本期内容提要：
从装机容量来看，2017年，煤电装机总量约为10亿千瓦，占发电装机总量的58%;从发电量来看，煤电全年约为42000亿千瓦时，约占全年总发电量的67%;这说明煤电是电力供应的主要电源，在电源结构中占据核心地位。
2018年能源工作会议提出，要聚焦绿色发展，着力解决清洁能源消纳问题。按照非化石能源消费比重达到15%左右的要求，到2020年，非化石能源发电装机将达到7.7亿千瓦左右，按照煤电“去产能”及清洁能源消纳的相关政策要求，我们预测，到2020年：全国发电装机容量约为20亿千瓦，其中煤电装机容量不会超过11亿千瓦，气电装机容量将达到1.2亿千瓦，常规水电装机将达到3.7亿千瓦，风电装机将达到2.1亿千瓦，太阳能发电装机将达到1.5亿千瓦，核电装机将达到0.5亿千瓦，非化石能源发电装机总量将达到7.8亿千瓦左右。到2020年，煤电的电源结构占比将由2017年的58%降至55%，煤电“去产能”将微调电源结构。
从发电量角度来看，解决清洁能源消纳问题，煤电的发电量占比将受到冲击，我们预测煤电发电量占比在解决清洁能源消纳情景下约从67%降至为63%左右，气电、并网风电、核电发电量占比并无明显变化，水电在水量正常情况下发电量占比将由19%升至22%，并网太阳能发电量占比将由2%微调到3%左右。
我们预计，2018年煤电装机总量约为10.4亿千瓦，装机增速大概率不会超过4%，未来煤电装机总量将继续增加，但装机增速将明显放缓。
中电联最新预测，2018年全社会用电量增速约为5.5%，我们预测，2018年全社会用电量增速大概率在6%左右，将达到6.69亿千瓦时。在此情况下，全社会用电量增长约为4000亿千瓦时，按照各类电源发电量结构测算，煤电增长约2640亿千瓦时，对应原煤消费增长最高不会超过4600万吨，引发煤炭消费部分修复。
2017年，煤炭价格全年持续高位运行，煤电行业面临巨额亏损，全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿左右，国家发改委明确表示，将尽快引导电煤采购成本下降至绿色区间，并且不会调整电价，这种情况下，电企势必选择让渡发电指标给其他电源，最有可能受益的是夏季高峰的水电以及持有上网电价补贴的风电，在电煤持续高价的情况下，煤电发电量及发电份额一定会被下拉，而清洁能源发电将成为发电的有力补充。
风险因素：宏观经济增速大幅放缓，电力需求严重下降，自然灾害，气候因素如气候干旱、缺水枯水等不可抗力。
一、煤电在电源结构中占据核心地位
1.1 煤电是电力供应的主力电源，在电源结构中占据核心地位
煤电、气电、油电作为火电的主要组成部分，煤电、油电为高碳、高污染化石能源发电，且我国油电数量极少，绝大部分为煤电，气电则为今后一段时间内主力推动的低碳、清洁能源发电。事实上，从全球来讲，水电、风电、太阳能光伏、核电等非化石能源发电的间歇性、随机性、不稳定性、安全性的难题都未从根本上完全克服，因此，火电在未来很长一段时间内的发电主导地位不会动摇。
作为以煤为主的资源型国家，我国的发电能源也是以电煤为主。近年来，发电装机容量中60%是煤电，发电量中约70%是煤电。一方面，按照目前的技术成熟度和成本优势来看，煤电是我国最稳定的配套电源，我国煤电规模巨大，年均发电量在40000亿千瓦时左右，据最新统计数据显示，2017年，煤电发电量约为42000亿千瓦时，在发电量中约占66.7%，虽然比2016年发电量占比67.5%略有回落，但煤电亦向高效清洁利用转型，其他任何能源在今后相当长时间内还不可能完全取代煤电在电源结构中的核心地位;另一方面，近年来煤电发电量占比一直在降低，进入“十三五”以来，煤电发电量占比降速逐渐放缓，也就是说，为保障我国未来用电刚性需求，未来煤电将更多地承担支撑电力系统运行、给系统调峰等作用，但煤电仍是我国的主力电源，在电力系统中的主体地位不会发生变化。
“十三五”期间，国家明确要确保非化石能源发电，彻底解决弃风、弃光、弃水等非化石能源利用问题，煤电装机在这种情况下增速必然会下降，受到最大政策冲击的是煤电。从政策角度而言，煤电要控制发展，气电和非化石能源发电是要鼓励发展的;但从电力市场需求而言，煤电的供应最为稳定、可靠，因此，煤电的实际需求更为强劲。
从发电量角度而言，2017年水电发电量约为12211亿千万时，水电发电量增速由2016年的3.8%降至2.2%，水电发电量在全国全社会用电量中的占比也由2016年的20.2%降至2017年的19.4，这主要是因为最近两年气候原因导致的水量不够充足，未来我们预计水电发电量在全社会用电量中的占比将维持在20%左右;近年来，风电装机容量在发电设备装机总量中的占比不断提高，2017年，风电发电量约为3057亿千瓦时，约占全社会用电量的4.8%，并网风电装机容量占比达到9.2%，整体上呈现逐渐上升的趋势。
从能源供给革命的层面与要求上来讲，2018年，国家将立足于国内多元供应体系保障能源安全，着力推动煤炭高效清洁利用，不断发展非煤能源，形成煤、油、气、水、核、风、光等多能互补的能源多元供给体系及坚强有力的能源安全保障体系，并同步加强能源输配网络和储备设施建设。从2018年及“十三五”中后期的能源工作重点中可以发现，并没有排斥煤炭及煤电利用的主张，煤电作为电力多元化供应中的核心支撑以及重要组成部分，能够起到保障国内电力稳定供应，平抑电价的重要作用，但是按照发改委及国家能源局的要求，煤电装机增速将必然呈现逐渐放缓的趋势(本文1.2中详解)。
1.2 解决清洁能源消纳，将冲击煤电发电份额
2018年能源工作会议提出，要聚焦绿色发展，着力解决清洁能源消纳问题，着力推进能源结构调整战略工程，统筹推进煤炭清洁高效利用，大力推进能源清洁发展水平。清洁能源发展已经从过去的大规模加速发展转变为解决消纳了。
我国非化石能源发展领跑全球，据我们整理国家能源局及中电联的最新数据显示，从装机容量来看，2017年，煤电装机总量约为10.2亿千瓦，占发电装机总量的58%;气电装机总量约为8000万千瓦，占发电装机容量的5%;水电装机总量约为3.4亿千瓦，约占发电装机容量的19%，并网风电装机总量为1.6亿千瓦，约占发电装机容量的9%，并网太阳能发电装机总量1.3亿千瓦，约占发电装机总量的7%，核电发电装机总量4000万千瓦，约占发电装机容量2%。
从发电量来看，煤电全年约为42000亿千瓦时，约占全年总发电量的67%;气电发电量为3200亿千瓦时，约占总发电量的5%;水电发电量为12211亿千瓦时，约占总发电量的19%;并网风电发电量为3057亿千瓦时，约占总发电量的5%;并网太阳能发电1568.2亿千瓦时，约占总发电量的2%，核电发电量为1007.47亿千瓦时，约占总发电量的2%。
由此装机结构与发电结构的对比可以发现，煤电的实际发电占比要明显高于煤电的装机占比，这说明煤电的实际市场占有率更高一些，也表明我国风电、太阳能光伏发电的利用率低于装机容量，也就是说弃风、弃光现象较为明显。
清洁能源发电有两个最突出的问题，一是成本，二是迫在眉睫的消纳难题。至2017年，我国风电和光伏发电建设成本不断下降，并取得了突出的成果。目前，我国明确实行可再生能源电力配额制、落实可再生能源优先发电制度、统筹煤电与可再生能源电力发展、提高电力系统调峰能力、推动自备电厂参与可再生能源消纳等措施，确保可再生能源消纳。
2017年，我国重点省份及主要河流(河段)利用良好，除了金沙江中游和大渡河地区水能利用率不到70%，其他地区和河流水能利用率都在85%以上;2017年，弃风问题有所缓解，全国风电发电量3057亿千瓦时，设备平均利用小时1948小时、同比提高203小时。弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时。2017年，全国光伏发电量1568.2亿千瓦时，全国弃光电量73亿千瓦时。全国弃光率5.6%，同比下降了3.8个百分点。可以看出，2017年的弃风、弃光情况较2016年下降了不少，但离国家规划的2020年弃风率5%以内、弃光率3%以内的目标还有一定距离。随着弃水弃风弃光问题的解决，煤电发电份额将下降。
按照非化石能源消费比重达到15%左右的要求，到2020年，非化石能源发电装机将达到7.7亿千瓦左右，按照国家电力发展“十三五”规划及清洁能源消纳的相关政策要求，我们预测，到2020年，全国发电装机容量约为20亿千瓦，其中煤电装机容量不会超过11亿千瓦;气电装机容量将超过国家规划的1.1亿千瓦，达到1.2亿千瓦;水电装机容量国家规划为3.4亿千瓦，但2017年水电装机总量就达到了3.4亿千瓦，所以我们预计到2020年常规水电装机将达到3.7亿千瓦，风电装机将达到2.1亿千瓦，太阳能发电装机将达到1.5亿千瓦，核电装机将达到0.5亿千瓦，非化石能源发电装机总量将达到7.8亿千瓦左右。
按照非化石能源消费比重达到15%的要求，我们预测，非化石能源发电装机总量将达到7.8亿千瓦时，也就是说，到2020年，煤电的电源结构占比将由2017年的58%降至55%，气电装机占比将由目前的5%上升至6%，水电装机占比将保持在19%左右，并网风电装机总量占比将由目前的9%升至10%以上，并网太阳能发电装机将升至8%，核电装机基本保持2%不变，从电源结构来讲，煤电“去产能”将微调电源结构。
解决清洁能源消纳问题，煤电的发电量占比将受到冲击，我们预测煤电发电量占比在解决清洁能源消纳情景下约从67%降至为63%左右，气电、并网风电、核电发电量占比并无明显变化，水电发电量在水量正常或者较为丰裕的情境下占比将由19%升至22%，并网太阳能发电量占比将由2%微调到3%左右。由此可以看出，解决清洁能源消纳问题微调煤电发电量占比，主要是利于水电发电量占比提升。
二、煤电“去产能”高压态势明显
2.1 煤电“去产能”政策导向明显，30万千瓦以下落后产能将承压
煤电“去产能”首次提出是在2017年政府工作报告中，当时，将“去产能”范围首次扩大到煤电领域。2017年8月，国家发改委等16部委联合印发《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》，提出化解煤电产能过剩等政策。国家发改委、能源局接连下发多份重要文件，提出要“取消一批、缓核一批、缓建一批”，煤电“去产能”明确要求：“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能2000万千瓦以上。到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。
从政府层面而言，化解煤电过剩产能，一方面是严控煤电增量，另一方面是要优化煤电存量。控增量方面，到“十三五”末，全国要完成取消和推迟煤电建设项目约1.5亿千瓦。减存量方面，到“十三五”末，淘汰煤电落后产能2,000万千瓦，煤电装机占比降至约55%。2017年，全国主要火电企业电源工程投资大幅缩减，共完成投资不到700亿元，同比下降27%左右，煤电建设速度和规模得到有效控制。
2017年《政府工作报告》提出，2017年淘汰、停建、缓建煤电产能5,000万千瓦以上。事实上，2017年能够完成的化解产能过剩任务可能不止于此。根据《关于印发2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，原计划2017年缓建煤电约5,517万千瓦、停建煤电产能3,520万千瓦、淘汰约400万千瓦，但实际上，据国家能源局最新发布数据显示，2017年全国重点14个省市自治区在2017年共去掉煤电落后产能775.9万千瓦，超计划完成国家煤电去产能目标。
2018年能源工作会议提出，2018年要聚焦煤电，深入推进供给侧结构性改革，大力化解煤电过剩产能。对比国家能源局2017年能源工作指导意见提出的有效防范和化解煤电产能过剩风险，可以看出，国家对于煤电产能过剩已经定性。政府接连多次发文强调煤电去产能，再加上此次能源工作会议明确了煤电产能过剩的事实，可以推测，煤电去产能将在“十三五”期间延续高压态势，煤电“去产能”政策导向明显，30万千瓦以下落后煤电机组将陆续被淘汰。
2.2 煤电去产能，利好存量大机组
《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》强调，对于不符合要求的30万千瓦以下的煤电落后产能要依法依规予以关停。目前，大型发电集团60万千瓦以上的大型发电机组占比很高，大多数都超过了50%。
在我国全社会用电增速表现良好的背景下，化解煤电过剩产能、严控煤电新增供给对存量机组形成了一定的利好。因此，在煤电装机增速整体放缓、利用小时数下降趋势得到缓解的形势下，利好存量大机组。而60万千瓦以上的燃煤机组主要集中在大型发电集团，因此，化解煤电产能过剩政策将对大型发电企业上市公司形成利好。
2.3 未来煤电装机总量将继续增加，但装机增速将明显放缓
事实上，我国目前煤电装机规模居世界之首，从煤电装机总量上看，2013年煤电装机总量为8.19亿千瓦，2014年8.3亿千瓦，2015年煤电装机因大容量、高效率、低排放的煤电设备成为主流而一跃突破9亿千瓦，2016年则上升至9.6亿千瓦左右，2017年火电装机总量约为11亿千瓦，其中，气电约为8000万千瓦，煤电装机总量约为10亿千瓦，还有不到2000万千瓦的余温/余气/余压发电、垃圾焚烧发电、生物质发电以及秸秆、蔗渣、林木质发电等。从增速上看，煤电装机增速从2013年到2017年，每年增速分别为：4.6%、1.3%、8.4%、6.6%、4.2%，煤电装机增速明显放缓。
据2018年国家能源局发布的最新电力数据显示，2017年，火电行业总装机量约为11亿千瓦，同比增长4.7%，增速略高于煤电装机总量增速，新增装机主要集中在东部地区，其中，山东、江苏、内蒙增长幅度约达到900万千瓦、760万千瓦、620万千瓦。在火电项目核准方面，2017年共计核准规模以上煤电项目12个，共23台机组，装机约为1600万千瓦;从历年数据上看，2016年共计核准规模以上煤电项目38个，共67台机组，装机约为3600万千瓦;但与2015年相比，机组台数与装机规模均大幅下滑。
煤电与能源供给革命休戚相关，作为核心、主力电源的煤电，虽然在脱硫、脱氨、脱氢、除尘等方面通过大量的努力实现了污染物近零排放、超低排放，并在工程示范上做到了比天然气发电排放的污染物还要少，但二氧化碳排放问题依然无法解决，因此，国家发改委、国家能源局在上层部署下，明确提出，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，我们预计，2018年煤电装机总量约为10.4亿千瓦，装机增速大概率不会超过4%。
三、煤价中高位下拉煤电发电份额
3.1 全社会用电量增速回弹，将引发煤炭消费部分修复
随着供给侧改革稳步推进，我们正站在能源新周期的起点上，全社会用电量增速大幅回弹，2017年，全社会用电量为6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，考虑到较高基数，中电联最新预测，2018年全社会用电量增速约为5.5%，将达到6.65万亿千瓦时。由于宏观经济向好，国家高度重视实体经济发展，多元驱动态势明显等因素的考虑，我们预测，2018年全社会用电量增速大概率在6%左右，将达到6.69亿千瓦时。
我们预测，2018年，全社会用电量增速6%的情况下，全社会用电量增长约为4000亿千瓦时，按照各类电源发电量结构测算，煤电增长约2640亿千瓦时，折合成标煤约为3245万吨，也就是说对应原煤消费增长4543万吨，引发煤炭消费部分修复;相应水电发电量增长约800亿千瓦时，气电、并网风电发电量增长200亿千瓦时，并网太阳能发电、核电发电量增长80亿千瓦时左右。
3.2 煤价持续中高位，清洁发电将成有力补充
2017年，煤炭价格全年持续高位运行，据最新发布的中国沿海电煤采购价格指数(CECI指数)显示，5500大卡现货成交价已经达到744元/吨，煤电行业面临巨额亏损。据中电联初步测算，全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿左右，国家发改委明确表示，将尽快引导电煤采购成本下降至绿色区间，有效降低持续居高不下的发电燃料成本。
事实上，2018年电价保持目前水平已成定局，煤炭持续高价导致电企亏损严重，这种情况下，电企势必选择让渡发电指标给其他电源，最有可能受益的是夏季高峰的水电以及持有上网电价补贴的风电，在电煤持续高价的情况下，煤电发电量及发电份额一定会被下拉，而清洁能源发电将成为发电的有力补充。
四、风险因素
宏观经济增速大幅放缓，电力需求严重下降，自然灾害，气候因素如气候干旱、缺水枯水等不可抗力。
