摘要
2018年对于动力煤来讲是休养生息的一年，在经历了16、17年的上涨后，动力煤在高位开始了震荡整理的行情。煤炭企业逐渐摸准了价格涨跌规律，面对市场按需供应，通过对自身供给量的调控最大限度的保护自身利润。2018年供给侧改革以及环保安全检查依然在持续进行，但是煤炭企业已经视之为常态，始终维持较为平稳的运营。
全年最大的变数其实来自于政策端，由于沿海电厂对于进口煤的较高依赖度，有关进口煤政策的放开与收紧持续牵动着市场神经，造成价格的暴涨暴跌，但是真正带来全年平稳波动行情的是需求端电厂采购模式的改变。在经历了17年的阶段性缺煤之后，电厂开始放弃以前的旺季来临前屯煤的操作，改为全年高库存运行，并且在淡季进行采购，这就造成了煤炭价格全年波动幅度收窄以及旺季行情的提前。
整体来看，由于下游电厂的转变思路带来了市场价格更为平稳的运行。胡彬之间的博弈也愈加成熟，未来随着煤电需求量被挤压，价格中枢还有下移的空间。预计传统的季节性行情将有所削弱，上半年将呈现先抑后扬的局面，全年维持震荡偏弱重心下移的行情，主要运行区间在480-640之间。
第一部分 2018年煤炭市场走势回顾
一、动力煤区间震荡旺季行情提前
2017年，是各项政策执行的过渡年，在环保、安全生产、十三五能源规划等政策指引下，动力煤结束了此前的单边行情，开始了遵循季节性规律的、在合理区间内的宽幅震荡行情。这也说明了在日趋成熟的煤炭市场，不论是生产者、消费者还是中间商都在遵循更为成熟的市场规则来进行生产和贸易。
进入2018年，市场又呈现出了新特点。在终端消费情况随时变化的现在，下游电厂为了防止出现阶段性用煤紧张而采取了淡季采购、全年维持高库存的煤炭采购策略。这样以来，既避免了在用煤旺季因突发性天气等因素所带来的煤慌，也从需求端平抑了煤炭价格的暴涨暴跌，使得煤炭价格的季节性行情有所提前。在2018年，市场行情的驱动诱因是进口煤政策问题，每次放开或收紧都牵动着市场神经。整体而言，动力煤的区间运行在今年更为明显，价格的变化节奏也更为清晰。
二、煤炭行业利润率有所下降
如果说2017年由于煤炭行业去产能政策的实施，煤炭价格持续走强，煤炭行业利润不断飞涨。那么2018年就是回归常态的一年，煤炭企业利润随着煤炭价格的小幅回落而有所收缩。煤炭行业的环保检查、安全检查成为了常态，煤炭供给端的去产能改革也在持续实施。
根据发改委8月公布的数据显示，2018年1-7月全国共退出煤炭产能8,000万吨左右，完成全年任务1.5亿吨的50%以上，剩余5个月仍需退出产能7,000万吨，去产能压力仍较大。三四季度能否完成既定目标，目前面临较大挑战。2018年7月中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会开幕式上作主旨演讲时指出，目前全国生产煤矿产能约为40亿吨/年，在建和改扩建煤矿产能11亿吨/年左右，进口2.5亿吨左右，与全国每年煤炭消费40亿吨左右相比，煤炭产能过剩态势没有改变，去产能仍是首要任务。可见到2019年，这项工作仍将不会放松，煤炭行业的真正新生还任重而道远。
三、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，直到2016年供给侧改革的开花才扭转了煤炭价格的弱势局面。
一、新常态下宏观经济降速运行
回顾2018年，全球主要经济体中美国的经济增长最为亮眼，美联储也按照预期全年已加息三次，预计四次。但是美国特朗普政府挑起的全球范围的贸易争端却为世界经济发展蒙上了一层阴影。在此背景下，我国经济发展增速稳中有降，前三季度国内生产总值650899亿元，按可比价格计算，同比增长6.7%。分季度看，一季度同比增长6.8%，二季度增长6.7%，三季度增长6.5%。
2018年，我国房地产和制造业投资表现相对较好，但是基建投资出现明显下滑成为了主要拖累。分产业情况来看，第一产业增速下降，第二产业和第三产业增速都比较明显。通胀表现较为平稳，金融市场先紧后松。后供给侧改革时代无论货币政策还是财政政策，均以稳为主。展望2019年，上半年的基建、房地产投资增速的持续性难言乐观，预计下半年整体宏观经济形势会有所好转。
二、我国工业发展换挡降速
2018年前三季度，全国规模以上工业增加值同比实际增长6.4%，增速比上半年回落0.3个百分点。分经济类型看，国有控股企业增加值同比增长7.0%，集体企业下降1.4%，股份制企业增长6.6%，外商及港澳台商投资企业增长5.7%。分三大门类看，采矿业增加值同比增长1.8%，制造业增长6.7%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长10.3%。9月份，规模以上工业增加值同比增长5.8%。前三季度，全国服务业生产指数同比增长7.8%，增速比上半年回落0.2个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业，租赁和商务服务业同比分别增长37.5%和10.8%。9月份，全国服务业生产指数同比增长7.3%。1-8月份，全国规模以上工业企业实现利润总额44249亿元，同比增长16.2%；规模以上工业企业主营业务收入利润率为6.43%，同比提高0.35个百分点。1-8月份，规模以上服务业企业营业收入同比增长12.0%；规模以上服务业企业营业利润同比增长15.5%
10月份，受“十一”长假和外部环境复杂多变等因素影响，制造业供需出现一些波动，制造业PMI为50.2%，环比回落0.6个百分点，但仍位于扩张区间，制造业总体继续保持增长，增速放缓。从分类指数看，在构成制造业PMI的5个分类指数中，生产指数和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。其中生产指数为52.0%，比上月回落1.0个百分点，继续位于扩张区间，表明制造业生产扩张步伐放缓。新订单指数为50.8%，比上月回落1.2个百分点，但仍位于临界点之上，表明制造业市场需求增速有所回落。原材料库存指数为47.2%，比上月下降0.6个百分点，位于临界点之下，表明制造业主要原材料库存继续减少。从业人员指数为48.1%，比上月微落0.2个百分点，位于临界点之下，表明制造业企业用工量回落。供应商配送时间指数为49.5%，比上月微落0.2个百分点，位于临界点之下，表明制造业原材料供应商交货时间有所放慢。
三、工业价格指数跟随物价指数此消彼长
2018年工业生产者出厂价格指数（PPI）从高位回落，开始了较为规律的季节性震荡走势；CPI则是加快的增速，整体呈现出上升趋势。2018年10月份，全国工业生产者出厂价格同比上涨3.3%，环比上涨0.4%。工业生产者购进价格同比上涨4.0%，环比上涨0.7%。1-10月平均，工业生产者出厂价格比去年同期上涨3.9%，工业生产者购进价格上涨4.5%。
工业生产者出厂价格中，生产资料价格同比上涨4.2%，影响工业生产者出厂价格总水平上涨约3.18个百分点。其中，采掘工业价格上涨12.4%，原材料工业价格上涨6.7%，加工工业价格上涨2.5%。生活资料价格同比上涨0.7%，影响工业生产者出厂价格总水平上涨约0.16个百分点。其中，食品价格上涨0.9%，衣着价格上涨1.2%，一般日用品价格上涨1.0%，耐用消费品价格下降0.1%。
工业生产者购进价格中，建筑材料及非金属类价格同比上涨9.6%，燃料动力类价格上涨9.4%，黑色金属材料类价格上涨5.6%；有色金属材料及电线类价格下降1.7%。
四、第三产业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：
据国家能源局的最新统计数据显示，2018年10月份，全社会用电量5481亿千瓦时，同比增长6.7%。分产业看，第一产业用电量60亿千瓦时，同比增长9.8%；第二产业用电量3850亿千瓦时，同比增长6.2%；第三产业用电量822亿千瓦时，同比增长8.8%；城乡居民生活用电量750亿千瓦时，同比增长7.1%。
1-10月，全社会用电量累计56552亿千瓦时，同比增长8.7%。分产业看，第一产业用电量615亿千瓦时，同比增长9.8%；第二产业用电量38575亿千瓦时，同比增长7.2%；第三产业用电量9078亿千瓦时，同比增长13.1%；城乡居民生活用电量8285亿千瓦时，同比增长11.1%。2018年的用电量增长保持增速，并且有了新的特点。由于夏季的酷热天气，全年最高值和最低值区间更大，波动更甚往年。
第三部分 动力煤供给面因素分析及展望
一、煤炭进口继续收缩
据海关统计数据显示，中国10月份进口煤炭2307.9万吨，同比增加179.9万吨，上涨8.45%；环比减少205.8万吨，下降8.19%。1-10月份，全国共进口煤炭25204万吨，同比增长11.5%。中国10月份出口煤炭48.3万吨，同比增加36.3万吨，上涨302.5%，环比增加30.6万吨，上涨172.88%。1-10月份，全国共出口煤炭393.5万吨，同比下降40.7%。
2018年我国煤炭进口量在上半年涨势惊人，由于国外价格跌幅较大，内外价差优势明显，进口量不断攀升。另一方面国家进口煤政策的变化也使得全年煤炭进口呈现前松后紧的趋势。临近四季度末，各关口进口煤配额已基本用尽，预计全年乃至明年将基本保持零增长或者负增长的态势，符合发改委此前预期。
二、煤炭产销同比保持一定增速
我国煤炭产销量月度数据变化趋势：
10月份，原煤产量3.1亿吨，同比增长8.0%，比上月加快2.8个百分点，自8月份以来一直保持加快趋势。1-10月份，原煤产量29.0亿吨，同比增长5.4%。三大煤炭主产区生产均有所加快。其中，内蒙古同比增长12.9%，比上月加快1.6个百分点；山西增长13.3%，加快8.3个百分点；陕西增长14.0%，加快4.1个百分点。
10月份全国煤炭销量完成2.98亿吨，同比增加1300万吨，增加4.56%。1-10月份全国煤炭销量累计完成23.06亿吨，同比增加0.41亿吨，增加1.81%。2018年环保检查和安全生产检查成为了常态，煤矿停工停产情况屡有发生。在这样的形势下，我国煤炭产量仍然保持着同比正增长，这也说明了新增产能的投产以及现有先进产能的满负荷生产是非常可观的。随着非化石能源的挤压，预计2019年，煤炭供应将进一步维持较为宽松的状态。
三、煤炭运输成本抬升
近五年的煤炭运价与运量变化走势：
最新数据显示，9月份全国铁路煤炭发运量1.95亿吨，同比增长7.5%。1-9月发运煤炭17.7亿吨，同比增长9.8%。2018年9月，大秦线完成货物运输量3788万吨，同比增长1.31%。较上月增加40万吨，增长1.07%。 9月份日均运量126.27万吨，较8月份的120.9万吨增加5.37万吨。 大秦线9月份日均开行重车86.1列，其中：日均开行2万吨列车61.6列。 2018年1-9月，大秦线累计完成货物运输量33954万吨，同比增长5.38%。1-9月份，全国沿海港口完成煤炭发运量5.65亿吨，同比增加1592万吨；其中，北方七港发运煤炭5.37亿吨，同比增加2316万吨。
2018年，煤炭运输成本的上涨可以说时刻牵动着市场神经。从全球BDI指数上看，今年整体的运行重心要低于去年，国际海运成本实际是下降的。但是从国内的情况来看却截然相反，国内的CBCFI运价指数显示，2018年不仅运价波动剧烈，整体运行重心也是抬升的。在日前的调研中我们也了解到，现在海进江运费波动非常剧烈，船东协会力量较大，挺价意识较强，整体运输利润都有了很大改善。未来随着铁路运费下降的大趋势，水路运费将成为制约煤炭成本的关键要素之一。
第四部分 动力煤下游需求分析及展望
一、火电增速逊于新能源
2018年我国全国发电量依然维持较快增速，其中火电也保持着正增长的态势。国家统计局最新数据显示，2018年10月份全国绝对发电量5330亿千瓦时，同比增长4.8%。增速较上月加快0.2个百分点；日均发电171.9亿千瓦时。其中，全国火力绝对发电量3629亿千瓦时，同比增长3%；水力绝对发电量1121亿千瓦时，同比增长6.2%；核能发电量252亿千瓦时，同比增长25.1%；风力绝对发电量248亿千瓦时，同比增长4.2%；太阳能绝对发电量80亿千瓦时，同比增长18.8%。
1-10月份发电55816亿千瓦时，同比增长7.2%。新能源发电量占全部发电量的10.2%，比去年同期提高0.8个百分点。10月当月，全国发电量同比增长4.8%，增速较上月加快0.2个百分点。其中，水电同比增长6.2%，核电、风电、太阳能发电同比分别增长25.1%、4.2%和18.8%。
其中，火电、风电生产放缓。10月份火电、风电同比增长3.0%、4.2%，增速分别比上月回落0.7和9.3个百分点。此外，水电、核电和太阳能发电增速加快。其中，水电本月同比增长6.2%，比上月加快2.1个百分点；核电同比增长25.1%，比上月加快12.3个百分点；太阳能发电同比增长18.8%，比上月加快15.9个百分点。1-10月份，新能源发电量占全部发电量的10.2%，比去年同期提高0.8个百分点。
截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.7亿千瓦，同比增长5.2%，增速比上年同期回落2.1个百分点。其中，水电3.1亿千瓦、火电11.2亿千瓦、核电4053万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.2亿千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量55816亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高1.2个百分点。
1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3209小时，比上年同期增加100小时。分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时为3083小时，比上年同期增加58小时；全国火电设备平均利用小时为3596小时（其中，燃煤发电设备平均利用小时3691小时），比上年同期增加165小时；全国核电设备平均利用小时6084小时，比上年同期增加211小时；全国并网风电设备平均利用小时1724小时，比上年同期增加172小时；全国太阳能发电设备平均利用小时1060小时。
2018年火电增长势头还是不错的，这主要得益于夏季的高温天气，另外水力发电下半年要明显好于上半年，呈现增速加快的趋势。而核电是2018年的亮点，不仅产量同比实现两位数增长，新增装机容量也是飞速发展。从长期来看，我国火电在电力行业的低位是在不断削弱的，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、工业用煤是2018年煤炭消费亮点
（一）、传统工业行业用煤或将由强转弱
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272万吨，同比上涨6.8%。1-10月原铝累计产量2,771万吨，同比增长4.4%。2018年以来，电解铝产量突飞猛进的增长，全年同比增速为正，在7月份甚至还达到了两位数的增长速度。未来随着新产能的继续投产以及价格下跌所带来的关停潮的到来，预计2019年电解铝产量将呈现前多后少的势头，全年保持正增长但增速放缓。
水泥行业在2018年呈现出了新特点，在供给侧改革大量淘汰关停中小及落后产能后，除了从2017年的行业产量负增长转为正增长以外，水泥利润率也大幅抬升，整个行业盈利能力迅速提高。因此，水泥厂成为了2018年对煤炭价格最不敏感的一方。据国家统计局最新数据显示，2018年10月全国水泥产量为22043.2万吨，同比增长13.1%。2018年1-10月全国水泥产量为180293.4万吨，同比增长2.6%。随着增长高峰的来临，2019年或将有所减速，预计19年上半年产量增速放缓是大概率事件。
（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(601857,股吧)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。据统计，截至今年9月底，我国煤制油产能921万吨/年，煤制天然气产能51.05亿立方米/年，煤制烯烃产能872万吨/年，煤制乙二醇产能347万吨/年，较“十三五”初分别增长了214.3%、64.4%、69.6%、50.9%。现代煤化工的持续增长，为实现煤炭的清洁高效利用奠定了坚实基础。
未来从中长期发展的角度来讲，我国煤炭应用于电力行业的比例将逐年缩小，而长期发展最大的突破口就是煤化工行业。并且，目前在原油价格长期受制于人的时代，发展煤化工已经成为煤炭行业中长期发展战略的关键。当然，目前煤化工发展的瓶颈也非常突出的，其中最大的难题就是清洁化利用。在未来发展方向和趋势都未变的前提下，预计2019年将继续以较高速度发展。
第五部分 影响煤炭价格的其他因素分析
一、水电持续平稳发展
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。
国家统计局最新数据显示，2018年10月份全国绝对发电量5330亿千瓦时，同比增长4.8%。其中水力绝对发电量1121亿千瓦时，同比增长6.2%。2018年1-10月份全国绝对发电量55816亿千瓦时，同比增长7.2%。其中水力绝对发电量9418亿千瓦时，同比增长4.6%，约为全国总发电量的16.9%。其中，四川省为我国水电第一大省，前10月水电约为2522.3亿千瓦时，占水电总量的26.8%。其次是云南、湖北和贵州等省。
1-9 月全国发电设备累计平均利用小时 2905 小时，比上年同期增加 94 小时。其中水电1-9 月累计利用小时数同比增加 42小时，累计增幅较 8 月增加8小时。从图上我们可以看到，在2017年全年呈负增长后，水电在2018年有所好转，尤其是下半年实现了较大幅度的正增长。受制于上半年降水量的影响，水电表现一般，但是下半年随着降水量的增加，水电出力持续较强，整体而言发展速度也相当可观。
另一方面，2017 年我国水电装机容量 3.41 千瓦，同时结合十三五规划目标预期，未来三年水电装机平均复合增速为 3.68%，预计未来 2018-2020 年水电新增装机增量为 1255.58 万千瓦、 1301.78 万千瓦、 1349.69 万千瓦。
目前看来，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，造成动力煤需求的减少。
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。
国家能源局最新数据显示，2018年前三季度，我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%，其中，光伏电站1740.1万千瓦，同比减少37.2%；分布式光伏1714.3万千瓦，同比增长12%。
从新增装机布局看，华北地区新增装机842.4万千瓦，同比下降17.9%，占全国的24.4%；东北地区新增装机287.3万千瓦，同比下降10.4%，占全国的8.3%；华东地区新增装机858.2万千瓦，同比下降28.2%，占全国的24.8%；华中地区新增装机587.2万千瓦，同比下降35.5%，占全国的17%；西北地区新增装机478.9万千瓦，同比下降16.2%，占全国的13.9%；华南地区新增装机401.1万千瓦，同比增长44.2%，占全国的11.6%。分布式光伏继续保持较快速增长，2018年前三季度山东、浙江、河南、江苏四省新增装机均在200万千瓦上下，四省分布式光伏新增装机占全国的49.1%。
表5-1 2018年前三季度光伏建设运行情况资料来源：国家能源局，方正中期研究院整理
截至9月底，全国光伏发电装机容量达到16474.3万千瓦，其中，光伏电站11794.1万千瓦，分布式光伏4680.2万千瓦。前三季度光伏发电量1338.3亿千瓦时，同比增长56.2%；弃光率2.9%，同比下降2.7个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆（不含兵团）弃光电量17.3亿千瓦时，弃光率16%，同比下降5.4个百分点；甘肃弃光电量7.8亿千瓦时，弃光率10%，同比下降11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、风力发电发展趋势良好
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。
2018年上半年，我国风电行业呈现迅猛增长态势。受到清洁能源消纳、风电保障性收购利用小时数等政策的影响，我国弃风现象得到好转。全国26省份风电设备平均利用小时数出现不同程度的上涨。另外，风电就近消纳优势得到凸显，山东、江苏、广东地区风电设备平均利用小时数增长引领全国。受到弃风率下降，以及风电标杆电价政策影响，2018上半年，我国风电建设领域提速明显，风电装机出现“井喷”之势。从装机趋势上看，我国风电建设主要集中在东部、中部地区，山东、江苏依然是引领我国风电装机增长的主要区域。预计我国风电装机潮依然会延续，2018-2019年将成为我国风电发展的新节点。
中电联数据显示，2018年1-9月，全国新增风电并网容量1261万千瓦，到9月底累计风电并网容量达到1.76亿千瓦；1-9月，全国风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1565小时，同比增加178小时；1-9月，全国弃风电量222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时。1-9月，风电新增并网容量较多的省份是内蒙古（193万千瓦）、江苏（156万千瓦）、山西（117万千瓦）、青海（110万千瓦）、河南（86万千瓦）。平均利用小时数较高的省份是上海（1909小时）、江苏（1857小时）、云南（1848小时）、辽宁（1750小时）、福建（1722小时）。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、核电建设开始持续大量投产
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
中国核能行业协会公布2018年1-9月全国核电运行情况，显示截至2018年9月30日，我国投入商业运行的核电机组共40台，装机容量达到39269.16 兆瓦，核能累计发电量比2017年同期上升了12.97%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤6382.77万吨，减少排放二氧化碳16722.85万吨，减少排放二氧化硫54.25万吨，减少排放氮氧化物47.23万吨 。
1-9月全国核电累计发电量为50361.70亿千瓦时 ，商运核电机组累计发电量为2065.62亿千瓦时，约占全国累计发电量的4.10%。核能累计发电量比2017年同期上升了12.97%。累计上网电量为1937.68亿千瓦时，比2017年同期上升了13.30%。1-9月，核电设备平均利用小时数为5566.01小时，设备平均利用率为84.95%。
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。
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。
2018年9月7日，能源局集中批复14条特高压线路，意在拉基建稳增长。其中青海-河南±800kV特直项目于2018年10月25日获得发改委核准，投资额226亿元，成为2018年9月7日国家能源局批复的14条线路中首条放行的输电工程。从节奏上来看，2018年和2019年将是核准大年，还有3条直流高压和6条交流高压项目将在2018年第四季度核准完成，14条线路预计总投资规模在2000亿以上。
第六部分动力煤供需平衡分析及预测
总的来说，动力煤供需缺口变化不大，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。
第七部分 技术分析
动力煤合约在结束了2016的单边上涨行情后，已经连续两年延续震荡行情。2017年时盘面整体震荡抬升，2018年则是震荡偏弱的走势。全年阶段性的分成了两波上涨和三波下跌行情。抛开基本面的诱因不说，技术面走势是非常规整的有顶有底的区间震荡。目前动力煤依然处于下行趋势中，预计2019年上半年也将会呈现先抑后扬的走势，低点在530附近，反弹第一目标价位640。下半年走势将重心再度下移，全年震荡偏弱，主要运行区间480-640。
第八部分 后市展望
2018年对于动力煤来讲是休养生息的一年，在经历了16、17年的上涨后，动力煤在高位开始了震荡整理的行情。煤炭企业逐渐摸准了价格涨跌规律，面对市场按需供应，通过对自身供给量的调控最大限度的保护自身利润。2018年供给侧改革以及环保安全检查依然在持续进行，但是煤炭企业已经视之为常态，始终维持较为平稳的运营。
全年最大的变数其实来自于政策端，由于沿海电厂对于进口煤的较高依赖度，有关进口煤政策的放开与收紧持续牵动着市场神经，造成价格的暴涨暴跌，但是真正带来全年平稳波动行情的是需求端电厂采购模式的改变。在经历了17年的阶段性缺煤之后，电厂开始放弃以前的旺季来临前屯煤的操作，改为全年高库存运行，并且在淡季进行采购，这就造成了煤炭价格全年波动幅度收窄以及旺季行情的提前。
整体来看，由于下游电厂的转变思路带来了市场价格更为平稳的运行。煤电之间的博弈也愈加成熟，未来随着煤电需求量被挤压，价格中枢还有下移的空间。预计传统的季节性行情将有所削弱，上半年将呈现先抑后扬的局面，全年维持震荡偏弱重心下移的行情，主要运行区间在480-640之间。
原标题：下游高库存熨平价格波动 煤电博弈电厂稍胜一筹
