2016年，动力煤市场可谓“欣欣向荣”，经历了2015年一整年的价格下跌后，终于迎来全行业的回暖。这其中，有供需面的自然规律，也有国家政策导向带来的利好刺激。2015年年底部分煤矿停产甚至倒闭，供应出现萎缩，叠加行业去产能规划的逐步落实，煤炭价格开始稳步上涨。2016年2月，国务院出台意见要求，原则上三年内停止审批新建煤矿项目，并按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能，严控超能力生产。至此，煤炭行业开启了严格的限制产能之路。展望2017年，动力煤市场又会是怎样一番景象。
煤炭市场兴衰与宏观经济相关
煤炭作为我国现阶段的最主要能源，其行业兴起与没落与宏观经济息息相关。
纵观近十年的走势，煤炭价格在2012年以前都处于上升通道，并且随着供需矛盾的加剧，在2008年7月达到顶峰，5500大卡动力煤价格逼近1000元/吨关口。之后，虽然快速回落，但又适逢宏观经济四万亿刺激，煤炭价格再次开启延续近三年的上涨周期。
此后，产能过剩的弊端逐渐显现，加之下游需求放缓，煤炭价格进入下行通道，这种情况直到2015年年底才有所改善。
供给侧改革带动第二产业蓬勃发展
相较于2015年，2016年国内经济增速明显放缓，进入结构调整阵痛期。不过，前三季度维持6.7%的增速，各行各业得以在改革中平稳发展。可喜的是，2016年是大宗商品大年，年初开始，不断升温的房地产市场带动了工业品的蓬勃发展。第二产业“迎头赶上”，2016年对GDP的贡献度不再是第三产业“一枝独秀”。随着供给侧改革的推进，工业品价格回升，2017年大宗商品必有更加出色的表现。
第三产业仍是用电增长主力军
国家能源局的数据显示，10月，工业用电增速显著加快，用电量同比增长4.9%，增速比9月快3.5个百分点。更长周期看，1—10月，全国全社会用电量累计为48776亿千瓦时，同比增长4.8%，为全年累计增幅新高。另外，火电保持较快增长，水电降幅收窄。10月，火力发电量同比增长11.9%，增速较9月小幅回落0.3个百分点;水力发电量同比下降7.6%，降幅收窄3.8个百分点。
供应预计前松后紧
进口重现繁荣
海关总署的数据显示，1—10月，我国进口煤炭20174万吨，同比增长18.5%;出口煤及褐煤720万吨，同比上升58.5%。其中，10月单月，出口煤及褐煤90万吨。在煤炭价格不断攀升的过程中，进口量也迅速增长，“越涨越买”的心态促使很多企业通过进口来锁定煤炭价格。我们也可以看到，进口煤价的飙升更加迅猛，这种势头直到11月才有掉头向下的迹象。2017年的进口煤市场注定不会“寂寞”，在国内去产能导致供应缺口扩大的背景下，进口煤将是重要的填补来源。
行业去产能见成效
国家统计局的数据显示，1—10月，全国规模以上工业原煤产量为27.4亿吨，同比减少3.3亿吨，降幅为10.7%，降幅较1—9月扩大0.2个百分点，煤炭供应缺口凸显。面对煤价的过快上涨，相关部门出台了包括释放先进产能在内的增产措施，但先进产能释放不及预期。
1—10月，全国煤炭销量累计完成25.93亿吨，同比增加2000万吨，上涨0.78%。10月末，原煤库存为4.7亿吨，同比下降14.5%，但较9月增加1234万吨。其中，生产企业库存与流通企业库存分别为1.6亿吨和1.3亿吨，与9月基本持平;受冬储影响，消费企业库存为1.8亿吨，较9月增加1242万吨。
从去产能“大旗”树立之日开始，煤炭产量便一路下滑。由于天气原因以及工业需求旺盛，煤炭消费量却在增长，这就造成了短期供需错配，进而推升煤炭价格。
随着国家对产能的放开以及对价格的调控，煤炭供应开始稳步增长。不过，供给侧改革未完成，2017年煤炭行业的去产能任务依然存在，从煤炭供应端来看，应该会前松后紧。
运输遇到瓶颈
数据显示，1—9月，铁路煤炭发送量累计完成13.7亿吨，同比减少1.36亿吨，降幅为9.1%。其中，电煤累计发送量完成9.6亿吨，同比减少6844万吨，降幅为6.7%。1—9月，全国主要港口累计发运煤炭4.74万吨，同比下降2.8%。其中，内贸煤炭发运完成46805.4万吨，同比下降3.2%;外贸煤炭发运完成568万吨，同比增长54.5%。1—9月，大秦线累计完成货物运输量24173万吨，同比减少20.75%。
同样在进行中的铁路运输供给侧改革导致车皮数量大幅减少，煤炭运输收紧是大趋势。在10月的调研中我们就了解到，2016年铁总收回了10000节车皮，这也间接造成煤炭供应紧张。
此外，新的汽运规定降低了单车运量，煤炭运输整体面临较大压力。2017年，运输成本将进一步提高。
火电需求表现好于预期
火电再次回暖
2014年开始，火电作为电力行业老大的地位就逐渐被削弱。2015年，火电无论是发电量还是新增设备容量，都在走下坡路。不过，2016年的情况略有不同。数据显示，2016年1—10月，全国绝对发电量为48647亿千瓦时，同比增长3.9%。其中，火力绝对发电量为35868亿千瓦时，同比增长1.8%;水力绝对发电量为9037亿千瓦时，同比增长6.7%;核能绝对发电量为1719亿千瓦时，同比增长22.4%;风力绝对发电量为1694亿千瓦时，同比增长15.9%;太阳能绝对发电量为329亿千瓦时，同比增长32.2%。1—10月，火电占全国发电量的比重为73.73%，水电占全国发电量的比重为18.58%。
截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为15.6亿千瓦，同比增长10.8%，增速比上年同期提高1.3个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.3亿千瓦、核电3352万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。
1—10月，全国规模以上电厂发电量为48647亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高4.0个百分点。数据表明，火电表现好于预期。其一，由于下游需求较好，酷夏寒冬所带来的用电量增长为火电发展提供了良好的土壤。其二，2016年夏季的洪水使得本应在丰水年大展拳脚的水电不得不弃水泄洪，水电的出力程度虽然同比仍保持增长，但不及预期。
工业用煤意外增长
数据显示，1—10月，全国电解铝总产量为2635万吨，同比增长1.5%。其中，山东地区电解铝产量为78.5万吨，居全国首位，主要由于魏桥集团电解铝装置投产。目前，魏桥集团电解铝装置的年产能在670万吨，2016年1—10月投产的产能在150万吨。新疆地区电解铝产量为54万吨，位列全国第二位。
2015年年底，铝价跌至谷底，大量铝企关闭停产，行业产能大幅下降。之后，虽然随着铝价的上涨，电解铝装置开工率上升，但是2016年产量缩量运行已是必然。未来随着电解铝装置的进一步复产，如果没有供给侧改革的行政干预手段，那么2017年电解铝产量将呈上升趋势。
水泥行业也是耗煤大户，2016年该行业表现格外抢眼。受益于上半年房地产的蓬勃发展，2016年以来水泥产量保持同比正增长，3月产量同比增幅甚至高达24%。不过，从10月开始，政府加大了对房地产市场的调控力度，2017年的水泥需求不会太乐观。
清洁能源发电站装机比重上升
水电受自然因素影响
数据显示，1—10月，全国规模以上电厂水电发电量为9037亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高3.3个百分点;全国水电设备平均利用小时数为3069小时，同比增加80小时。2008—2015年，水电装机容量(机组规模超过6兆瓦)累计增长86%，同期火电装机容量累计增长仅为65%，以至于水电发电量和火电发电量分别增长89%和51%。可见，过去几年，水电一直在分流火电市场份额。2016年，由于夏季南方洪水的原因，水电优势并不特别明显。不过，其仍然是唯一的发电设备平均利用小时数同比上涨的品种。
此外，水电最大的特点是周期性波动强，7—8月汛期来临，水力发电迎来高峰，火力发电只能“让路”，在国家调度中心的统一调配下，火电厂会关停部分机组以避免电力浪费，而水电站都拥有蓄水发电能力。也就是说，即使汛期过后，水电也能够持续供应一段时间。这两年，降雨量增加，且大量水力发电设备投入使用，水电对火电形成强有力的挤压。若降水量适宜，则未来这一趋势很可能延续。
光伏发电高速发展
由于环境污染问题越来越严峻，政府越来越注重清洁新能源的发展。其中，利用太阳能的光伏发电受到重视。
国家能源局的数据显示，截至2015年年底，我国光伏发电累计装机容量为4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。其中，光伏电站3712万千瓦，分布式606万千瓦，年发电量392亿千瓦时。2015年，新增装机容量1513万千瓦，完成当年新增并网装机1500万千瓦的目标，占全球新增装机的四分之一以上，占我国光伏电池组件年产量的三分之一。
从并网光伏电站的市场份额来看，光伏发电主要集中在江苏、甘肃、内蒙古、青海、新疆等地。这些区域煤炭储量较少，火电供应不足，但太阳能资源丰富，具备发展光伏的有利条件。电力“十三五”规划中提到，到2020年，我国太阳能发电装机规模要达到110吉瓦。其中，光热发电总装机规模达到5吉瓦，分布式光伏总装机规模达到60吉瓦。虽然并未提及集中式地面电站的发展规划，但经计算，地面电站的总装机规模应该在45吉瓦以内。目前，国家能源局尚未公布2016年第三季度的数据，但有消息人士称，截至9月底，国内新增光伏装机规模超过26吉瓦。业内预计，到2016年年底，我国新增光伏装机30吉瓦。可以看出，光伏发电未来将延续直线上升趋势。
风力发电前景乐观
我国风力资源较为丰富，可开发资源为2.53亿千瓦，主要集中在新疆、内蒙古和甘肃。2006年以来，风电装机呈爆发式增长。2014年，国内新增装机容量23196兆瓦，同比增长44.2%;累计装机容量为114609兆瓦，同比增长25.4%。新增装机和累计装机两项数据均居世界第一。2015年，新增装机30500兆瓦，同比上升31.5%;累计装机145000兆瓦，同比上升26.6%。2016年上半年新增装机预计超过8吉瓦，前三季度新增并网容量9.9吉瓦，累计风电并网装机容量达139吉瓦，预计2016年新增风电装机22—25吉瓦。
1—10月，全国6000千瓦及以上风电厂发电量为1913亿千瓦时，同比增长27.1%，增速比上年同期提高4.0个百分点。根据国家能源局《可再生能源“十三五”发展规划(征求意见稿)》目标，到2020年底风力发电开发利用要达到250吉瓦，未来五年风电装机CAGR将在10%—20%，平均每年新增装机容量超过20吉瓦。据测算，2015年我国绝大部分省市非水可再生能源发电占比与2020年的最低要求仍有差距，尤其在中东部地区，缺口更甚。在可再生能源发电西部地区饱和、东部和南部地区转移的情况下，风电厂开发成为重要选择。
核电装置集中投产
数据显示，1—10月，全国核电发电量为1719亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期回落8.6个百分点。截至10月底，全国6000千瓦及以上核电厂装机容量为3352万千瓦。目前，我国是世界上核电在建规模最大的国家。根据《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间，全国将新投产核电“约3000万千瓦，开工3000万千瓦以上，2020年装机达5800万千瓦”。此外，核电“十三五”规划初步方案中也涉及核电发展中长期展望，并预计2030年我国核电装机规模将达到1.2亿—1.5亿千瓦。
近一年的时间，煤炭供应萎缩，而与之相对应的是需求向好。此外，丰水年的洪水抑制了水电出力、房地产的高速发展刺激了工业用煤需求，本来处于萎缩中的火电因此迎来喘息机会。不过，清洁能源的发展会对火电形成压制，火电的主导地位将受到挑战。未来，电煤需求依然难言乐观。
整体来看，动力煤作为主要能源品种一直吸引着市场眼球，在中国经济改革的浪潮中，国家对其的关注向来较多，未来单纯的市场规律很难起决定性作用，煤炭价格将在供需变化以及政府宏观调控中呈现“上有顶下有底”走势。2017年，动力煤价格不大可能重演单边行情，取而代之的是宽幅振荡，盘面也会呈现出季节性规律，预计先抑后扬，全年偏弱振荡，高点在640元/吨。
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