业行业用煤持续走弱
图4-5：电解铝产量当月值以月同比走势比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
图4-6：我国水泥产量月度值以及累计值比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
电解铝行业总电耗约占全国发电量的7-8%，根据国家统计局最新数据显示，10月电解铝产量为254.6万吨，同比下降7.5%。1-10月累计产量为2723万吨，同比增长3.7%。在供给侧改革去产能的政策以及电解铝集中地区山东冬季错峰限产的共同作用下，10月我国电解铝产量同比回落，进入冬季后，预计电解铝产量有望继续收缩。
水泥行业耗煤量也比较大，占我国煤炭产量的12%左右。据国家统计局最新数据，2017年10月份，全国单月水泥产量2.2亿吨，环比下降0.68%，同比下降3.1%。2017年1-10月，全国累计水泥产量19.6亿吨，同比下降0.5%，去年同期为增长2.6%。水泥行业同样受到淘汰落后产能以及冬季限产影响，水泥价格高企，水泥企业利润修复。行业政策偏紧，加上房地产投资不景气，预计2018年水泥产量同样会有所下滑，对煤炭需求减弱。
（二）、未来新型煤化工将成为新兴力量
受到自然资源禀赋特点制约，我国一直受到“多煤少油缺气”的困扰，因此长期以来煤炭一直是我国的占比最大的能源来源。但是原油和天然气对外依赖度非常强，其剧烈的价格波动会对我国整体能源和经济安全造成威胁。现代新型煤化工主要方向是石油化工替代产品，其发展可以发挥我国富煤优势，对我国自产石油化工产品形成补充，形成煤炭行业新的增长点。
中国石油和化学工业联合会组织制定的《现代煤化工“十三五”发展指南》指出，发展现代煤化工是必然选择，预计到2020年，将形成煤制油产能1200万吨/年，煤制天然气产能200亿立方米/年，煤制烯烃产能1600万吨/年，煤制芳烃产能100万吨/年，煤制乙二醇产600~800万吨/年。并且在十二五期间煤化工政策缩紧之后，2017年8月我国神华集团包头煤制烯烃升级项目获得内蒙古发改委批准，该项目总投资约171.5亿元，项目资本金51.45亿元，项目完成后有望年产75万吨煤制烯烃，包括35万吨聚乙烯和40万吨聚丙烯。
国际原油方面，历经多方协商之后，2016年11月OPEC在时隔8年之后达成限产协议，并且近期据外媒报道OPEC已经和俄罗斯达成一致，将此协议延长至2018年底，在全球经济复苏需求向好的背景下，未来一段国际原油市场有望维持供需弱平衡状态，目前国际原油价格已经逼近60美元/桶关口，对煤化工行业2018年的发展产生正向影响。
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
目前全球整体的能源发展趋势是要减少化石能源消耗，控制温室气体排放，大力发展可再生清洁能源。在此背景下，我国水力发电的低位日渐增强。我国《能源发展十三五规划》指出，要加快大型抽水蓄能电站、龙头水电站、天然气调峰电站等优质调峰电源建设，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰灵活性改造力度，改善电力系统调峰性能，减少冗余装机和运行成本，提高可再生能源消纳能力。2020年常规水电规模达到3.4亿千瓦，“十三五”新开工规模6000万千瓦以上。
图5-1：近年水力发电新增设备容量累计值走势
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理。
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资讯，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月份，全国规模以上电厂水电发电量9234亿千瓦时，同比增长2.2%，增速比上年同期回落4.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2469亿千瓦时）、云南（1878亿千瓦时）和湖北（1293亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的61.1%，同比分别增长6.6%、10.4%和7.6%。火电在我国用电需求持续旺盛的环境下，目前仍保持正增长趋势，但增速出现收窄；水电受益于三季度来水由丰转枯，增速持续提升并于本月回正；
分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时为3024小时，比上年同期降低44小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、贵州、广西和四川同比下降，其中湖南、贵州和广西降幅超过200小时，同比分别降低292、267和260小时，云南、湖北和青海同比分别增加305、269和71小时；全国火电设备平均利用小时为3431小时，比上年同期增加26小时。
2015年底，我国水电装机容量为31，937万千瓦，同比增长4.90%。2016年底，我国水电装机容量为33，211万千瓦，同比增加3.9%。2016年底，全国全口径火电装机10.5亿千瓦、同比增长5.3%，全口径火电发电量同比增长2.4%，自2013年以来首次实现正增长。
在我国水电行业蓬勃发展的同时，其收到自然条件影响过大的缺点也逐渐暴露出来，短期内仍然无法取代火电成为我国主要电力来源。但是随着水电装机容量的增加，一旦汛期来临降水量增多，自然会挤压火电发电量，造成动力煤需求减少。
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。
国家能源局最新数据显示，2017年前三个季度，光伏发电市场规模快速扩大，新增光伏发电装机4300万千瓦。全国光伏发电量857亿千瓦时，同比增长70%。新增光伏发电装机4300万千瓦，其中，光伏电站2770万千瓦，同比增加3%；分布式光伏1530万千瓦，同比增长4倍。截至9月底，全国光伏发电装机达到1.20亿千瓦，其中，光伏电站9480万千瓦，分布式光伏2562万千瓦。
新增装机布局看，由西北地区向中东部地区转移的趋势更加明显。华东地区新增装机为1195万千瓦，同比增加1.8倍，占全国的27.8%。华中地区新增装机为910万千瓦，同比增长70%，占全国的21.2%。西北地区新增装机为571万千瓦，同比下降40%。分布式光伏发展继续提速，上半年浙江、山东、安徽三省新增装机均分别超过200万千瓦，同比增长均在2倍以上，三省分布式光伏新增装机占全国的47.5%。
表5-1：2015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
前三季度，全国光伏发电量857亿千瓦时，同比增长70%。全国弃光电量51亿千瓦时，弃光率同比下降3.8个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量22.9亿千瓦时，弃光率22%，同比下降约5个百分点；甘肃弃光电量14.1亿千瓦时，弃光率21%，同比下降8.8个百分点。
国家能源局《太阳能发展十三五规划》指出，到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模；到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标。从目前我国电力行业的发展速度来看，光伏行业正处于黄金发展期，随着技术的不断进步，未来发展空间广阔。
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
中电联数据显示，截至10月底，并网风电1.6亿千瓦。1-10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量2397亿千瓦时，同比增长25.3%，增速比上年同期回落1.9个百分点。全国风电设备平均利用小时1552小时，比上年同期增加151小时。1-10月份，全国基建新增发电生产能力9982万千瓦，比上年同期多投产2009万千瓦。其中，风电1070万千瓦，比上年同期多投产68万千瓦。目前风电虽然保持着较快的增长速度，但是体量仍然无法与火电相比，在发电总量中占比较小。
国家能源局在《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》指出，要求各地把消纳作为可再生能源电力建设布局的前提，发挥特高压跨区消纳作用；同时下发《2017-2020年风电新增建设规模方案》，提出2017-2020年我国新增建设规模分别为30.65GW、28.84GW、26.6GW、24.31GW，合计110.41GW。其中，华北和华东地区是未来的主要发展地区。
四、核电开始持续大幅发力
图5-6：我国已并网以及在建和计划新建核电站数量比较
资料来源：Wind资讯，方正中期研究院整理
核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少优点，根据核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放。但是收到福岛核事故影响
目前，大陆地区在运核电机组共37台，3563万千瓦；在建核电机组共19台，2187万千瓦，在建核电机组数量居世界第一。2017年前三季度核能发电量1829亿千瓦时，约占全国总发电量的4.2%，同比增长约21.37%。与火电厂相比相当于少燃烧5706万吨标准煤，减少二氧化碳排放约14950万吨、二氧化硫排放约50万吨、氮氧化物排放约42万吨。
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资讯，方正中期研究院整理
1-10月份，全国核电发电量2036亿千瓦时，同比增长18.4%，增速比上年同期回落4.0个百分点，全国核电设备平均利用小时5873小时。1-10月份，全国跨区送电完成3535亿千瓦时，全国基建新增发电生产能力9982万千瓦，比上年同期多投产2009万千瓦，其中核电218万千瓦。
受2011年福岛核事故影响，我国核电行业发展在2011-2014年经历了一段低迷的时期，但是仍然不改我国支持核电行业发展的路线，根据《“十三五核工业发展规划”》到2020年，我国核电运行装机将达到5800万千瓦，在建装机将达到3000万千瓦。
五、特高压输电开创能源发展新格局
随着我国经济不断发展，综合国力不断进步，我国已经成为世界上最大的能源消费国，与此同时，我国能源分布不均的弊端也逐渐显现出来。我国能源消费以煤炭为主，国内煤炭分布特征为“西多东少，北多南少”，但是能源的主要需求方恰恰在我国经济较为发达的南方和东部沿海地区，因此催生了特高压输电技术。
图5-8：十二五特高压电网规划图
资料来源：国家电网公司
图5-9：十三五特高压电网规划图
资料来源：互联网
我国对于特高压输电建设给予足够重视，国家能源局在《电力发展“十三五”规划》指出，考虑输电通道主要是合理布局能源的富集地区外送，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道。“十三五”期间，规划新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦。依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先，并且全国新增500千伏及以上交流线路9.2万千米，变电容量9.2亿千伏安。
截至2017年9月，国家电网公司累计建成“八交七直”特高压工程，在建“一交四直”特高压工程，20条特高压工程线路累计长度超过3万公里，形成输送能力达数千万千瓦的“西电东送”“北电南送”能源大通道。今年底，列入大气污染防治行动计划的“四交四直”特高压工程和酒泉—湖南、扎鲁特—青州特高压工程将全部完工。
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
动力煤合约结束了2016的单边上涨行情，开始了宽幅震荡。全年1月、5月两个低点，之后就是季节性反弹。尤其是年底12月的上涨行情，屡破前期高点并创历史新高。在冬季涨势过后，盘面将迎来回调。预计一季度回调幅度稍小，低点在580附近。上半年可能是先抑后扬行情，目标价位620。全年震荡偏弱，主要运行区间470-630。
第七部分后市展望
结束了2016的疯狂，2017年动力煤开始了宽幅震荡，动力煤这个事关民生的能源品种在政策调控下开始了上有顶下有底的运行格局。2017年供给侧改革的大量关停潮暂时告一段落，环保以及安全检查又如火如荼的来到。对于煤炭企业来说，先进产能如火如荼的生产，落后产能被迫关停，行业结构持续优化，能够存活的企业也在健康发展。
煤炭价格的持续上涨，使得下游电厂叫苦连天。保供应开始成了宏观调控的主旋律，“276”也逐渐淡出人们的视线。另一方面，今年降水量的减少使得水电的出力有所下滑，无疑从需求端提振了煤炭价格，在全年两次煤价跌至低点的时候，是需求拉动使得价格重新反弹。
整体来看，动力煤在2018年这个宏观经济减速换挡的时间点依然不会有全年单边行情。在“上有顶下有底”的全年宽幅震荡中，迎峰度夏和冬储的季节性涨跌将是大概率事件。预计上半年先抑后扬，全年将震荡偏弱，主要运行区间470-630。
方正中期
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责任编辑：宋鹏
