火电亏损难好转，新能源发展超预期——点评2017年上半年电力运行情况

摘要

国家能源局、中国电力企业联合会分别发布2017年二季度全国电力工业统计数据及电力工业运行简况，国家发改委价格检测中心也发布了2017年6月全国及各省电煤价格指数。

中债资信电力研究团队对上半年电力运行情况解读如下：

（1）2017年上半年在工业回暖带动下，电力需求持续好转，全社会用电量增速达6.3%；受2016年下半年高基数等因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速将回落，全年需求增速预计在5%左右；

（2）2017年上半年，全国6000千瓦及以上电厂装机容量同比增长6.9%，供需依旧宽松。水电上半年整体来水偏枯，利用小时数下降；火电受需求改善、去产能及水电来水偏枯影响，利用小时数实现上升；风电与光伏新增装机呈现向中东部及南方地区转移趋势，利用小时数均有所增长，弃风弃光现象有所缓解；

（3）2017年上半年，煤炭供需依然偏紧，价格降幅缓慢，仍维持高位。以该下降趋势至年末测算，2017年全国大部分地区煤电企业将面临亏损或盈亏平衡；

（4）2017年上半年，光伏装机增长远超预期，分布式光伏发展迅速；风电装机稳步增长，中东部和南方地区占比增加，弃风、弃光率有所缓解。

综上所述，2017年上半年用电需求回暖明显，预期全年增速约5%；火电供需环境有所好转，但煤价仍处于高位运行状态，预计全年仍将维持大面积亏损；新能源在政策引导及支持下发展较快。

国家能源局、中国电力企业联合会分别发布2017年半年度全国电力工业统计数据及电力工业运行简况，国家发改委价格检测中心也发布了2017年6月全国及各省电煤价格指数。

由于工业景气度回暖，第二产业用电量2017年上半年同比增长6.1%，比去年同期提高5.6个百分点，其中，工业用电量增速6.1%（见图1），有色、石油加工、制造业等行业用电量增速超过10%，仅有色行业对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。加之2016年上半年基数相对偏低，2017年上半年全社会用电量同比上涨6.3%，为2012年以来同期最高增速，增速提高3.6个百分点。

2017年上半年电力消费主要包括以下几个特点：

2017年下半年电解铝、粗钢等高耗能产业用电增速预计将回落，加之受2016年下半年用电量基数较高的影响，2017全年全国用电需求将呈现“前高后低”的态势，全年同比增长5%左右。

1、煤电去产能初见成效，行业整体供需依旧宽松

2016年国家发改委、能源局印发一系列控制火电新建机组、淘汰落后机组的文件（2016年4月，国家发改委、国家能源局连发《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》、《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》和《关于开展煤电项目规划建设情况专项监管工作的通知》。除江西、安徽、海南、湖北外，其余28个省级电网覆盖区域不允许新建煤电项目。2016年11月，国家能源局下达《关于2016年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》，2016年煤电行业淘汰落后产能目标为491.8万千瓦），在政策文件引导下，2016年末火电装机增速明显放缓。

2017年以来，煤电去产能被提上日程，国家能源局向各省内部下发《关于衔接各省“十三五”煤电投产规模的函》，对全国需停建、缓建的煤电项目进行了规定；2017年7月，十六部委联合发文《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦。受政策限制新增火电机组的影响，火电上半年装机规模增速仅4.6%，较2016年同期下降3.3个百分点，新增装机1,421万千瓦，同比下降47.6%。在产能控制背景下，加之用电需求回暖、上半年来水偏枯，火电上半年发电量增长7.1%，利用小时数同比增长46小时至2,010小时，煤电去产能初见成效。清洁能源方面，在国家政府鼓励及部分清洁能源抢装影响下，清洁能源新增发电机组继续保持较高增速，6,000千瓦以上电厂发电设备同比增长6.9%，高于全社会用电量增速，行业整体供需依旧宽松。

受政策限制煤电新增产能影响，2017年上半年火电新投产1,421万千瓦，同比降低47.57%，预计2017年火电新投产装机规模与2016年同期新增相比将大幅减少，全年增速约5%左右。考虑到2017年全国需求增速较高，火电利用小时数保持稳定或略有上升。

2、水电来水量持续偏枯，成唯一发电量同比减少电源

2017年上半年水电装机增速4.2%，新增水电装机564万千瓦，受拉尼娜现象影响，2017年上半年来水量偏枯，在需求大幅回暖背景下，水电成为2017年上半年唯一发电量同比减少（同比下降4.2%）的电源，利用小时数同比下降144小时至1,514小时，预计全年受拉尼娜现象影响利用小时数同比将有所降低。

3、风电光伏新增装机呈现向中东部转移趋势，弃风弃光现象有所缓解

受红色预警区域不能新增装机等因素影响，2017年上半年风电新增装601万千瓦，同比有所下降，新增装机中东部地区占比57.9%。由于上半年光伏“抢装”超预期，2017年上半年全国新增并网光伏装机2,362万千瓦，其中，中东部地区占比76.1%。风电光伏装机呈现向中东部转移趋势，弃风弃光现象有所缓解。

2017年上半年，虽然火电行业新增装机规模大幅减少，在需求持续回暖及水电来水偏枯共同作用下发电量增速明显增加，但火电行业亏损明显加剧，主要为煤炭成本居高不下所致。2016年四季度开始，国家出台释放先进产能、限制进口煤规模、制定煤炭价格合理波动区间来控制煤价，并鼓励煤电企业签订煤炭长期协议，这一系列政策使得煤炭价格在供暖季过后的5月明显下降。但今年水电汛期较晚、夏季提前到来增加了煤炭需求，而汽运集港煤改转铁路运力紧张、内蒙古70年大庆限制减少了煤炭供给，煤炭供需依然偏紧，价格在6月份有所反弹并继续高位波动。

展望2017年下半年，随着水电丰水期到来及夏季煤炭需求高峰度过，电煤价格预计将会继续回调，但调整幅度依然有限。假设下半年电煤价格指数仍沿着图3趋势继续下降至年末，全年全国电煤价格指数平均约490元/吨（5,000大卡，下同），较2016年同比增长超过100元/吨。中债资信电力团队选取煤电上市或发债企业共45家作为样本数据，在2016年盈利水平及上述煤炭价格走势假设的基础上，预计2017年全国大部分地区煤电企业将面临亏损或盈亏平衡（见表4）。

2017年上半年，可再生能源呈现稳中有进的局面，可再生能源新增装机超3,500万千瓦，其中，水电564万千瓦、风电601万千瓦、光伏2,362万千瓦，分别比上年同期多投产126、27和602万千瓦。可再生能源总装机超5.4亿千瓦，占电力总装机的比例超过30%。

光伏方面，受上网电价调整影响，上半年光伏“抢装”超预期，2017年上半年，全国新增并网光伏装机2,362万千瓦，其中，6月份新增规模占比达50.5%，对比光伏业协会在2016年预期的2017年光伏新增2,500万千瓦装机的目标，目前已基本完成全年预期值。从区域分布来看，受政策限制、三四类资源区收益率较高等因素影响，光伏新增装机出现向东中部地区转移的趋势，2017年上半年东中部地区光伏新增装机占比超70%（华东地区新增装机为825万千瓦，同比增加1.5倍，占全国的34%。华中地区新增装机为423万千瓦，同比增长37%，占全国的17.3%。西北地区新增装机为416万千瓦，同比下降50%）。分布式光伏发展继续提速，2017年上半年新增规模超过700万千瓦，同比增长2.9倍，其中，浙江、山东、安徽三省新增装机均超过100万千瓦，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54.2%。2017年全年，光伏新增装机预计在4,000万千瓦左右，考虑到下半年集中式光伏电站价格普遍下降且用电有限，分布式光伏电站电价保持不变，预计分布式光伏装机全年或接近2,000万千瓦。未来，光伏电站仍将保持快速增长，短期内，光伏装机结构仍以集中式为主，考虑到分布式光伏发电可就地消纳、电网调配压力小、尤其是可解决偏远地区用电、“十三五”期间政策支持等优势，有望获得快速发展。

风电方面，受红色预警区域不能新增装机限制、2016年上半年风电抢装导致基数较大影响，2017年上半年，风电新增装机601万千瓦，较去年同期的774万千瓦有所减少。其中，东中部地区新增风电装机占比达到57.9%，风电布局呈现出向东中部地区转移趋势。2017年6月末，全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%，中东部和南方地区占比上升至24%，“三北”地区占比下降至76%。2017年全年，考虑“三北”红色区域禁装影响将逐渐被中东部新增装机抵消、火电经营压力加大的背景下风电盈利能力较好，预计全年风电新增装机将达到约2,000万千瓦，与2017年能源工作指导意见基本一致。

2017年上半年，国家多措并举提升新能源并网、消纳水平，通过实施全网统一调度、新能源在全网范围强制消纳、创新开展跨区现货交易、在东北积极推动辅助服务市场等措施，全国弃风率、弃光率分别下降7个百分点和4.5个百分点。其中，风电除陕西和云南外，其他省市弃风率都有所改善，黑龙江、内蒙古、宁夏已经降至2017年能源工作意见中风电行业预警线 20%以下；光伏弃光情况仍主要集中在新疆和甘肃，但弃光现象有所好转，新疆弃光率26%，同比下降6个百分点，甘肃弃光率22%，同比下降近10个百分点。未来，随着“三北”的地区新增特高压外送通道的送电，弃风弃光率下降趋势有望延续，2020年弃风弃光率有望控制在5%以内。