当前山西焦煤价格走势(煤博汇：环保力度加剧,山西炼焦煤挺价明显！市场煤有价无市或快速跌至615元/吨！中央第二环保督察组

时间:2023-12-06 01:38:00 | 分类: 基金百科 | 作者:admin| 点击: 59次

煤博汇：环保力度加剧,山西炼焦煤挺价明显！市场煤有价无市或快速跌至615元/吨！中央第二环保督察组进驻山西

本周山西地区炼焦煤市场整体维稳，部分煤矿价格因前期涨幅较大、库存攀升等有出现回调，其中吕梁兴县部分煤矿气煤价格回调10元/吨，现承兑挂牌价745元/吨；有下游用户表示长治地区已有部分煤矿开始主动让利出货，下降幅度在20-30元/吨，但下游意向降幅在50元/吨左右，双方仍在商谈中.

临汾地区部分煤矿因库存压力价格回落，现主焦出厂含税报1320元/吨；本月下旬柳林地区个别煤矿对主焦煤试探性探涨40元/吨左右，但下游较为抵抗，提涨以失败告终。

截止4月28日汾渭山西冶金煤指数：灵石肥煤（A10%V30%S1.8%G90）报1080元/吨，较上周同期价格稳；临汾安泽低硫主焦（A10%V20%S0.4%G85）报1320元/吨，较上周同期价格降70元/吨；临汾地区1/3焦（A11%V35%S1%G85）报1200元/吨，较上周同期价格稳。

供应方面：本周山西地区环保监测力度加剧，中央环保组于本月下旬巡视各地，其中包括临汾、吕梁、太原等地。据孝义地区企业表示，本月该地环保省环保和中央环保接连检查，当地洗煤厂、配煤厂停产，运输受限，具体恢复日期待定。本轮中央环保监察将维持一个月的时间，煤炭供应量有受到一定的影响。目前对煤矿监测方面主要是超产、污水排放、配套洗煤厂遮蔽设施建设、落地煤监察等方面，多数煤矿现生产均较为正常，供应收缩有限。

需求方面：本周山东地区钢厂焦炭采购价回落，而河北地区部分钢厂亦开始提出降价要求，钢厂打压力度加剧。受此影响，焦炭市场对炼焦煤支撑力度减弱。

而当前山西地区焦化厂环保力度加剧亦减弱了企业对炼焦煤的需求，据了解目前山西地区焦化厂整体限产幅度在70%-80%。当前下游观望情绪增加，采购偏谨慎。长治、吕梁、临汾等地部分洗煤厂开工仍不正常，受环保方面因素的影响仍较为严重，据某洗煤厂表示，现维持1/3的生产负荷，目前正在做防尘网、煤棚设施搭建工作，环保力度仍较为严格，但相比前期稍有所缓和。

库存方面：本周山西地区煤矿整体库存呈现微升*面，因焦化厂限产等因素影响下游观望情绪明显，采购谨慎，目前多维持按需采购为主。据某焦化厂表示，现该企业已不追告库存，维持7-10天的库存量即可，对于后期炼焦煤市场走势并不乐观，焦化厂要求安装煤棚，煤炭存放量也会减少。

综合以上，钢厂利润缩减，为压缩成本对原料施压，焦价已显回落*面，加上焦企限产影响，下游对炼焦煤采购谨慎，按需采购为主，虽炼焦煤供应量受环保影响有稍微的缩减，但整体供应仍显宽松，市场表现不温不火，当前刚需仍存，煤矿挺价明显，市场观望占据主流。（中国煤炭资源网）

进入4月份，受需求减弱及进口煤的冲击，北方港口的动力煤成交量较3月份日均减少10万吨左右。到了月底，市场煤受到进一步影响，目前635元/吨左右的报价已经是有价无市。

据与鄂尔多斯煤炭网贸易合作伙伴交流，目前北方港口5500大卡中硫动力煤的报价在635元/吨左右，但在625元/吨都不容易成交，而下游电厂的预期则在615元/吨左右。之所以出现这种情况，一是因为市场供应比较充足，二是因为进口煤价格有40元/吨左右的价格优势，三是下游可以一边拉长协煤一边观望市场变化。而且，港口的降价预期已经传导到了坑口。最近一周，很多行业交流群里，不少坑口贸易商频繁发布带有存量充足、量大从优、随到随装等内容的信息。

由此可见，国家发改委要求统筹去产能、保供应、稳价格之后，港口煤价已经按预期在下调，而且矿方也已经开始不淡定了。综合来看，矿方为了顺畅生产，贸易商为了顺畅销售，5月中旬前5500大卡动力煤的市场价或就会降到615元/吨左右。（鄂尔多斯煤炭网）

就在昨天，北方港主流成交价与大煤企5月长协价均为630元/吨，4、5两月即将交替之际，煤价下行趋势依然明显。

4月28日，神华5月份下水动力煤年度长协、月度长协和现货价格政策出台：5500大卡年度长协价格579元/吨，较4月份下降2元/吨；月度长协价格630元/吨，较4月份下降14元/吨；现货价格650元/吨，较4月份下降20元/吨。另外，5月份特低灰长协价格674元/吨，神优2价格659元/吨。

4月中下旬，神华集团曾先后下调下水动力煤月度现货价格和特殊煤种现货价格，市场煤现货价逐步逼近长协煤价，进一步为煤炭市场释放了下行信号。同时5500大卡动力煤出现了630元/吨的成交价，不过成交量并不大，基本以不够装船的散堆煤为主，这个价格虽然不是主流成交价，但可以反映出市场对煤价下行的心理预期。

而就在本周五即4月28日，5500大卡动力煤价630元/吨，已成为北方港主流成交价，与大型煤炭企业的5月份月度长协价一致。但鉴于目前市场形势已发生很大变化，即使市场价已与大煤企月度长协价一致，但依旧很难成交，因为新一个长协兑现窗口开启，电力企业已经开始集中拉运长协煤。

进入5月份，一方面，随着大矿产能释放倾向加快，加上大秦线春季检修即将结束，后期北方港口煤炭调入量也将逐步增多，煤炭市场供需形势趋稳宽松。另一方面，随着南方地区水电出力明显增多，下游电厂仍以长协煤采购为主，对市场煤采购积极性进一步减弱，加上下游工业企业环保检查力度较严，多数企业限产，对煤炭采购需求也有所减缓。另外，近期国家发改委多措并举去产能、保供应、稳价格，将推动煤价继续向合理区间回调。短期内，动力煤价格下一个支点，或将是最新一期环渤海指数598元/吨价格与5月份月度长协价630元/吨的中间点614元/吨。(中国(太原)煤炭交易中心)

最近，国内煤炭市场出现了一些新变化。在动力煤方面，我们看到沿海电厂日耗和库存同时在增加，而煤价在加快下跌，进口煤冲击逐渐加大；在炼焦煤方面，我们看到因无法忍受国内煤说涨就涨，很多企业转而采购进口煤。

动力煤方面，从国家海关总署公布的数据来看，3月份我国进口动力煤（包含烟煤和次烟煤，但不包括褐煤，下同）802万吨，同比增加296万吨，增长58.5%，环比增加154万吨，增长23.77%。3月份进口褐煤685万吨，同比增加229万吨，增长50.22%，环比增加180万吨，增长35.64%。大家都知道，进口的很多褐煤其实也是用作电煤的，不过需要与国内优质煤一起掺烧而已。现在同品质的5500大卡动力煤，进口煤差不多有40元/吨的价格优势。从目前沿海六大火电的库存持续在1080万吨左右的高位，但日耗并未大降的情况看，4月份的进口量应该会环比3月份继续增加。今年一季度累计进口动力煤2409万吨，同比增加1318万吨，增长120.81%。个人判断，二季度的情况仍不乐观，进口煤的冲击或进一步加大。

炼焦煤方面，现在广西的钢厂基本使用澳大利亚进口焦煤，而河北焦化行业也大量转向使用进口焦煤。广西地处华南，用进口煤还情有可原，而河北省的焦化企业不用临近的山西煤，主要原因则是山西焦煤价格走势不稳定、涨价离谱，导致焦化企业利润降低，所以部分企业已经公开表态，除不可替代煤种，如弱粘煤、瘦煤，其他全部改用价格便宜、品质好、性价比高并且占用资金小的进口煤。

综合分析，国内煤炭市场竞争已经进入新的阶段，进口煤和国内煤的竞争已经成为左右煤价的重要因素。但客观地看，由于煤价仍然处于相对高位，如果按2015年三季度5500大卡进口动力煤360元/吨左右的CFR价格算，目前进口动力煤差不多还有260元/吨的高利润，炼焦煤的利润会更高。但在国内产能足够的情况下，我们为什么要让外国企业挣走这些利润呢？个人认为，用国内先进产能替代进口煤刻不容缓。（鄂尔多斯煤炭网）

中央第二环境保护督察组

为深入贯彻落实习近平总书记关于加强生态文明建设和环境保护工作的重要批示指示精神和d中央、***的重要决策部署，经d中央、***批准，中央第二环境保护督察组近日进驻山西省开展环境保护督察工作。4月28日，中央第二环境保护督察组督察山西省工作动员会在太原召开，中央第二环境保护督察组组长杨松、副组长黄润秋就做好督察工作分别作了讲话，山西省委书记骆惠宁作了动员讲话，会议由山西省省长楼阳生主持。

4月30日下午，为期25天的大秦线集中检修宣告结束。从5月1日开始，铁路运输恢复正常，进港煤炭资源将有所增加。大秦线检修结束后，预计大秦线日发运量将由检修期间的110万吨增至125万吨的高位水平，为环渤海港口提供丰厚的煤炭资源；大秦线配套港口存煤会出现快速回升，秦港存煤将迅速回升至600万吨的合理位置，为更好的满足下游用煤需求发挥重要作用。

4月6日，大秦线春季集中修如期展开，每日停电检修3-4小时，为期25天，到4月底结束。今年，大秦线检修之前，电厂经过了一个多月的积极存煤，部分电厂存煤升至15天左右的水平。而四月份，南方雨水增多，水电有所恢复；此外，进口煤数量也在增加。促使在大秦线和朔黄线检修阶段，沿海煤炭运输相对宽松。大秦线、朔黄线检修结束，铁路运输恢复正常，进港煤炭资源将增加，煤市供需两旺或再现。（鄂尔多斯煤炭网）

4月27日，唐山港股份公司发布通告，将于2017年5月1日起，上调港口作业包干费，具体调整方式是：唐山港专业煤炭码头公司（36-40泊位）内贸火车集港作业包干费按照17.5元/吨执行（含港杂费）；内贸汽车集港作业包干费按照11.5元/吨执行（含港杂费）。京唐港港埠公司内贸火车集港作业包干费按照18.5元/吨执行（含港杂费）；内贸汽车集港作业包干费按照11.5元/吨执行（含港杂费）。

在产地复产力度加大，国家保证煤炭运力的情况下，2017年3月以来环渤海主要港口煤炭吞吐量居高不下，为顺应市场机制，缓解港口经营压力，秦皇岛港、国投曹妃甸、国投京唐港相继取消作业包干费用优惠。（秦皇岛煤炭网）

4月25日，咨询机构伍德麦肯兹（WoodMachenzie）表示，国际煤炭市场增加的供应量将超过中国可能推行的限产政策而出现的缺口，全球炼焦煤价格预计将进一步回落。

3月末，热带气旋“黛比”引发的洪水袭击了昆士兰地区，铁路运输被迫中断，4月初，澳大利亚优质炼焦煤离岸价格一度飙升至300美元/吨以上，而目前该价格已下降50美元左右。

在杜塞尔多夫举办的澳洲焦炭峰会（EurocokeSummit）上，伍德麦肯兹全球炼焦煤市场主管吉姆·杜鲁门（JumTruman）表示，随着澳大利亚煤矿生产逐渐恢复，国际煤炭价格有望进一步下跌，美国和莫桑比克产煤也将增加海运煤炭供应量。

4月份，中国并未大范围的恢复276日限产政策。去年4月份，中国开始推行该政策，国内煤炭产量大幅下降。

杜鲁门表示，即使中国炼焦煤生产再次受到限制，也不会像去年那样支撑海运煤炭价格大幅上涨。

“中国煤炭行业限产或不限产，都有一定可能，并且都将增加市场波动性。不过，我们不会再回到2016年那种市场极度紧缺、无法适应变化的状态。”他说。

“热带气旋过后，煤炭供应将增加，因此，即使中国政策改变，我们预计煤炭价格也不会有较大波动。”

山西焦煤今日股票怎样？山西焦脱冲会简煤价格会涨吗？山西焦煤股今年有分红吗？

在国家倡导“双碳”发展目标下，限制部分高污染、低效率的生产线发展。由此导致了煤炭的供给量急速的下降，并且其价格在以极快的速度上涨，而且A股中的煤炭采选指数一度涨到从未有过的高度。作为投资者的我们目前是否还有机会参与其中呢？今天学姐就带大家一起了解一下煤炭采选行业的上市公司-山西焦煤！在带领大家分析山西焦煤之前，学姐将已经整理好的有关煤炭采选行业龙头股名单分享给大家，戳链接查看吧：宝藏资料：煤炭采选行业龙头股一览表一、从公司角度来看公司介绍：山西焦煤于1999年4月26日由西山煤电(集团)有限责任公司、太原西山劳动服务公司、山西庆恒建筑（集团）有限公司、太原杰森实业有限公司、太原佳美彩印包装有限公司等五家股东共同发起注册成立，并于2000年7月26日在深交所挂牌上市。公司主要经营范围为煤炭销售、洗选加工、发供电、电力设施承运承修、矿山开发设计施工、煤炭开采（仅限分支机构）等。简单介绍了山西焦煤的公司情况后，我们来看看山西焦煤公司有什么出色的地方，有没有入手的价值？亮点一：资源优势山西焦煤基本是生产焦煤、肥煤、瘦煤、贫瘦煤和气煤等，而这些产品在国内冶炼精煤供给方面极其重要。公司所在的矿区具备非常充足的资源储量，而且煤层赋存稳定、地质构造简单和煤种齐全是它的特性。所在矿区煤炭资源是非常充足的，有利于公司增加营收，对公司在扩大生产经营方面做好充足准备是有益处的。亮点二：区位优势山西焦煤的西山煤电生产矿区位于国家大型煤炭规划基地的晋中基地，同时在国家的能源产业政策、大型煤炭基地规划和深化小煤矿整顿关闭的措施实行下，公司的主业发展为此得到了重大机遇。该机遇对于公司实现煤炭资源扩张和产业整合有很大帮助，为了产业结构升级而打基础的。亮点三：产业优势山西焦煤--国家首批循环经济试点单位，目前公司已形成"煤-电-材"、"煤-焦-化"两条循环经济产业链和"煤、电、焦、化、材"协发展的格*，此优势能够使经济效益和社会效益达到最大化。因为文章的篇幅有限制性，更多关于山西焦煤的深度报告和风险提示，我总结在这篇研报里，点击就可以获取：【深度研报】山西焦煤点评，建议收藏！二、从行业角度来看由于煤炭具有两个显著的特征：成本较低、使用便捷，在未来很长一段时间仍然扮演着资源消费领域的重要角色。同时，国家对环保政策一直很重视，而且政策的程度不断加深，导致我国煤炭采选行业形成集约式、绿色、循环的发展方向，对于中小型煤炭企业，则进行整顿甚至是关闭，将对煤炭采选行业中的大型企业竞争力和营收增加起积极的促进作用。总之，山西焦煤公司是未来能让我们有期待价值的上市公司！但是文章具有一定的滞后性，要是想深入了解山西焦煤行情，戳下面的链接,会为你配置专业的投顾来诊股，看下山西焦煤现在行情是否到买入或卖出的好时机：【免费】测一测山西焦煤还有机会吗？应答时间：2021-11-08，最新业务变化以文中链接内展示的数据为准，请点击查看

请问大家现在煤的价格是多少

华北市场：8月4-10日煤炭市场供应持续偏紧，动力煤价格基本稳定，炼焦煤、无烟煤和喷吹煤价格有明显的上涨。首先是动力煤市场方面：虽然华北地区各地高温少雨，加之奥运会的开幕，各地夏季用电达到高峰，电厂日耗煤达到高峰，但由于国家二次限价令和保证电煤供应政策的强有力的执行，各地电煤价格没有出现上涨，而且进入8月份后秦皇岛港煤炭交易价格正在缓慢回落，较上周各煤种平仓价高位价格平均下调10元/吨，6000大卡大同优混平仓价高位价格在1010元/吨，较上月下调20~40元/吨，同时一方面由于奥运的进行，为保证环境质量，秦皇岛港煤炭装卸量迅速下降，库存回升，另一方面由于国家力保电煤政策的奏效，港口库存不断增加，秦皇岛港可能会面临疏港压力，因此动力煤价格在下一阶段内还会有所回落，由于各港口和电厂库存的稳固回升，山西各动力煤主产地价格平稳运行，8月4-10日山西动力煤主产地大同地区6000大卡左右的优质动力煤车板含税价在780元/吨左右，价格稳定；河北开滦矿区的动力煤交易价格基本稳定4500大卡的动力煤出厂价在690元/吨左右；其次是炼焦煤市场方面，8月4-10日华北地区的炼焦煤价格出现了明显的上涨，山西焦炭集团本月再次提价，西山地区8月10日的焦精煤车板价在2500元/吨左右，较7月底上涨14%左右；河北开滦地区8月10日的焦精煤和肥精煤的出厂价格均达到2100元/吨，较7月底上涨300元/吨左右，邯郸和石家庄地区的焦精煤价格也有明显上涨，涨幅也在300元/吨左右；8月4-10日内蒙古乌海地区的主焦精煤车板含税价格在1900元/吨左右，较7月底上涨200元/吨左右，内蒙古地区的煤炭价格在全国煤炭价格普遍高涨的*势下，也出现了连续大幅的上涨；同时在无烟煤和喷吹煤价格上，本月也有幅度不小的上涨，山西的无烟煤和喷吹煤价格本月初一致上涨，涨幅在300元/吨左右，晋城地区的无烟中块本月10号车板含税价在1600元/吨左右，同时阳泉地区优质喷吹煤车板含税价也在1700元/吨左右，山西无烟煤价格上涨的原因主要是由于中小煤矿整合速度加快，大量小煤矿关停，当地煤炭供应再度紧张，为了整顿市场，整合资源，缩小与市场价格的差距再度提价，由于主流市场价格走高，华北地区各地价格也随之上涨。　　西北地区：8月4-10日西北地区煤炭市场运行活跃，动力煤价格基本稳定，但炼焦煤价格有明显上涨。受到全国动力煤市场紧张的影响，处于干旱高温的西北地区的动力煤市场供更加紧张，但由于国家和各地对于限制电煤价格上涨的政策的出台和各地力保电煤供应的措施的大力推行，西北地区动力煤价格没有出线大幅的上涨，同时宁夏和甘肃两省签订了煤炭供需协调机制框架，宁夏确保落实08年与甘肃签订的700万吨煤炭合同的数量，同时两省共同向铁路部门争取运力支持，尽可能增加煤炭运量。这项举措一方面确实从数量上保证了西北地区的煤炭供应，另一方面也增强市场的信心，因此西北地区动力煤价格基本稳定，而且这种稳定*面还将持续一段时间。陕西榆林地区的动力煤出矿价格为545元/吨，神木地区的烟块煤出矿价格为650元/吨，价格基本稳定；甘肃兰州地区和宁夏灵武地区的烟煤价格也处于平稳运行的状态，甘肃兰州地区6500大卡的动力块煤出厂含税价在680元/吨，宁夏灵武地区5000大卡的动力末煤出厂含税价在495元/吨；在炼焦煤市场方面，8月4-10日陕西地区的焦精煤价格出现明显的上涨，8月初黄陵地区的焦精煤价格在2100元/吨左右，涨幅在300元左右；宁夏地区石嘴山的无烟块煤受到市场需求旺盛的拉动8月4-10日也有所上涨，目前出厂含税价为1180元/吨。东北地区：8月4-10日东北地区煤炭价格基本平稳，涨幅最大的是炼焦精煤。8月10日黑龙江的七台河、鸡西和鹤岗地区的炼焦精煤车板价基本在1750元/吨左右，较7月底有150元/吨左右的涨幅，此次炼焦煤价格再次出线明显上涨的原因是由于市场需求仍旧旺盛，但供应持续紧张；在动力煤市场方面，8月4-10日动力煤市场价格基本稳定，黑龙江鹤岗和双鸭山地区5000-5500大卡的动力煤价格基本在460元/吨左右。　　西南地区：8月4-10日西南地区煤炭运行良好，各种煤价格基本稳定，炼焦煤价格稳中有升。动力煤市场方面：8月4-10日四川、重庆地区电煤供应紧张，但由于力保电煤供应措施的稳步推进，宜宾地区5000大www.news900.comwww.xz880.comwww.xf888.netwww.fox9618.comwww.yl9527.comwww.dh9527.com

山西焦煤会涨到多少？

由于供需关系偏紧及市场预期向好，目前山西地区主焦煤价格再度涨至2500元/吨左右，焦煤企业挺价意愿强烈，四季度焦煤长协价格或维持高位。

四季度长协价格或保持高位焦煤类上市公司将迎历史最佳业绩年，山西地区焦煤全年长协平均价格约2200元/吨，同比或提高30%以上。

最近山西煤炭行情怎样？

跌拉，好多人都赔钱了！

$山西焦煤(SZ000983)$ $中煤能源(SH601898)$ 从价格走势来看，国产焦煤还是明显存在价格优势的具体价... - 雪球

从价格走势来看，国产焦煤还是明显存在价格优势的

具体价格走势如下图：

而煤炭周期，最明显的衡量标准就是价格走势周期。从当前价格的走势来看，进口焦煤对于国内焦煤的价格没有存在优势

因此来看，从供求关系角度而言，焦煤是不存在风险的

头条︱焦煤涨价态势蔓延：春节前山西焦煤货紧价扬

今日全国焦煤市场稳中有涨，其中山西地区优质焦煤需求持续好转，供应紧张，优质焦煤价格基本实现普涨，幅度在20-50元/吨不等，现吕梁地区主焦煤S1.6出矿含税涨至1130元/吨。

总体来看，焦煤价格偏强运行，个别地区低硫主焦价格依旧呈上涨趋势，优质焦煤供不应求，部分焦企转向采购进口煤作为补充资源。目前多数煤企库存偏低，下游焦企采购积极性较高，稀缺资源已停止报价，部分煤企价高无货，短期来看，优质主焦煤报价或继续冲高，配煤资源成交平稳。

山西安泽个别水分偏高低硫主焦成交价格再次上涨50元/吨，煤企多以前期订单为主，暂不签订新订单；内蒙地区洗煤厂整体开工积极性较高，但因个别大型焦企精煤价格暂未上调，成本压力较大，部分出现生产下滑情况；东北个别焦化洗煤厂已经彻底停产，厂内维持合理精煤库存，年前原煤偏紧且价格偏高不再洗选，年后恢复。下游方面，邢台地区焦企有意再次提涨50元/吨，正在商讨中，其余多持观望态度，焦炭短期稳中偏强。

年前，山西地区焦煤市场持续走强，一方面是因为年底煤矿停产放假、保安全生产的增多，供应收紧；另一方面，下游钢厂及焦化厂积极补充库存，以保证春节期间的正常生产，需求有支撑。整体来看，春节之前，山西焦煤市场仍将偏强运行，但节后市场涨势难持续。

2017年中国能源总体发展情况分析【图】_智研咨询

一、能源结构情况分析

1、世界能源的结构及展望

目前全球一次能源消费中，石油占32.9%，天然气占一次能源消费的23.8%、煤炭占29.2%、核能占4.4%、水电占6.8%。可再生能源在全球能源消费中的比重为2.8%，其中占比最大的是风能（52.2%）。

全球能源消费量单位：百万吨油当量

资料来源：公开资料整理

相关报告：智研咨询网发布的《2018-2024年中国煤炭市场专项调研及投资前景预测报告》

以发展眼光来看，全球的能源结构正在发生深刻的改变。2015年，全球一次能源消费仅增长1.0%，远低于十年平均水平1.9%，这是自1998年以来的最低增速（2008年金融危机除外）。其中，除了核电以外，剩下的石油、天然气、煤炭、水电增长速度均低于十年均值。而可再生能源的情况却相反：2015年，可再生能源发电量继续增长，在全球能源消费中的比例重达2.8%，远高于十年前0.8%的水平。可再生能源发电量增长15.2%，其增量更是创历史新高，几乎是全球发电量的全部增量。

未来全球能源消耗将以可再生能源为主。国际能源署的有关预测也给出了相似的结果：2030年全球清洁能源占比将超过30%。

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以化石能源为主的传统能源发展模式难以持续，清洁化和低碳化的可再生能源无疑是全球能源发展的最终目标。

改革开放以来，中国经济快速发展，能源消费量随之不断攀升，2010年中国成为世界上最大的能源消费国。“十二五”期间我国**出台了一系列节能减排和保护环境的政策，能源消费量得到有效控制并持续下降。目前我国的一次能源结构以煤炭为主，虽然近年来风电、光伏等可再生能源快速发展，对天然气的利用也有所增加，但煤炭消费在能源结构中比重依然最高。

1、我国电力装机的发展情况

我国电力工业的发展可以划分为三个阶段：第一阶段为1949-1977年，计划经济严格控制时期，此时电力工业呈现垂直垄断的特征。第二阶段为1978-2002年，体制改革、市场管理时期，电力装机呈现8.0%的复合增长率。第三阶段为2003-2016年，竞争市场时期，电力装机复合增速提升至11.5%。

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我国电源装机自改革开放后迅速发展。从1980年到2016年，国内总装机容量由0.66亿千瓦增长到16.5亿千瓦，复合增速为9.4%。

我国基本按照“适度提前于经济发展”来进行电力项目规划和建设，以满足经济增长对电能产品的需求。但我国电源装机的增长并不是一个平稳的过程，在过去的三十多年中，电源装机增速和发电设备利用小时数的波动很大。一方面，自改革开放以来，我国经济对外依存度越来越高，受世界经济波动的影响，经济增长的不确定性也随之增加。电力作为一种依附于经济发展的需求，必然随着经济周期的波动而波动。另一方面，工业化进程对电力需求弹性系数有明显影响。在进入工业化进程尤其是2000年以后的工业重型化进程后，我国电力需求弹性系数开始大幅上升，可预测性明显下降。而进入“十一五”以来，第三产业和居民用电占比增加，且第二产业中高耗能产品产量大多下降，电力需求弹性系数逐步下滑。产业结构的调整对电力需求周期的影响显著。

2006年以前，我国电源结构一直以煤电、水电为主，其他类型电源作为有效补充。2006年以后，随着技术水平的提升、节能环保意识和环保要求的增强，我国的电源结构逐渐发生了较大变化变化，新能源、清洁能源，特别是非水可再生能源出现指数增长态势。2006年至2016年，我国煤电（含燃煤热电）装机比例占比下降了约15%，达到了历史新低。

风电、光伏等非水可再生能源发电依靠技术的发展及成本的下降，规模急剧上升，装机比例不断增加，导致火电设备利用小时不断下降。

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3、非水可再生能源增速超预期，其余各类装机均衡发展

自2006年以来，随着发电技术的不断进步，我国各类电源装机发展速度呈现两极逐步分化态势，清洁能源装机比重日益提高。所有装机10年复合增速为11.10%。其中增速最快的是光伏、风电为代表的非水可再生能源，10年复合增速分别为98.87%和54.89%；其次是核电和天然气发电，分别为17.25%和13.74%；煤电装机增速最低，为8.32%。

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此外，随着居民生活水平不断提高以及国家加快转变经济发展方式的政策的推动，我国用电结构正在不断优化。从用电量增速上看，三大产业用电量增速趋势差异日趋明显：第三产业和城乡居民用电量复合增速最高，工业供电量复合增速在2010年后开始稳步下降，第一产业用电量复合增速最低。从用电量占比上看，第三产业和城乡居民用电量占比持续上升。这一变化逐步导致电力峰谷差增加，装机调节能力要求逐步提高。

作为清洁能源的代表，天然气的单位热值高达38.97MJ/kg当量，分别是原煤和标煤单位热值的1.3倍和1.9倍，与煤炭相比热值优势明显。从效率上看，发电和工业燃料上天然气热效率比煤炭高约10%，天然气冷热电三联供热效率较燃煤发电高近1倍。从燃料燃烧产物角度考虑，作为环境友好型燃料，天然气的燃烧产物中各空气污染物单位排放量均低于煤和石油；此外，天然气的温室效应气体（二氧化碳）单位排放量也低于其他燃料。基于大气污染防治的角度考虑，在环保要求日趋严格的形势下，天然气能源的优势突出。

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2016年我国能源消费总量43.6亿吨标准煤，较2000年已实现近2倍的增长。至2020年我国能源消费总量有望实现近50亿吨标准煤。受制于“富煤、贫油、少气”的资源特点约束，我国的能源消费结构也呈现以煤炭消费为主的特征。天然气消费总量远低于煤和石油等传统燃料。原煤虽然在能源消费中处于绝对地位，但占比呈现逐年下降的趋势；天然气消费量占比虽然在几种能源中排名最低，但占比逐年上升，至2016年达6.4%。2016年12月，国家发改委、能源*印发的《能源发展“十三五”规划》中提出，至2020年天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。2017年6月，国家发改委会同各部委印发了《加快推进天然气利用的意见》（发改能源[2017]1217号），指出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，并提出至2020年和2030年、天然气在一次能源消费结构中的占比力争达10%和15%左右的目标。

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自“十一五”以来，天然气需求激增，消费量维持较高增长，同比增速水平可比非化石能源；预计2017-2020年天然气消费的年均复合增速达15.7%，为同期能源总消费增速（3.5%）的4.5倍，原煤消费增速（1.8%）的8.9倍。以2016年天然气消费量（2103.4亿立方米）为基数计算，2020年天然气消费增量空间近1700亿立方米，提升空间可观。

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从天然气消费结构来看，四大天然气消费领域分别为城市燃气、发电、化工、工业燃料。城市燃气发展迅速，消费占比由2000年12.0%提升至2015年32.5%。至2020年我国气化人口和气化率预计进一步增加，城市燃气消费占比有望持续提升。

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1、近年装机规模显著提升，资源开发程度尚有提升空间

作为当前最成熟、最重要的可再生清洁能源，水电在我国经历了多个发展阶段，装机容量从1980年代的1000万千瓦左右，跃升为当前超过3亿千瓦。截至“十二五”末，我国水电总装机容量达到31954万千瓦，其中大中型水电22151万千瓦，小水电7500万千瓦，抽水蓄能2303万千瓦，水电装机占全国发电总装机容量的20.9%。2015年全国水电发电量约1.1万亿千瓦时，占全国发电量的19.4%，在非化石能源中的比重达73.7%。

我国水能资源可开发装机容量约6.6亿千瓦，年发电量约3万亿千瓦时，按利用100年计算，相当于1000亿吨标煤，在常规能源资源剩余可开采总量中仅次于煤炭。

目前，全球常规水电装机容量约10亿千瓦，年发电量约4万亿千瓦时，开发程度为26%（按发电量计算）。发达国家水能资源开发程度总体较高，瑞士、法国、意大利已超八成，我国水电开发程度为37%，与发达国家相比仍有较大差距，还有较大提升空间。

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为促进我国水电流域梯级滚动开发，实现资源优化配置，我国已形成十三大水电基地。包括金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、澜沧江、黄河上游、黄河中游北干流、湘西、闽浙赣、东北、怒江水电基地。十三大水电基地资源量超过全国的一半，基地的开发建设对于我国水电发展至关重要。

截至“十二五”末，长江上游、黄河上游、乌江等七大水电基地建设已初具规模，2020年之前将继续推进这七大水电基地建设，并配套建设水电基地外送通道。

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（二）、水电行业进一步发展面临的挑战以及政策支持

近三年，我国水电装机增速显著回落，“十二五”期间我国水电发展未完全达标，除常规水电新增投产装机9800万千瓦，超过规划的6100万千万以外，常规水电新开工规模、抽水蓄能电站投产及新开工规模均不同程度低于目标值，这在一定程度上反映我国水电可持续发展方面遇到了些许问题。

1、水电开发难度加大、经济性下降

随着我国河流中下游以及地理位置相对便利的水电项目开发接近尾声，目前水电行业发展重心转向未开发资源集中的西南地区河流中、上游流域，这部分资源接近藏区，生态环境脆弱，开发难度不断增大，制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，加之移民安置和生态环境保护的投入不断加大，水电开发的经济性变差。此外，对水电综合利用的要求越来越高，投资补助和分摊机制尚未建立，加重了水电建设的经济负担和建设成本。早在“十五”和“十一五”期间，中国水电高速发展，电站平均开发成本约6000-7000元/千瓦，但“十二五”期间每千瓦的成本已经跃至1万元，在“十三五”期间，每千瓦的成本已经超过1.5万元。

水电项目一次性投资大，在成本升高、还贷压力、市场需求减弱、水电消纳等原因的作用下，都可能导致电站亏损、甚至现金流断裂的情况。

除建设成本增加之外，我国水电行业还临着另一个棘手问题——云南、四川两个水电大省的大量“弃水”。截至2015年底，四川省水电装机6759万千瓦，占总装机容量的比重近80%，2012-2015年，四川电网水电“弃水”电量分别为76、26、97和102亿千瓦时。与之相邻的云南省，2013年开始也出现大量“弃水”，2013-2015年，弃水电量分别为50、168和153亿千瓦时。

弃水问题的根本原因在于消纳，消纳不畅一方面因经济增速下降、电力消费增速下降，电力市场供大于求，东部省份不得已削减甚至拒绝西部水电；另一方面也因电量外送通道建设相对滞后。

3、发改委、能源*近日出台措施力促西南水电消纳

针对西南地区弃水问题，国家发改委和能源*2017年10月出台相关措施，在三个层面上着力解决西南地区弃水问题。

2014年11月，***发布《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》指出大力发展可再生能源，按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，加快发展可再生能源。到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%。当时提出积极开发水电，到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右。而最新发布的《水电发展“十三五”规划》上调了装机目标。

规划提出，“十三五”期间，全国新开工常规水电和抽水蓄能电站各6000万千瓦左右，新增投产水电6000万千瓦，2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦，其中常规水电3.4亿千瓦，抽水蓄能4000万千瓦，年发电量1.25万亿千瓦时，折合标煤约3.75亿吨，在非化石能源消费中的比重保持在50%以上。“预计2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦；年发电量1.4万亿千瓦时”。

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风力在1887年首次应用于发电，直到1970s美国**首先开始推广风电之前，没有政策推动的风电处于一个自由而增长缓慢的状态。由于1973年油价上涨，各国**纷纷开始了对其他能源的投入，由此也出台了扶持风电发展的一些政策，风电技术也借此机会逐渐进步，1978年丹麦制造出了世界上首个2MW风力发电机。21世纪随着能源安全，全球气候变暖等问题进入大众的视野，全球各个国家以各种形式支持、参与降低温室气体的排放，更多的国家出台了风电支持政策，商业化风电开始以25%每年的复合增速增长，海上风电项目也进入了实践阶段。

我国风电经历了飞速发展的10年，成为国内继火电、水电之后的第三大电源。1986年，我国首个风力发电场-山东省荣成市马兰风力发电场的建成运营，1989年，我国开始建设100kW以上的风力发电场，1994年，**达坂城风电总装机容量达10MW，成为我国第1个装机容量达万kW级的风电场。1996年，原国家计委推出的“乘风计划”、“双加工程”、“国债风电项目”，使我国风电事业正式进入规模发展阶段。从2003年风电特许权招标开始，我国**始终将风电发展作为能源革命、能源结构调整的重要组成部分，加以大力支持。后续风电标杆电价的公布，海上风电电价的出台，及对风电消纳问题解决的一系列政策，都很好的推动着风电行业的健康发展。

“十二五”期间，国内风电装机容量快速增长，实现了34%的复合增长率，年均新增容量18GW，新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。国内风电装机容量占总设备容量的比例从2010年的3.06%提高至目前的9%以上，是发展最为迅速的新能源发电行业。

但是与常规能源发电相比，风电仍占较小的份额。2016年全国发电总量5.91万亿千瓦时，同比增长4.5%，2016年风电发电量2410亿千瓦时，同比增长30.1%，占全国发电总量的比例为4.08%，发展潜力仍然巨大。

2016年，我国六大区域的风电新增装机容量均保持增长态势，西北地区依旧是新增装机容量最多的地区，西北地区（26%）、华北（24%）、华东（20%）、西南（14%）、中南（13%）、东北（3%）。与2015年相比，2016年我国华北地区和华东地区以及中南地区占比均出现了增长，其中华东地区占比由13%增长到20%，中南地区占比由9%增长到13%，西北地区和东北地区均出现减少，其中西北地区占比由38%下降到26%。风电新增装机由传统的西北地区一家独大逐步向**部低风速地区转移的趋势明显。

2017年7月28日，能源*印发了《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，同时公布了2017-2020全国20省市风电新增建设规模方案。据方案，2017年全国新增风电装机3065万千瓦，2017-2020年全国风电累计新增规模11040万千瓦，2020年规划并网目标12600万千瓦（126GW）。以16年底风电并网装机规模149GW计算，到2020年，全国风电并网装机规模约为275GW。

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弃风率改善趋势已出现。2017年上半年，全国风电平均利用小时数984小时，同比增加67小时；风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时，弃风限电形势明显好转。从2017年上半年“红六省”弃风率的改善情况来看，预计2017年除**和甘肃外的其余四省都有望达到最低保障收购小时数，实现2018年“解禁”。2018年四省此前推迟的已核准项目及新核准项目将有力推动行业新增装机规模的增长。

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依据《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中的新增建设规模，“十三五”期间风电的装机规模年平均增长25GW左右将是一个合理值，考虑到《指导意见》中并没有包含红六省的新增规模，在红六省解禁后，新增装机应超过25GW，在投资建设需求解禁及电价调整关键年份的影响下，特定年份的装机规模将会达到30GW。

2017年5月，国家能源*发文组织申报风电平价上网示范项目。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书，相应的电网企业确保风电平价上网示范项目不限电。最终河北、黑龙江、甘肃、宁夏、**等五省申报共计707MW的平价上网示范项目。

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为能源*此次组织风电平价上网项目申报意在摸清风电的真实度电成本，分析风电补贴的下降空间，以确定未来补贴退坡直至完全退出的节奏。申报项目多为弃风率较高的区域，业主们看重示范项目“不限电”的优势，认为发电量提升的价值高于减少的补贴。

以2018年风电标杆电价为基准，风电度电补贴在0.125-0.205元/kWh之间，风电标杆电价中补贴占比为28%-36%。以**为例分析，若由风电标杆上网电价调整为煤电标杆上网电价，度电收入降低34%，而弃风率由目前的32%变为零意味着发电量增长47%，则最终总电费收入与之前基本持平。考虑到目前补贴发放的拖欠基本在两年以上，平价上网的模式将使得运营企业的现金流情况大幅改善，对运营企业更为有利。

风电补贴强度（单位：元/kWh）

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1、整机制造商：技术优势是企业最重要的王牌

在经历了2011和2012年的行业调整后，国内风机制造企业数量急剧减少，行业集中度显著提升。2016年，新增装机容量排名前十的主机制造企业市占率达到84.2%。

目前，国内风电主机市场主要由国内厂商供货，国外厂商的市场份额已经很小，由于行业集中度较高，且国内招标中质量因素越来越被重视，国内主机的价格在近几年也较为稳定。

由于近几年风电运营商越发关注风机的发电效率和质量等因素，价格已经不是最为重要的中标因素，所以，今后在技术上有优势的整机制造商将会通过提高市场份额来提升业绩。

海外市场上，国内风电主机厂商的市场份额很小，2015年全年国内出口风电机组容量仅为275MW，占当年风机海外市场份额仅为1%，截至2015年，国内累计出口风机机组容量也只刚刚达到2GW。

由于国内风机装机增速趋缓，国外新增风电市场占比将会回升，国内厂商对于海外市场的关注度将会提高，海外市场也提供了国内主机制造企业足够的业绩提升空间，那些拥有技术优势的主机厂商将能够更顺利的拓展海外市场，提升自己的业绩。

2、关键零部件厂商：能够走出去的企业将来优势更大

风机由多个零部件组装而成，一般可以分为风轮、机舱和塔架三大部分。机舱包含了风电机组的关键设备，包括传动机构、发电机等；风轮在机舱前端，由轮毂和叶片组成，它的作用是将风能传递给机舱内的传动机构；塔架则起到支撑风机机舱和风轮的作用，通常塔架越高，风速越大。

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目前，零部件厂商的集中度低于整机厂商，由于运输范围的原因，部分大型零部件厂商的地域性较强，企业的工厂布*对于公司订单的获得影响较大。由于上游零部件企业数量较多，且关键技术主要由主机厂掌握，在国内相对注重价格的情况下，对于主机厂的议价能力较弱。相反，海外主机厂商主要依靠其认证体系确定长期合作的零部件供应商，所以，对于零部件厂商，海外业务利润率较高。

近几年国内风电行业对质量的重视程度在提升，有稳定的质量体系保证，优良业绩及品牌知名度的公司，长期来看，会获得更好的发展。但由于国内新增风机装机容量增速下降，且部分大型零部件的供应商的地域性较强，短期来看，零部件供应商仅靠国内业务，业绩难有突出变化，所以更看好海外业务占比高的零部件供应企业。

光伏发电是利用半导体光电效应将光直接转化为电能：太阳光照在半导体p-n结上，形成空穴-电子对，在p-n结内建电场的作用下，空穴由n区流向p区，电子由p区流向n区，接通电路后形成电流。光伏发电全产业链能耗仅1.3千瓦时/瓦左右，是最洁净的发电过程。

光伏产业主要环节包括多晶硅料提纯、拉棒/铸锭、切片、电池片环节和封装制成组件环节。多晶硅料通过铸锭或者拉棒形成硅锭或者硅棒，再经由切片形成多晶、单晶硅片进而组成太阳能电池最终封装成组件。

全球光伏产业早期由欧洲开始兴起，作为传统制造大国，我国光伏电池、组件产能受欧洲需求带动快速扩张，而国内光伏产品需求相对疲软。2010年国内全年太阳能电池产量达9GW，而全国新增光伏装机规模仅500MW，电池产品绝大部分出口至海外，国内下游太阳能市场需求较弱。

2011年以来，欧债危机和美国金融危机导致国际市场上组件和电池的价格急速下跌。大批欧美厂商由于其产品价格过高在与国内厂商的竞争中失利，纷纷停产或倒闭，引发欧美地区对中国光伏产品的“双反”调查。我国组件、电池片等出口受到严重影响。

为鼓励国内光伏市场发展，调整我国能源结构，减少环境污染，降低对化石类一次能源依赖，2013年以来**加大对光伏行业扶持力度，在国家、省以及地方**层面推出多项粗剪光伏产业发展政策。

2013年起，我国装机容量迅速提升。2016年，我国光伏发电新增装机34GW，全国累计装机容量达77GW，连续三年新增装机量全球第一，并首次超越德国成为全球光伏累计装机规模最大的国家。

2016年3月国家能源*发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（下称《指导意见》），明确2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。同年4月，能源*下发通知，要求2020年各燃煤发电企业承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上。光伏作为非水可再生能源重要构成，将在保障2020年实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%这一能源发展战略目标中承担重要角色。

至2016年底，我国已成为为全球重要光伏材料以及设备产地和市场。2016年我国新增装机34.54GW，全球占比达45%；我国多晶硅产量19.4万吨，全球占比达52%；硅片产量63GW，全球占比达91%；电池片产量49GW，全球占比达71%；组件产量53GW，全球占比达74%。

2017年7月，能源*发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，对2017-2020年光伏行业发展做出指引，地面集中式电站（包括领跑者项目）将维持年均20-23GW的新增装机，分布式项目采用备案制，不受指标约束。另外，包括北京、上海、天津在内的7个省（区、市）集中式电站、不限建设规模的分布式光伏、村级扶贫电站及跨省跨区输电通道配套光伏电站均不在规划20-23GW的装机规模中。

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分布式电站指10千伏以下接入，单点规模低于6MW，利用建筑屋顶及附属场地建设的用户侧光伏发电设施。由于其一般靠近用电负荷，负荷曲线与光伏出力特点相匹配，不受弃光问题影响且受到国家政策的倾斜鼓励，近几年装机容量增长相当迅速。2016年，我国分布式光伏新增装机4.24GW，累计装机近10GW；2017年上半年我国分布式新增装机达7.11GW，远超去年全年分布式新增装机水平。

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《电力行业“十三五”规划》提出至2020年分布式累计装机规模达60GW。截止2016年底，分布式光伏累计装机仅10GW，意味着未来几年分布式年均12GW的新增装机规模。相对于地面集中电站的补贴下调，自发自用分布式光伏项目仍维持0.42元/kWh的补贴电价且不受规模指标的限制同样将推动分布式光伏的发展。地方扶持政策叠加靠近用电负荷，光伏建设将向消纳情况好的**部转移。

**部地区经济增长迅速，是我国用电负荷集中区，而我国集中式地面电站大都分布在远离用电负荷的三北地区，面临电力远距离送出的问题。在**部地区发展分布式电站能够充分消纳新能源所发电量，各级地方**推出多项鼓励政策支持当地分布式电站发展。

“自发自用、余电上网”模式下分布式电站收益率更高。分布式电站按照补贴模式可以分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”模式，已选择“自发自用、余电上网”模式的分布式电站可以变更为“全额上网”模式。“自发自用”模式下，自用部分电量获得0.42元/kWh国家补贴以及地方补贴，上网部分电量按照当地脱硫火电上网电价出售给电网，同时享受0.42元/kWh度电补贴以及地方补贴；“全额上网”模式按照三类光照资源区，执行全国统一标杆上网电价。对一个装机规模为5.25MW的工商业分布式电站做投资收益率测算，基本假设

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在屋顶为企业自有、不考虑支付租金的情况下，采用“自发自用”模式下，按照100%自用比例，电站收入包括节省的按照工商业用户电价计算的电费以及度电补贴（~1.3元/kWh）,电站内部收益率可达到16.79%。采用“全额上网”模式，电站收入为标杆上网电价（0.85元/kWh）结算的电费收入，电站收益率为8.5%。“自发自用”模式下收益率超过“全额上网”模式。

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分布式电站盈利能力受到电站投资商认可，装机规模增长迅速。2016年全年以及2017年上半年，我国分布式光伏新增装机分别达到4.3GW、7.1GW。截止2017年6月，江苏、安徽、浙江三省分布式电站累计装机规模达到5.7GW，占全国分布式电站比重超过50%。**部地区已成分布式电站发展重点区域。

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用户侧平价上网已实现，进一步拓宽增长空间。我国电价分类包括电网公司向电力用户收取的销售电价及从发电厂收购电价收取的发电侧上网电价。用户侧销售电价分为一般工商业电价、大工业电价及居民和农业售电电价三大类，并按照不同电压等级征收电费。其中居民及社会用电由于存在交叉补贴，电价最低，均价在0.5元/kWh，大工业电价次之，均价在0.6~0.9元/kWh，而一般工商业用户电价在1元/kWh。目前光伏发电度电成本已下降至0.6元/kWh，考虑目前工商业用电及大工业用户用电占全社会用电量比重超过80%，目前光伏发电已经基本实现用户侧平价上网。

部分地区工业用户与工商业用户电价（单位：元/kWh）

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2016年工商业屋顶分布式的市场潜力已经超过200GW，至2040年有望接近300GW。截至2016年底，工商业分布式累计安装量达到6.4GW，预计至2030年有望达到125GW。

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生物质发电主要是利用农业、林业和工业废弃物为原料，也可以将城市垃圾为原料，采取直接燃烧、液化或气化发电方式。生物质发电的主要方式包括，生物质气化发电、生物质直接燃烧发电、生物质与煤混合燃烧发电等。

“十二五”期间，我国可再生能源产业开始全面规模化发展，进入了大范围增量替代和区域性存量替代的发展阶段。生物质发电装机规模占可再生能源装机规模的比例很小，仅为2.1%，且年均增速明显慢于并网风电和光伏发电。总体上看来，我国生物质能的发展仍处于初期阶段，且相比于风电和光伏，发展增速较慢。

不同生物质发电类型中，农林生物质直燃发电和垃圾焚烧发电装机较多，以2015年为例其装机占比分别为51%和46%。

从全球市场来看，生物质发电装机占比较高的国家包括美国、中国、德国、印度等，CR4约40%。美国生物质发电装机容量近年来始终保持全球第一的水平，中国自2014年起生物质发电装机超越德国排名第二，其装机占比约10-11%。

从上网电价来看，近年来生物质能上网电价较为稳定，均价维持在0.72-0.73元/千瓦时，与燃气发电上网电价大致相当。与污染相对较高的煤电相比，生物质发电的度电收入可提升60%以上。

以生物质发电的A股上市公司凯迪生态和韶能股份为例，生物质发电毛利率约21-29%。营业成本方面，生物质发电营业成本主要由原材料、折旧等成本构成，其中原材料为最主要成本（占比约84-88%）。

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1、煤炭行业市场需求情况分析

2+26城市钢铁产能3.99亿吨，年化产量在3.39亿吨，因采暖季环保限产，生铁产量减少至少在3000万吨以上，按照焦比0.45，吨焦耗煤1.43，精煤回收率0.5测算，影响焦原煤需求量4000万吨以上。

受大会期间安监力度增强影响，主产地山西焦煤生产受到抑制，临汾等主产区部分煤矿甚至停产，预计大会节结束后，在发改委保供稳价的政策指引下，预计焦煤产量环比继续增加。以8月焦煤产量为例，当月焦煤产量9335.5万吨，较16年12月产量峰值低618万吨，焦煤产量仍有提升空间。

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进口煤方面，由于国际煤价低于国内，9月焦煤进口量明显回升，10月随着国际焦煤价格持续走低，国内外价差进一步扩大，预计进口量环比继续提升。

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一方面，供暖季高炉限产导致需求减少，另一方面，随着先进产能逐步释放，预计焦煤产量将出现上升，供暖季焦煤供给过剩的矛盾将进一步显现，另外，随着下游焦炭价格持续走低，企业盈利恶化，焦化企业打压焦煤价格的动力将增大，预计供暖季焦煤价格将承压下行。

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1、经济转型叠加环保趋严，煤炭的消费增速明显放缓

十二五期间，在经济转型，环保加强等因素的制约下，煤炭的消费增速明显放缓，14-16年，煤炭消费甚至出现了负增长。17年上半年，在经济复苏以及水电发力不足的推动下，煤炭消费由负转正，小幅上涨1%，但从中长期来看，在环保高压、经济转型的大背景下，尽管能源消费总量仍然保持增长，但煤炭在国内能源消费中的占比将持续下降，煤炭消费量已经进入峰值区间。

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国家《能源发展战略行动计划（2014年~2020年）》提出，到2020年煤炭消费总量控制在42亿吨左右，比重控制在62%以内，并要求京津冀鲁四省市煤炭消费比2012年净削减1亿吨，长三角和珠三角地区煤炭消费总量负增长。

2010年，煤炭在能源消费中的比重是69.2%，2015年已经降至64%，按照《能源发展“十三五”规划》，到2020年这一比例将进一步降至58%，下降6个百分点，而天然气的占比将由2015年的5.9%上升至10%。

从能源消费总量来看，按照《能源发展“十三五”规划》，到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标准煤之内，年均增速在3%以内，而煤炭的消费量控制在41亿吨以内，年均增速仅为0.7%。

目前国内总产能在40亿吨以上，在建产能10亿吨以上，截至2015年6月，合法产能仅为34.2亿吨。

2017年由于安监力度较强，超能力生产受到抑制，产量释放持续不达预期，2017年月均产量仅为2.88亿吨，而2016年330政策全面放松后，11-12月的月均产量高达3.09亿吨，存量产能仍有较大释放空间。

从新增产能来看，2017年为稳定煤炭供应，抑制煤价过快上涨，发改委加大了先进产能的释放进度，2017年新增产能2-3亿吨，2018年随着新增产能的逐步释放，煤炭的供给将趋于宽松。

2016年，煤炭去产能2.9亿吨，从分省市的具体去产能的规模来看，主产地山西、陕西、内蒙地区合计去产能约5600万吨，占比仅为19.3%。去产能的省份主要集中在贵州、四川、重庆、河南、山东等，而且主要以小煤矿、安全保障程度低、风险大的煤矿为主，因此，随着去产能工作的持续推进，煤炭产能逐步向“三西”地区转移，产业集中度持续提升，2017年1-8月，三西地区煤炭产量占比66.8%，较15年提升2.4个百分点。

产业集中度的提升，一方面有助于政策对煤炭生产总量的控制，另一方面，煤炭产地和消费地进一步分离，在用煤旺季如果发生运力紧张、安全事故、自然灾害等情况，容易引发阶段性、区域性供需紧张。

资料来源：公开资料整理

2017年1月，发改委、煤炭工业协会、中国电力企业联合会、钢铁工业协会四部门联合签署《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》，备忘录将动力煤价格划分为绿色、蓝色和红色三种情况，表示煤价在绿色区间内不会继续采取限产措施。

绿色区域，是指价格上下波动幅度在6%以内（以2017年为例，重点煤电企业动力煤中长期基础合同价为535元/吨，绿色区域为500～570元/吨），当动力煤价格位于绿色区域，充分发挥市场调节作用，不采取调控措施。

蓝色区域，是指价格上下波动幅度在6%~12%之间（以2017年为例，蓝色区域为570元~600元/吨或470~500元/吨），当价格位于蓝色区域，重点加强市场监测，密切关注生产和价格变化情况，适时采取必要的引导措施。

红色区域（价格异常上涨或下跌），价格上下波动幅度在12%以上（以2017年为例，红色区域为600元/吨以上或470元/吨以下）。当价格位于红色区域，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。

从中长期来看，在政策和市场的双重作用下，新建产能将有序释放，煤炭供求关系将趋于平衡，煤价受季节性、天气、经济、安全监管等因素的影响，在绿色区间波动，如果煤价过度下跌进入红色区域，**或重新启动限产政策。

资料来源：公开资料整理

（三）、煤层气行业：清洁高效的非常规天然气即将迎来高速发展期

1、中国天然气行业正处于高速发展期

随着环保要求日趋严格，中国的天然气消费规模持续高速增长，2016年中国天然气表观消费量为2086.88亿立方米，同比增长12.48%，在一次能源消费中占比达到6.4%，较2015年提升0.5个百分点，对外依存度高达34.4%。

按照国家能源“十三五规划”，到2020年，天然气占能源的比重将达到10%，天然气行业进入高速发展期。

2012-2017年中国天然气消费量情况（单位：亿立方米）

资料来源：公开资料整理

2、煤层气作为一种非常规天然气，开发利用有望提速

天然气分为常规天然气和非常规天然气，常规天然气是指由常规油气藏开发出的天然气，能由传统的油气生成理论解释；而非常规天然气是指那些难以用传统石油地质理论解释，在地下的赋存状态和聚集方式与常规天然气藏具有明显差异的天然气，如致密气，页岩气，煤层气等。

煤层气作为非常规天然气的一种，是赋存于煤层中、以甲烷为主要成分的烃类气体，俗称“瓦斯”。其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，燃烧后几乎不产生污染废气，是一种清洁高效能源。

中国煤层气储量位居世界前列，煤层气开发利用规模快速增长

我国煤层气可采资源总量约10万亿立方米，截至2016年底探明储量为6928.3亿立方米，位居世界前列。近年来，受益于技术不断完善以及政策鼓励，煤层气利用规模快速增长。

截至2015年底，全国新钻煤层气井11300余口，较2010年增长109.3%，新增煤层气探明地质储量3504亿立方米，较2010年增长77.0%。2015年煤层气抽采量合计180亿立方米，较2010年增长97.8%，利用量为86亿立方米较2010年增长138.9%。

按照规划，到2020年国内煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到240亿立方米，较2015年增长33.3%，其中地面煤层气产量100亿立方米，利用率90％以上；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50％以上。

另外，作为煤层气大省山西在2010年就提出了气化山西的口号，并出台《山西省“四气”产业一体化发展规划》，来推进煤层气、焦炉煤气、煤制天然气和过境天然气等“四气”清洁能源的发展。2016年以来密集出台多项政策继续鼓励煤层气开发利用，在财政补贴、管道建设、矿权等方面均给予支持。

短期来看，2+26城市对钢铁、电解铝、建材等高耗能行业的限产直接导致用电量以及煤炭消费量的下降，尤其是炼焦煤行业，在高炉限产的背景下，需求明显减少，合计影响焦原煤需求量4000万吨以上，月影响量1000万吨以上，占月度产量的10%，而与此同时，随着大会后煤矿复产、政策转向增产保供应，焦煤月度产量将会上升，焦煤供需矛盾将进一步显现，炼焦煤价格将面临下行的压力。

从中长期来看，在环保高压下，煤炭的消费增速将逐渐放缓。2014-2016年，在经济下滑、环保加强等因素作用之下，煤炭消费甚至出现了负增长。17年上半年，在经济复苏以及水电发力不足的推动下，煤炭消费由负转正，小幅上涨1%。按照《能源发展“十三五”规划》，到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标准煤之内，年均增速在3%以内，而煤炭的消费量控制在41亿吨以内，年均增速仅为0.7%，煤炭在能源消费中的比重将由2015年的64%进一步降至58%。

供给方面，目前国内总产能在40亿吨以上，合规产能34.2亿吨，在建产能10亿吨以上，煤炭产能依然过剩，2017年由于安监力度较强导致超产被限制，煤炭供给偏紧，2018年随着新增产能的逐步释放，煤炭供给将趋于宽松，煤价将逐步回落至500-570元/吨的绿色区间。

在煤炭消费比重下降的同时，天然气行业将迎来快速发展期，2016年中国天然气表观消费量为2086.88亿立方米，同比增长12.48%，在一次能源消费中占比达到6.4%，较2015年提升0.5个百分点，按照国家能源“十三五规划”，到2020年，天然气占能源的比重将达到10%，而煤层气作为非常规天然气在政策的扶持下也将迎来快速发展期。

在环保高压之下，未来煤炭消费增速将逐渐放缓，而煤炭产能依然过剩，在去产能以及国家政策的调节下，预计煤炭供需将进入新的平衡，煤价将逐步回落至绿色区间之内，随经济、季节等因素波动，煤价和股价的弹性将会变弱，但部分煤质较好的上市公司将获得超过行业平均水平的利润，建议关注中国神华、陕西煤业、西山煤电、潞安环能。

《2022-2028年中国能源领域信息化与IT应用行业市场全景评估及发展趋势研究报告》共十三章，包含2022-2028年中国能源领域信息化与IT应用所属行业投资分析与风险规避，2022-2028年中国能源领域信息化与IT应用所属行业盈利模式与投资战略规划分析，研究结论及建议等内容。

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