2017年1-9月份全國全社會用電量46888億千瓦時，同比增長6.9%，增速較去年同期提高2.4個百分點。其中，第二產業對增長貢獻最大，前三季度用電量32630億千瓦時，同比增長6.0%，增速比上年同期提高4.1個百分點，占全社會用電量的比重為69.6%，對全社會用電量增長的貢獻率為61.3%；第三產業用電量6659億千瓦時，同比增長10.5%，增速比上年同期回落1.0個百分點；城鄉居民生活用電量6688億千瓦時，同比增長7.5%，增速比上年同期回落4.0個百分點。

全社會用電量及增速

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各產業及居民用電量累計增速

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    相關報告：智研咨詢發布的《2017-2022年中國電力市場運行態勢及投資戰略研究報告》

    2017年截止9月份我國全社會用電量同比增長6.9%，大幅高于年初預期，主要由于：1）宏觀經濟延續穩中向好，2）工業生產情況得到改善，3）服務業快速發展，4）氣溫明顯偏高。17年全年用電量增長有望達到6.7%左右，增速較16年繼續提升。在宏觀經濟已經企穩進入新周期的情況下，2018年我國電力需求預計將維持平穩增長。

    截至9月底，全國基建新增發電生產能力9339萬千瓦，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量達到16.7億千瓦，同比增長7.6%，增速比上年同期回落3.2個百分點。其中，水電2.9億千瓦，火電10.8億千瓦，核電3582萬千瓦，并網風電1.6億千瓦。2017年截至目前，火電新增機組約3098萬千瓦，占新增裝機33%，新增規模得到較好控制，清潔能源裝機占比繼續提升。

全國規模以上電廠總裝機

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規模以上電廠分電源裝機比例

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    2017年1-9月份，全國發電設備累計平均利用小時2811小時，比上年同期降低7小時。水電設備平均利用小時為2674小時，比上年同期降低92小時。火電設備平均利用小時為3117小時，比上年同期增加47小時。核電設備平均利用小時5379小時，比上年同期增加144小時；風電設備平均利用小時1386小時，比上年同期增加135小時。2017年1-9月份，全國主要發電企業電源工程完成投資1728億元，同比下降13.1%。其中，水電339億元，同比下降4.1%；火電496億元，同比下降25.0%；核電296億元，同比下降10.3%；風電397億元，同比下降14.1%。水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的71.3%，比上年同期提高4.5個百分點。

2017年1-9月機組利用小時數

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2017年1-9月電源工程完成投資（億元）

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    近年來，我國煤電設備利用率由于新增裝機快速增長但全社會用電量增幅放緩而持續下降，火電設備利用小時數從2011年的5294小時降至2016年的4165小時，產能過剩形勢日趨嚴峻。因此，國家發改委、能源局從2016年以來多次出臺政策嚴控產能過快增長，促進煤電領域供給側改革，要求到2020年全國煤電裝機控制在11億千瓦內。目前已有11省公布了煤電產能控制方案，共計將把1億千瓦裝機建設延緩至“十四五”期間進行建設，煤電管控政策力度遠超預期。2017年1月，國家能源局向13個省區印發通函，要求落實“取消一批、緩核一批、緩建一批”政策，擬調控1.09億千瓦核準及在建煤電到“十四五”期間投產。目前已有11個省份發布停建/緩建項目，總規模約1億千瓦。

“十三五”期間煤電停建/緩建規模及新增規模限制

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    2017年8月，多部委聯合印發的《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》，《意見》明確“十三五”期間,全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦,淘汰落后產能0.2億千瓦以上，實施煤電超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦，到2020年,全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。此外，《意見》提出加嚴對自備電廠的管理，當前自備電廠普遍欠繳政府性基金并且不參與調峰，很多自備電廠能耗及環保排放不達標。目前我國自備電廠煤電機組總裝機約1.15億千瓦，自備電廠關停或改造將成為煤電去產能的重要抓手。

電力“十三五”規劃目標

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    2016年三季度開始煤價迅速上漲并維持高位運行，火電企業從16年4季度起出現大面積虧損，國家發改委多次發文意圖平抑煤炭價格效果均不太理想。2017年7月1日全國燃煤上網標桿電價平均上調約0.88分/千瓦時，略微緩解火電企業目前經營困難的局面。根據現行煤電聯動規則，2018年燃煤機組上網電價有望上調3.62分/kwh，火電經營情況有望大幅改善。

2014-2017.9全國電煤價格指數

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    2017年1-9月的平均電煤價格指數為509.77元/噸，若全年平均電煤價格維持當前水平，較14年444.44元/噸高出約65元/噸，達到觸發煤電聯動機制的條件。假設標準煤耗為308克/千瓦時，則煤電聯動后煤電上網電價較14年應上升約1.5分/千瓦時，由于15年下調過3分錢煤電上網電價、17年7月1日各省上調煤電上網電價約0.88分/千瓦時，18年煤電上網電價可上調3.62分/千瓦時，目前全國平均煤電上網電價約0.364元/千瓦時，漲幅約9.9%。預計18年火電發電量4.3萬億千瓦時，則煤電聯動上調電價將為行業增加收入1075億營收。若煤電聯動仍不啟動，電力企業則會通過減小市場化交易電價降幅的方式消化上漲煤價，達到提升營業收入的效果。

2018年各省區煤電上網電價較14年應調整幅度

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截止2017年9月全國各省份火電裝機容量及燃煤上網電價

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    2017年我國動力煤價格維持高位運行，煤炭供給側改革成效顯著，動力煤市場維持緊平衡狀態。2017年1-9月，我國動力煤總需求23.43億噸，同比增長2.39%。其中，電力行業消費量14.07億噸，占比60%，同比下降0.02%；建材行業2.3億噸，占比10%，同比下降37.89%；冶金行業消費量1.1億噸，占比5%，同比增長3.27%；化工行業消費量1.3億噸，占比5%，同比下降17.36%；供熱行業消費量1.6億噸，占比7%，同比增長7.84%；其他行業消費量3億噸，占比13%，同比增長223.64%。2016年的動力煤消費量約為31億噸，其中電力行業消費動力煤19.1億噸，占比約為62%、建材行業消費動力煤5億噸，占比16%、兩者占比合計為78%，其余包括供熱、冶金、化工以及其他行業動力煤消費量合計占比約為22%左右。

動力煤總需求量及增速

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動力煤消費量結構

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動力煤總供給量及增速

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動力煤供需缺口

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    2017年1-9月，全國規模以上電廠火電發電量34525億千瓦時，同比增長6.3％。同期，電力行業動力煤消費量14.07億噸，同比下降0.02%。9月全國重點電廠煤炭庫存6219萬噸，環比8月增加556萬噸，同比減少231萬噸。1-9月全國重點電廠平均煤炭庫存5891萬噸，較2016年同期增加235萬噸。2017年1-9月，六大發電集團煤炭庫存平均1124萬噸，較16年減少39萬噸；平均庫存可用天數17.42天，較16年同期減少3.5天。

火電發電量累計增速

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供電煤耗率（克/千瓦時）

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    火電發電量同比增長6.3%，而同期電力行業動力煤消耗卻沒有隨之增長，我們分析主要可能有以下原因：1）火電中燃氣機組發電增速較高，燃煤機組發電增速低于6.3%。2）行業集中度提升，較為先進的大型機組發電量增加，度電煤耗降低，17年1-9月平均供電煤耗307克/千瓦時，同比減少約2克/千瓦時。3）16年受閏年影響多一天。4）電廠煤炭庫存增長減少。

六大電廠庫存可用天數

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六大電廠平均庫存可用天數

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重點電廠煤炭庫存（萬噸）

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電力行業動力煤消費量（萬噸）

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    2017年全國用電量增速將在6.5%左右，而火電機組發電量增長也將維持在6%左右。在目前的經濟形勢下，我們預計2018年全社會用電量增長仍將維持在4-5%，火電發電量增速預計將在3-4%。結合供電煤耗、庫存、發電量等因素，預計2018年電力行業動力煤消費量增速將在2%左右，增長量約4000萬噸。

    除電力行業動力煤消費占比約60%以外，建材、化工、冶金、供熱及其他行業動力煤消費量合計占比約40%。2016年，除電力外其他行業動力煤消費合計11.9億噸，同比增長5.84%；2017年1-9月，除電力外其他行業動力煤消費合計7.2億噸，同比增長6.38%。

電力外其他行業動力煤消費（萬噸）

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除電力外其他行業動力煤消費量（剔除1-2月份）

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動力煤期貨1805結算價

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    動力煤價格自16年7月開始大幅增長，主要原因是煤炭供給側改革大力推進，2017年目標退出煤炭產能1.5億噸已經基本完成。根據國家能源局最新數據，截至2017年6月底，全國取得安全生產許可證等證照的生產煤礦4271處，產能34.10億噸/年；已核準（審批）、開工建設煤礦1228處、產能10.53億噸/年，其中已建成、進入聯合試運轉的煤礦231處，產能3.68億噸/年。目前，已經核準以及在建的煤炭產能約7億噸，其中大部分將轉化為動力煤產能。據測算2018年動力煤需求增量將在5000-6000萬噸，邊際供給增量將遠超邊際需求增量，預計煤價在2018年將進入下行通道。

    2017年1-9月，我國水電發電量8147億千瓦時，同比增長0.3%。水電板塊19家企業合計實現營收約1012億元，同比增加8.63%；合計實現歸母凈利潤298億元，同比增長2.52%。

我國水電發電量及增速

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水電板塊總營收及增速

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