作者：中债资信电力行业研究团队
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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。
一、电力需求
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
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：
1
由于宏观经济稳中提升，第二产业及其制造业用电量同比分别增长6.1%和7.0%，增速同比分别提高5.6和7.3个百分点。传统高耗能产业仍对用电增速的贡献率较高，新型制造业（代表工业转型方向、高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业）用电量比重达7.5%，未来随着电力结构转型升级，新型制造业用电量将有所提升。2
在高铁、动车快速发展以及电动汽车不断推广的拉动下，第三产业用电快速增长，生产性、流通性服务业用电形势好于消费性服务业。
3
区域用电增速出现分化，西部地区受去年同期基数较低以及今年高耗能行业用电明显回升影响，用电量大幅提高，增速达9.0%，东部经济发达地区用电量较高，增速达5.3%。
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。
二、电力供给及发电效率
2017年上半年，全国6,000千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
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。
三、火电行业盈利
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
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）。
四、风电、光伏运行情况
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
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。
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