中国神华2017上半年净利润243.15亿元同比增加147.4%(附报告)-第5页-北极星火力发电网

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2.煤炭市场环境

(1)中国动力煤市场

上半年回顾

上半年，全国煤炭市场供需基本平衡，局部时段和区域供应偏紧，消费量和供应量同比均有所增加，价格随供需关系和季节变化出现波动。一季度，受国内经济稳中向好、水电出力受限等因素影响，电煤需求增长，煤价由年初延续稳中回落转为上涨。二季度以来，煤炭市场受传统淡季、释放先进产能政策和“迎峰度夏”等多重因素影响，煤炭市场供需有所波动，煤价由下降转为稳中有升。截至6月30日，环渤海动力煤(5,500大卡)价格指数为577元/吨，较年初(593元/吨)下降16元/吨。上半年环渤海动力煤价格指数均值590元/吨，同比上升52.6%。

上半年，全国原煤产量17.1亿吨，同比上升5.0%，扭转了自2015年以来连续同比下降的局面。其中，内蒙古4.6亿吨，同比上升13.8%;山西4.2亿吨，同比上升5.5%;陕西2.6亿吨，同比上升9.2%。

上半年累计进口煤炭1.33亿吨，同比上升23.5%。按月环比增速呈下降趋势。

全国煤炭消费量18.3亿吨1，同比上升1.0%左右，下游主要耗煤行业中除了建材行业外，电力、钢铁、化工行业耗煤量同比均出现正增长。

全国铁路煤炭运量10.6亿吨，同比上升17.1%。全国主要港口煤炭发运量3.7亿吨，同比上升16.8%。

截至6月30日，北方主要港口、重点煤炭企业、重点电厂存煤合计176.4百万吨，与年初基本持平。

下半年展望

下半年，中国经济将延续稳中向好的发展态势，有利于支撑煤炭需求的稳定和增长。煤炭行业供给侧结构性改革继续推进，随着减量置换、优质产能煤矿核增生产能力等政策措施的进一步落实，以及新矿井投入使用，预计国内煤炭供应能力将有所增加。

受进口煤价格优势有所减弱等因素影响，全年煤炭进口量按月呈稳中有降的态势。

预计全国煤炭供需将保持基本平衡略显宽松，动力煤需求在迎峰度夏和冬季取暖期间出现季节性增加，部分地区受环保、安全监管以及资源、运输条件约束可能出现部分时段偏紧的情况。煤炭价格也随季节变化出现一定波动。

(2)亚太地区动力煤市场

上半年回顾

随着全球能源结构调整的持续推进，非化石能源保持快速发展，煤炭在全球一次能源消费中的占比有所下降。

2017年以来，世界经济弱势复苏，煤炭需求由2014年以来的连续下降转为小幅上升，亚洲成为全球煤炭消费的重心。印度煤炭产量增加缓解了其煤炭供应紧缺的局面，动力煤进口量继续保持下降趋势，前五个月累计进口0.8亿吨，同比降幅超过15%。上半年，日本、韩国煤炭进口规模基本稳定，日本进口0.9亿吨，同比下降2.6%;韩国进口0.7亿吨，同比上升5.7%。

全球煤炭市场供应有所回升，印尼、澳大利亚和俄罗斯仍是动力煤主要出口国。上半年，印度尼西亚煤炭出口1.9亿吨，同比上升5.9%。俄罗斯煤炭出口0.9亿吨，同比上升10.6%。受3月份恶劣天气影响，澳大利亚煤炭产量受限，出口量1.7亿吨，同比下降8.5%。

受供需形势影响，国际煤价较年初波动回落，但仍明显高于上年同期水平。截至6月30日，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格由年初的92.44美元/吨下降至82.46美元/吨。

下半年展望

下半年，全球经济缓慢复苏，预计2017年煤炭需求有所上升，但受能源结构调整、能源消费增速放缓等因素影响，增速受限。中国和印度是主要煤炭消费国。印度电煤需求保持较高水平，但因其国内煤炭产量增长较快，进口量将继续收缩。因日本、韩国、越南等国家和地区较快推进新建燃煤发电项目建设，煤炭需求有所上升，进口量将继续保持较大规模。中国煤炭进口量稳中有降。

受前几年煤炭行业投资整体下降影响，全球煤炭供应增速受限。印度尼西亚煤炭产量保持较高水平，但其国内电煤需求有所增加，煤炭出口预计将继续受限。随着澳大利亚煤矿的复产，产量和出口量将高于上半年的水平。俄罗斯受汇率因素及其国内煤炭需求下降等因素影响，煤炭出口量预计继续保持稳中有升态势。

预计下半年全球煤炭供需基本平衡，动力煤价格将随季节波动。

3.电力市场环境

上半年回顾

上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区电力供应能力富余。

全国用电需求保持较快增长。受宏观经济稳中向好、上年同期基数偏低等因素影响，全社会用电量累计29,508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高3.6个百分点。其中第二产业用电量同比增长6.1%，第三产业用电量同比增长9.3%，是拉动全社会用电量增长的主要动力。

全国发电量保持较好水平。全国规模以上电厂发电量29,598亿千瓦时，同比上升6.3%。其中火电发电量22,215亿千瓦时，同比上升7.1%;水电发电量4,613亿千瓦时，同比下降4.2%。受用电需求增加、水电发电量下降等因素影响，上半年燃煤机组设备利用小时数为2,040小时，同比增加9小时;水电设备平均利用小时同比出现较大幅度的下降。

全国电力供应能力增速放缓，火电与非化石能源发电装机增速变化明显。于2017年6月底，全国6,000千瓦及以上电厂火电装机容量为10.6亿千瓦，较上年底增长1.0%，增速同比下降2个百分点。上半年全国新投产火电机组共计1,421万千瓦，占全国新增装机规模(5,056万千瓦)的28.1%，占比较上年同期下降48.3%;风电、水电新增装机容量分别为601万千瓦和564万千瓦，非化石能源新增发电装机占新增总装机容量的比重明显上升。

分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

下半年展望

综合考虑宏观经济形势，服务业发展和天气等因素，预计电力需求将继续保持增长态势。但因2016年下半年用电量基数偏高，下半年全社会用电量同比增速将低于上半年，呈现前高后稳的走势，全年增速与2016年大体持平。

全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩。火电装机容量增速继续放缓，非化石能源发电装机保持较快发展。

全国电力供需将延续总体宽松的态势，用电结构和分地区供需形势与上半年保持基本一致。预计全年全国发电设备利用小时数好于年初预期，其中火电设备利用小时数与上年持平或略有上升。

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