2018全国能源形势预测分析 分布式能源市场是增量主体

2、化解煤电过剩产能利好存量大机组

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。《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%。

发电设备平均利用小时数是发电厂发电设备利用程度的指标。以5,500小时的火电盈亏平衡点测算，2016年全国火电平均利用小时数4,169小时，火电过剩24.2%。在去产能政策影响下，2017年火电装机增量约为3,300万千瓦。另外，考虑到我国用电需求增长、来水情况、新能源发电对火力发电空间的挤占，2017年全国火电平均利用小时数约为4,239小时，较2016年上升42小时，火电过剩22.9%，火电利用小时下降趋势有望缓解。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。

1.4从大力发展到切实解决清洁能源消纳问题

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。历年的全国能源工作会议显示，清洁能源发展的重点工作，已经从过去的大规模加速发展，转变为解决消纳的问题上来了。

1、爆发式增长已成过去，未来装机增长集中于海上风电和分布式

我国非化石能源发展领跑全球，可再生能源发电装机容量达到约6.56亿千瓦，新增装机规模占全球增量40%左右;水电、风电、太阳能发电装机和核电在建规模稳居世界第一，非化石能源发电占比已达38.1%，比2012年提高9.6个百分点，是历史上增长最快的时期。发展清洁能源是推动能源革命、能源结构调整的重要路径。我国目前与清洁能源发电高速发展增长相伴相生的，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分别下降20%和60%，取得了突出的成果。但消纳利用不足的问题依然是非化石能源发电亟待突破的瓶颈。

国家针对清洁能源消纳，具体提出了多项举措。从能源结构上，明确了稳步推进陆上风电项目建设，加快推动海上风电和分布式风电发展，有序推进光伏发电项目建设，大力推动分布式能源发展。可以看出，未来海上风电、分布式风电将成为风电装机增长的新动力。而光伏发电国家强调的是“有序推进”，说明光伏经历了数年爆发式发展正在渐趋冷静。

2、解决弃水弃风弃光问题将提升清洁能源发展质效

2017年11月，国家发改委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出目标：2017年，云南、四川水能利用率力争达到90%左右。甘肃、新疆弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右。甘肃、新疆弃光率降至20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在10%以内。其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数(或弃风率低于10%、弃光率低于5%)。

2017年前三季度，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，广西地区超过90%，长江干流、金沙江下游、澜沧江、雅砻江均超过90%。

2017年前三季度，弃风问题有所缓解，全国风电设备平均利用小时1,386小时、同比提高135小时。弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时。弃风率12%，同比下降6.7个百分点新疆、甘肃和吉林弃风量最高，占全国弃风总量77%。

2017年前三季度，全国光伏发电量857亿千瓦时，同比增长70%，全国弃光电量51亿千瓦时。全国弃光率5.6%，同比下降了3.8个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中新疆、甘肃弃光率分别为22%、21%。

可以看出，2017年的弃风、弃光情况较2016年下降了不少，初步实现了国家提出的2017年控制目标，但离国家规划的2020年弃风率5%以内、弃光率3%以内的目标还有很大距离。

随着可再生能源开发利用机制的逐步完善、电网关键平台作用的充分发挥、电源结构与布局的加快优化、可再生能源电力本地消纳的强度增加、以及市场机制与政策的逐步完善，未来弃水弃风弃光率都基本解决。随着风电投资、建设爆发式增长阶段已经过去，未来弃风率将会逐步下行。我们预计，到2020年，风电全国平均利用小时数将超过1,600小时。

国家鼓励清洁能源并网消纳，根本目的还是要推动清洁能源规模化发展。由于国家对清洁能源消纳利用的倾斜，以及电源建设与消纳送出逐渐协调，清洁能源发展的质量和效益将逐步提升，清洁能源发电的产业链将迎来新的发展机遇。中长期来看，随着风电、光伏发电逐渐实现平价上网和海上风电的快速发展，以及市场化交易规模的扩张，我们预计行业的增量将主要集中于海上风电和分布式能源市场。

二、2018年能源市场走势分析

2.1煤炭行业：库存持续低位，产能出清，供需紧平衡，价格将继续上扬

2018年整体来看，各煤种偏稳运，但随着产能出清的持续推进，供需在下半年有紧平衡迹象，但为了保障煤炭供应，发改委将持续抑制煤价。持续去产能将带来煤炭供应趋紧，煤炭库存制度将进入完善修改阶段，政策调控风险增加，煤炭价格或将高位震荡运行。煤炭企业经营状况会有所改善，负债率将有所降低，在市场和政策影响下，预计18年国内煤价(以秦皇岛5500大卡动力煤为标准)将保持在中高位并呈现震荡态势。煤炭需求在能源消费弹性恢复中继续回升，2018年供需缺口进一步放大，我们预计煤炭价格将继续上扬，而非当前市场中的稳中有降。煤炭板块将迎来周期繁荣新机遇。

中长期来看，虽然煤炭在能源消费的占比将逐渐下降，但其作为我国基础能源的地位难以动摇，煤炭消费总量略有增长，结构调整成为重中之重。“十三五”期间伴随宏观经济企稳、去产能、去库存周期结束，以第二产业为代表的主要用能部门恢复性生产，带动电力和能源消费恢复。从能源消费结构上看，水电增速已过峰值区间，将确定性地逐年下滑，新能源份额增长空间有限，煤炭消费弹性系数或将恢复正常区间。

2.2石油行业：油价回升趋势明显，但上升空间有限

在不出现突发性地缘政治事件造成原油供应中断的情况下，我们认为WTI原油基准价格中枢在2018年大概率在50-65美元/桶之间运行，这主要是由于高油价时期上马的大批长周期项目在2017年前已经陆续投产形成增量，这些增量产能形成的峰值有望在2018年充分释放。随着油田勘探开发和自然衰退，这些项目的供应增量影响将逐渐减少。此外，如果OPEC继续减产协议，那么很可能将会同时延长全球原油产量自然出清以及供求再平衡的时间，因为同油价实质回升所需要的周期性产能出清不同，OPEC的减产协议事实上是通过行政手段封闭了原油日产量，但这部分产量会随着原油市场行情变动而随时收放，这也给原油市场供应带来了很大的不确定性。整体而言，2018年油价回升趋势较为明显，在不出现地缘政治及战争等不确定因素条件下，油价实质上升空间有限，应该不会超过65美元/桶的价格。此外，随着债务到期潮的来临，我们认为，诸多优质油气资产将流入市场，这将有力地驱动油气投资并购的进一步活跃，北美和世界主要产油区域，将出现数十年一遇的战略性机会，这将给油气产业链的上游带来历史性的投资机会。

2.3天然气行业：天然气消费将不断放量，看好天然气行业发展

2017年12月初，液化天然气价格实现连续增长，并创下历史新高9400元/吨，大约是6.7元/方天然气，受价格高位影响，国内部分城市加气站关停，工业用户关停。由于“十三五”期间，发改委和能源局主力推广天然气的开发和利用，并将天然气作为调整能源结构的重要抓手，介于燃气的清洁性和环境友好性，天然气消费在2018年及未来中长期有明显放量趋势。

从供给格局来看，天然气供给主要有国内供应以及进口LNG和管道气，国内供给区域主要包括塔里木、柴达木、鄂尔多斯、松辽、四川、沁水等，进口天然气主要包括南海LNG、东海LNG，中亚管道气、中俄西线、中俄东线、中缅管道气等，整体而言，天然气通道建设保证的前提下，进口天然气持续增加，天然气供给态势向好明显，中长期有供大于求的趋势，但18年供需平衡高预期，天然气价格不会出现暴涨情景，价格将震荡上行，天然气产业链的投资机会主要集中在上游产气和下游分销以及天然气发电、天然气交通等环节。此外，京津冀地区“煤改气”的普遍推广，加之“十三五”天然气应用推广政策促进力度有明显增强的趋势，上游产气和进口气入境渠道是2018年天然气消费扩张的主要瓶颈，但中长期来看，本土常规天然气由于储量和开采技术成熟等多方面原因的产能增长有限，天然气进口增长空间有望随着输气通道的建成而不断增长。