2017年，中国发电行业经历了“煤电去产能”与“风光双超预期”的双重洗礼，全年发电量首次突破6.3万亿千瓦时，同比增速6.5%。站在年末回望，**“传统火电是否已见顶？新能源能否挑起大梁？”**成为业内最常被追问的两大疑问。下文通过数据拆解、政策复盘、技术迭代、区域差异、投资逻辑五个维度，给出可落地的答案。
2017年发电总量与结构：火电占比跌破70%，风光合计逼近18%
国家能源局最终核定数据显示，2017年：
- 火电（含煤电、气电、生物质）： 4.46万亿千瓦时，占比70.4%，较2016年下降2.2个百分点；
- 水电： 1.18万亿千瓦时，占比18.6%，微降0.3个百分点；
- 风电： 0.66万亿千瓦时，占比10.5%，提升1.7个百分点；
- 光伏： 0.43万亿千瓦时，占比6.8%，提升3.5个百分点；
- 核电： 0.25万亿千瓦时，占比4.0%，持平。
结论：**火电仍占绝对主导，但风光合计占比首次接近18%，成为增量主力。**
---火电：去产能与灵活性改造并行，利用小时数止跌回升
煤电去产能目标完成度如何？
全年共淘汰煤电落后产能约5000万千瓦，超额完成《电力发展“十三五”规划》年度任务。关停机组主要集中在山东、江苏、河北等沿海高煤价区域。
利用小时数为何止跌？
2017年全国火电平均利用小时数4209小时，同比回升23小时。原因有三：
- 用电需求回暖： 第二产业用电量增速6.7%，黑色、有色等高耗能行业复产；
- 水电来水偏枯： 南方汛期推迟，水电出力下降5.2%，为火电让出空间；
- 跨区域输电受限： 特高压通道建设滞后，西部风光无法完全替代东部火电。
展望：2018年若经济继续温和复苏，火电利用小时数或维持4200—4300小时区间，**“去产能+提效率”仍是主线。**
新能源：补贴退坡下的抢装潮与消纳难题
风电为何出现“抢装”？
2017年5月，国家发改委明确2018年1月1日后核准的陆上风电项目执行新电价，下调幅度0.05—0.1元/千瓦时。开发商为锁定高电价，全年新增并网风电装机19.5GW，创历史新高。
光伏“630”抢装后，分布式为何异军突起？
“630”后地面电站电价下调0.13—0.15元/千瓦时，但分布式度电补贴仅下调0.05元，且不受指标限制。全年分布式光伏新增装机19.4GW，占比首次超过50%。
弃风弃光率为何连续三年下降？
国家电网数据显示，2017年弃风率12.0%、弃光率6.0%，分别下降5.2、4.3个百分点。关键举措：
- 红色预警机制： 新疆、甘肃暂停新增指标，存量项目优先消纳；
- 跨区域现货交易： 北京、广州电力交易中心累计组织新能源现货交易电量约500亿千瓦时；
- 火电机组灵活性改造： 东北、华北合计改造规模超过20GW，调峰能力提升10%。
结论：**补贴退坡倒逼成本下降，消纳改善打开增长空间，新能源已从“政策驱动”转向“成本驱动”。**
---区域差异：西部风光“大基地”与东部分布式“屋顶革命”
分省装机数据显示：
- 内蒙古、新疆、甘肃、河北： 四省区风电装机占全国46%，但弃风率仍高于10%；
- 山东、江苏、浙江、安徽： 四省分布式光伏装机占全国38%，基本无弃光；
- 广东、福建： 海上风电核准容量合计6.8GW，度电成本已降至0.65元，接近当地煤电标杆电价。
自问自答：**“西部大基地”是否会被“东部分布式”反超？** 短期内不会。西部风光资源禀赋决定其仍是平价主力，但外送通道建设进度决定消纳天花板；东部分布式则受益于电价高、消纳好，更适合“自发自用”场景，两者将长期并存。
---投资逻辑：从“装机竞赛”到“现金流为王”
火电企业如何估值？
2017年火电板块PB普遍低于1.2倍，反映市场对煤价高位、利用小时数下滑的担忧。但部分区域龙头通过“煤电联营+长协煤”锁定成本，**华能国际、浙能电力**等ROE仍维持8%以上，具备防御属性。
新能源运营商如何筛选？
核心看三点：
- 资源区分布： 优先选择消纳好、电价高的中东南部项目；
- 补贴拖欠周期： 国家第七批补贴目录平均拖欠2.5年，现金流压力小的民企更具弹性；
- 融资成本： 央企背景运营商平均融资成本4.5%，民企普遍6%以上，利差决定IRR差距。
案例：**龙源电力**2017年风电平均利用小时数2150小时，高于全国均值300小时，且补贴拖欠比例低于30%，股价全年跑赢板块15个百分点。
---技术迭代：超超临界煤电与双面光伏的降本竞赛
煤电领域，**二次再热超超临界机组**供电煤耗降至270克标煤/千瓦时，比常规机组低20克，按年利用5000小时计算，百万机组每年可节约标煤10万吨，对应燃料成本下降约4000万元。
光伏领域，双面组件+跟踪支架系统使内蒙古某100MW项目年等效利用小时数从1650小时提升至2100小时，度电成本下降0.12元，**已低于当地脱硫煤电标杆电价0.29元。**
---2018年展望：政策与市场双拐点
政策端，可再生能源配额制（RPS）预计2018年三季度出台，**“绿证+配额”**将替代补贴成为新能源增量收益来源；市场端，首批8个电力现货试点全部启动，新能源有望通过“边际成本为零”优势获得高电价时段。
自问自答：**“2017年是否是火电盈利底部？”** 大概率是。2018年煤价中枢或小幅回落，火电利用小时数维持，叠加煤电联动电价上调预期，行业ROE有望修复至7%—8%。
新能源方面，**“平价上网”**将在2018年局部实现：青海、四川等光照资源好、煤电标杆电价高的区域，光伏度电成本已降至0.35元，具备与水电竞争的能力。
2017年的发电行业，像一场“新旧交替”的接力赛：火电稳住基本盘，新能源加速冲刺。投资者需紧盯政策节奏、技术曲线、区域供需三条主线，在“煤电估值修复”与“新能源平价拐点”中寻找超额收益。
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