1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250022 電力及公用事業板塊行情回顧 1 HYPERLINK l _TOC_250021 今年以來電力板塊跑輸滬深 300 指數 16.85 個百分點 1 HYPERLINK l _TOC_250020 水電子板塊表現相對較好 2 HYPERLINK l _TOC_250019 電力及公用事業板塊估值處于行業中游水平 2 HYPERLINK l _TOC_250018 十三五回顧：裝機結構優化，多項指標提前完成 4 HYPERLINK l _TOC_250017 十四五展望：發用電增速保持平穩，新能源裝機快速提升 9 HYPERLINK l _TOC

2、_250016 未來五年我國用電增速中樞有望維持 5%左右 9 HYPERLINK l _TOC_250015 從能源消費結構推算 2025 年風光發電量有望達 1.37 萬億千瓦時 12 HYPERLINK l _TOC_250014 電網約束角度：新能源發電占比提升需要電網調節支持 14 HYPERLINK l _TOC_250013 火電：煤價高位震蕩，火電盈利有望持續改善 23 HYPERLINK l _TOC_250012 供給側改革目標初步實現，煤炭產量穩中有增 24 HYPERLINK l _TOC_250011 煤價波動較大，近期維持高位 25 HYPERLINK l _TOC

3、_250010 火電利用小時略降，中長期仍有望小幅改善 26 HYPERLINK l _TOC_250009 水電：全年來水偏豐，2021 年受拉尼娜影響有不確定性 28 HYPERLINK l _TOC_250008 全年來水偏豐，明年水文數據有不確定性 28 HYPERLINK l _TOC_250007 長期看好裝機有較大增長潛力的水電公司 30 HYPERLINK l _TOC_250006 天然氣：供給相對寬松，關注氣源優勢明顯的行業龍頭 30 HYPERLINK l _TOC_250005 疫情影響消退，冷冬有望提振短期需求 30 HYPERLINK l _TOC_250004 國

4、產氣增速加快，國內燃氣供需相對寬松 32 HYPERLINK l _TOC_250003 國際 LNG 價格大概率維持低位 35 HYPERLINK l _TOC_250002 國家管網公司有望重塑行業格局 38 HYPERLINK l _TOC_250001 重點推薦新奧能源、深圳燃氣 41 HYPERLINK l _TOC_250000 風險分析 42圖目錄圖 1：20 年以來電力行業上漲 6.82%，處于各行業下游水平 1圖 2：2020 年以來電力及公用事業上漲 6.82%，跑輸滬深 300 指數 16.85 個百分點 1圖 3：2020 年以來的子板塊走勢曲線圖 2圖 4：2020

5、年以來電力及公用事業子板塊漲跌幅 2圖 5：電力及公用事業行業動態市盈率 19.5 倍 2圖 6：電力及公用事業行業最新PB 為 1.55 倍 3圖 7：近五年發電量及同比（單位：億千瓦時、%） 4圖 8：近五年發電裝機及同比（單位：萬千瓦、%） 4圖 9：近五年分類型發電量（單位：億千瓦時） 5圖 10：近五年分類型發電裝機（單位：萬千瓦） 5行業深度報告圖 11：我國風電分季度棄風電量及棄風率對比（單位：億千瓦時，%） 5圖 12：美國歷史凈發電量及同比增速（單位：十億千瓦時） 9圖 13：中國歷史發電量及同比增速（單位：十億千瓦時） 10圖 14：中美歷史發電量對比（單位：億千瓦時） 1

6、0圖 15：美國歷年分用戶用電量（單位：億千瓦時） 11圖 16：美國歷年分用戶用電量結構變化 11圖 17：中國用電量結構變化 12圖 18：我國風電光伏裝機占比迅速提升（單位：萬千瓦） 15圖 19：我國風電光伏發電量占比穩健增長（億千瓦時） 15圖 20：我國風電資源分布示意圖 15圖 21：我國太陽能資源分布示意圖 15圖 22：2019 年分省份新能源裝機占比對比 16圖 23：德國、美國、丹麥和中國風電、光伏裝機占比對比 16圖 24：我國風能光能占一次能源比重屬于全球平均水平 16圖 25：典型風電項目負荷率變化 17圖 26：典型光伏項目負荷率變化 17圖 27：某區域典型電網

7、負荷曲線變化 17圖 28：美國加州由于光伏占比較高出現鴨子曲線 17圖 29：情形 1：封閉系統中風光電裝機最高比例 18圖 30：情形 2：考慮現實裝機，風光電較易實現的裝機比例 19圖 31：發改委能源研究所基于現有碳排放政策對未來裝機的預期（單位：GW） 20圖 32：發改委能源研究所 2030 年預期裝機占比 20圖 33：發改委能源研究所 2050 年預期裝機占比 20圖 34：情形 3：依據發改委能源研究所 2030 年風光占比預期 21圖 35：基準+浮動電價增量部分電量占比拆分 23圖 36：近年我國市場化電量占比逐步提升（單位：億千瓦時） 24圖 37：市場電以省內交易電量

8、為主（單位：億千瓦時） 24圖 38：原煤月度產量保持高位（單位：億噸） 24圖 39：原煤累計產量及增速（單位：億噸） 24圖 40：我國煤炭月度進口量（單位：萬噸） 25圖 41：我國煤炭累計進口量及同比（單位：萬噸） 25圖 42：秦皇島 5500 大卡動力末煤平倉價（單位：元/噸） 26圖 43：秦港 5500 動力末煤價格同比波動較大（單位：%） 26圖 44：火電單月月度發電增速（%） 26圖 45：火電設備利用小時數（單位：小時） 26圖 46： 水電月度發電量同比（單位：億千瓦時，%） 28圖 47：水電設備利用小時數（單位：小時） 28圖 48：全國降水量與水電設備平均利用小

9、時數（單位：毫米，小時） 29圖 49： 主要省份水電利用小時情況（單位：小時） 29圖 50：全國單月降雨量變化（單位：毫米） 29圖 51：2018-2020 年天然氣月度消費量及同比（億方） 31圖 52：我國天然氣累計消費量及同比（億方） 31圖 53：拉尼娜現象示意圖 31圖 54：我國天然氣下游消費需求結構 31圖 55：天然氣產量、進口量及對外依存度（億方） 32圖 56：國內天然氣月度產量及增速（億方） 33圖 57：國內天然氣月度進口量及增速（億方） 33圖 58：管道氣月度進口量及同比（億方） 33圖 59：中俄東線管道示意圖 33圖 60：LNG 進口量及同比（億方） 3

10、4圖 61：我國 LNG 產能情況（百萬噸） 34圖 62：2020 年全年國內燃氣供需關系測算（單位：億立方米） 34圖 63：我國 LNG 進口均價與JCC 原油價格對比（美元/噸，美元/桶） 35圖 64：國際原油價格 3 月份大幅下跌（美元/桶） 35圖 65：國際 LNG 貿易量及同比（億噸） 36圖 66：2019 年國際 LNG 分國別進口結構 36圖 67：國際 LNG 分國別出口結構 36圖 68：全球 LNG 產能及同比（億噸） 36圖 69：我國 LNG 到岸價（美元/百萬英熱單位） 38圖 70：國家油氣管網公司重組方案三階段 38表目錄表 1：近年特高壓線路輸送電量情

11、況 6表 2：其他已投運特高壓線路 7表 3：近期擬將投運的特高壓線路列表 7表 4：十三五電力規劃完成情況 8表 5：不同機構對我國未來能源需求及機構的預測 12表 6：2025 年我國非化石能源電力供應結構估算 13表 7：風、光裝機占比分別為 50%、50%情形下的新增裝機容量（單位：億千瓦） 13表 8：風、光裝機占比分別為 40%、60%情形下的新增裝機容量 14表 9：十四五電力行業發展目標展望 21表 10：3%用電增速假設下電力供需預測綜合計算表 27表 11：主要水電基地開發完成情況 30表 12：2020-2025 年全球新增 LNG 產能匯總 36表 13：未來幾年國際L

12、NG 供需格局將持續維持在較為寬松的局面 37表 14：中石油劃轉至管網公司資產梳理 39表 15：中石化劃轉至管網公司資產梳理 40電力及公用事業板塊行情回顧今年以來電力板塊跑輸滬深 300 指數 16.85 個百分點2020 年市場風格整體偏向消費及成長板塊，二級市場投資熱度相對較高，電力及公用事業作為傳統防御性板塊，走勢顯著弱于大盤。截止到 2020 年 12 月 4 日，電力板塊今年以來上漲 6.82%，與其他中信一級行業指數相比處于第 23 位；同期滬深 300 指數上漲 23.66%，電力板塊累計跑輸大盤 16.85 個百分點。圖 1：20 年以來電力行業上漲 6.82%，處于各行

13、業下游水平資料來源：Wind 資訊，圖 2：2020 年以來電力及公用事業上漲 6.82%，跑輸滬深 300 指數 16.85 個百分點資料來源：Wind 資訊，水電子板塊表現相對較好截止到 2020 年 12 月 4 日，水電子板塊上漲 12.12%，跑輸滬深 300 指數 11.54 個百分點；火電子板塊上漲0.79%，跑輸滬深 300 指數 22.87 個百分點；燃氣微跌 0.01%，跑輸滬深 300 指數 23.67 個百分點。整體來看，電力行業中水電板塊受益于今年來水偏豐，表現相對較好。圖 3：2020 年以來的子板塊走勢曲線圖圖 4：2020 年以來電力及公用事業子板塊漲跌幅資料來

14、源：Wind 資訊，資料來源：Wind 資訊，電力及公用事業板塊估值處于行業中游水平截止至 2020 年 12 月 4 日，電力及公用事業行業動態市盈率為 19.5 倍，居于各行業中下游水平。圖 5：電力及公用事業行業動態市盈率 19.5 倍資料來源：Wind 資訊，而根據最新凈資產計算的市凈率，電力及公用事業行業只有 1.55 倍，在所有行業中也處于中后的位置。圖 6：電力及公用事業行業最新 PB 為 1.55 倍資料來源：Wind 資訊，十三五回顧：裝機結構優化，多項指標提前完成國家發改委、能源局于 2016 年 11 月 7 日發布了電力發展“十三五”規劃（20162020）年（以下簡稱

15、十三五規劃）。規劃以“節約、清潔、安全”為能源發展方針，提出了“供應能力、電源結構、電網發展、綜合調節能力、節能減排、民生用電保障”等六方面目標。而今十三五收官之年接近尾聲，我們回顧過去五年，對 “十三五”取得的成果進行匯總對比。從發電供應角度來看，“十三五”規劃預期 2020 年我國發電量將達到 6.87.2 萬億千瓦時，發電裝機規模為20 億千瓦。據中電聯數據顯示，2019 年我國實現發電量 7.32 萬億千瓦時，同比增長 4.7%；發電裝機規模達 20.1億千瓦，同比增長 5.8%，均已提前一年完成規劃目標。今年 1-10 月我國實現發電量 6.03 萬億千瓦時，同比增長 1.4%；發電

16、裝機規模為 21 億千瓦，同比增長 6.1%。圖 7：近五年發電量及同比（單位：億千瓦時、%）圖 8：近五年發電裝機及同比（單位：萬千瓦、%）資料來源：中電聯，資料來源：中電聯，分發電類型來看，我國發電量仍以火電為主，但清潔能源的大力發展使火電占比不斷下降，發電結構獲明顯優化。2019 年我國火電發電量為 5.0 萬億千瓦時，占總發電量的比重為 68.87%，較規劃期初下降了 4.84 個百分點；水電發電量 1.3 萬億千瓦時，占比 17.77%，較規劃期初下降 1.6 個百分點；核電發電量 3487 億千瓦時，占比 4.76%，較規劃期初提升 1.77 個百分點；風電發電量 4057 億千瓦

17、時，占比 5.54%，較規劃期初提升 2.31個百分點；光伏發電量 2238 億千瓦時，占比 3.06%，較規劃期初提升 2.38 個百分點。從裝機結構上看，規劃期內新能源裝機占比快速提升。2019 年底火電裝機 11.9 億千瓦，占比總裝機規模的%，較規劃期初下滑了 6.46 個百分點；水電裝機 3.6 億千瓦，占比總裝機規模的 17.73%，較規劃期初下滑了 3.46 個百分點；核電裝機 4874 萬千瓦，占比 2.42%，較期初提升 0.62 個百分點；2019 年風電裝機 2.1 億千瓦，占裝機總量的 10.45%，較規劃期初提升 1.94 個百分點；光伏裝機 2.0 億千瓦，占裝機總

18、量的 10.18%，較規劃期初提升 7.35 個百分點。圖 9：近五年分類型發電量（單位：億千瓦時）圖 10：近五年分類型發電裝機（單位：萬千瓦）資料來源：中電聯，資料來源：中電聯，目前我國光伏風電裝機規模合計達 4.1 億千瓦，新能源發電裝機總量位居世界第一，裝機容量占比達 20.6%，新能源發電正在逐步發展成為我國發電裝機的重要組成部分。與此同時，我國新能源消納情況也在不斷改善。自 2016Q1 棄風電量及棄風率達到歷史最高值后，之后單季棄風率與棄風電量同比均處于下降通道。2019 年我國累計棄風率降至 4.0%，同比下降 3 個百分點，較 2015 年下降 11 個百分點，已經提前實現國

19、網提出的棄風率低于 5%的目標。據2019 年度全國可再生能源電力發展監測評價報告顯示，2019 年光伏、水電利用率分別達到 98%、96%，清潔能源消納情況明顯好轉。圖 11：我國風電分季度棄風電量及棄風率對比（單位：億千瓦時，%）資料來源：Wind，根據國家能源局在2019 年度全國可再生能源電力發展監測評價報告中披露的情況來看，2019 年 20 條特高壓輸送電量 4485 億千瓦時，同比增長 12.6%，其中可再生能源電量 2352 億千瓦時，同比提高 12.8%，占輸送電量的 52.4%。從主要輸電種類來看， 復奉直流、賓金直流等特高壓線路輸送電量以水電為主，而天中直流、靈紹直流、祁

20、韶直流等線路輸送電量以火電+風電光伏打包外送為主。我們推算 2019 年 20 條特高壓線路輸送風電及光伏電量約為 573 億千瓦時，占特高壓輸送總電量的比重為 12.8%。未來隨著電網調度能力提升、特高壓行業深度報告外送線路負荷率改善，我們預期風電及光伏的外送比例有望進一步增長，將成為我國西電東送戰略的重要組成部分。表 1：近年特高壓線路輸送電量情況2018 年2019 年路線投運時間送電能力主要輸電年輸送電可再生能源可再生能年輸送可再生能可再生（萬千瓦）種類量（億千瓦時）電量（億千瓦時）源占比（%）電量（億千瓦時）源電量（億千瓦時）能源占比(%)晉東南-南陽-荊門（長2008 年500火電

21、+水電 642946491326南線）向家壩-上海（復奉直2010 年640水電 30729897302302100流）錦屏-蘇南（錦蘇直流）2012 年720水電 38736995366366100淮南-南京-上海（皖電2013 年1050677295東送）溪洛渡-浙江金華（賓2014 年800水電 31631499341341100金直流）風電+火電哈密-河南（天中直流）2014 年 8003251584941520850+光伏云南楚雄-廣東穗東2014 年 500（楚穗直流）水電 254254100283283100云南普洱-廣東江門2014 年 500水電 25325310021721

22、7100（普僑直流）浙北-福州（浙福線）2014 年680錫盟-山東2016 年900寧東-浙江（靈紹直流）2016 年 800蒙西-天津南核電+水電+風電火電+可再生能源火電+可再生能源2016 年5007909502017 年800生能源風電+光伏177834717956312017 年800火電+風電1809525321火電+可再69922954378852241510926甘肅酒泉-湖南（祁韶直流）晉北-江蘇（雁淮直流）榆橫-山東濰坊2017 年 600錫盟-江蘇泰州（錫泰2017 年 1000直流）滇西北-廣東（新東直火電+可再生能源火電+可再生能源38019105611190流）上

23、海廟-山東（昭沂直2017 年500水電181181100271271 100火電+可再2017 年 1000流）生能源142141666036行業深度報告扎魯特-山東青州（魯固直流）準東-皖南 （新皖&吉2018 年 1000火電+可再生能源火電+可再15047322369339泉直流）2018 年1200生能源48121473322全國3983208452.3%4485235252.4資料來源：國家能源局，此外，國家電網資料顯示我國其他已經投運的特高壓線路還有 3 條，近期擬投運的特高壓線路 6 條，包括白鶴灘送江蘇及浙江、烏東德送廣東等大型水電外送線路，以及青海至河南、陜西至湖北等火電+

24、風電光伏打包外送線路。我們判斷隨著已投運的特高壓線路進一步發揮作用，遠期規劃的相關線路順利推進，特高壓沿線地區電力消納情況有望進一步改善。表 2：其他已投運特高壓線路路線投運時間送電能力（萬千瓦）輸電種類青海-河南2020 年 7 月800可再生能源張北-雄安2020 年 8 月600風電光伏為主山東-河北（外電入魯的環網工程）2020 年 1 月1000火電+可再生能源資料來源：新華網、人民網等，表 3：近期擬將投運的特高壓線路列表路線預計投運時間送電能力（萬千瓦）輸電種類蒙西-晉中2021800火電+可再生能源陜西-湖北2021800火電+可再生能源雅中-江西2021800水電白鶴灘-江蘇

25、2022800水電白鶴灘-浙江2022800水電烏東德-廣東（柳昆龍直流）資料來源：國家能源局，2021800水電我們匯總十三五電力規劃的主要內容如下表所示，總體來看，在電力供應與消費總量方面，大多數目標均已提前完成，涉及到節能減排、非化石能源裝機等目標更是顯著超過預期。我們預期抽水蓄能、核電和燃氣發電的裝機規劃目標到 2020 年底實現可能有一定困難，其中抽水蓄能裝機主要受限于峰谷電價價差機制不明確而導致發展低于預期，燃氣發電裝機低于規劃主要由于我國天然氣對外依存度提升、燃氣發電成本較高從而項目回報有一定局限所致。而由于電力供需格局變化疊加三代核電項目投產進度不及預期，核電裝機在 2016

26、年至2018 年三年零核準，使得核電發展低于規劃預期。表 4：十三五電力規劃完成情況平均供電煤耗瓦時約束性318310306.4/已完成煤電二氧化碳克/千瓦時約束性890865838/已完成排放強度電網綜合線損%預期性6.646.55.93/已完成節能減排資料來源：能源局，中電聯，電力設計規劃總院，中創碳投，十四五展望：發用電增速保持平穩，新能源裝機快速提升未來五年我國用電增速中樞有望維持 5%左右電力行業作為國民經濟的基礎性支柱行業，與國民經濟發展及工業結構變化息息相關，不同的經濟發展階段勢必對應著不同的電力工業需求。我國整體上仍處于工業化中后期，十四五期間經濟仍將保持穩中有增，預期 GDP

27、 年均增速有望在 5%6%的區間內。從 GDP-電力彈性系數角度出發，我國電力需求在十四五期間也將保持相對穩健的增長。從 2019 年統計數據來看，我國人均年用電量僅為 5173 千瓦時，而美國、日本等發達國家人均年用電量分別在 12000 千瓦時、8000 千瓦時左右。隨著人民生活水平提高和電能替代加速，我國人均用電量仍有較大的增長潛力。考慮到我國的經濟發展階段、電力工業歷程及發用電量結構，我們認為以美國為代表的發達國家電力工業發展演變歷程對我國電力行業未來發展有一定的借鑒作用。我們首先分析中美歷史發電量變化情況，以期對兩國電力產業當前所處階段做出初步判斷。從美國近七十年的凈發電量數據來看，

28、盡管年際間發電增速起伏不定、波動較大，但以十年為一個周期，美國的凈發電量復合增速呈現穩步下臺階的趨勢。為方便分析不同階段的電力工業發展，我們將發電增速在 8%左右的階段定義為快速增長期，發電增速穩定在 35%左右的階段定義為穩定成長期，發電量基本無增長的階段定義為成熟期。從美國電力工業近年來凈發電量復合增速的數據來看，1949 年至 1969 年間美國的十年復合發電增速分別為 9.2%、7.3%，電力工業仍處于快速增長期。1970 年到 1999 年間美國的十年復合發電增速分別為 4.5%、2.8%、2.2%，發電增速降檔明顯，基本上圍繞 3%左右波動，處于穩定成長期。2000 年至今，美國的

29、十年復合發電增速分別為 0.7%、0.1%，發電量基本無增長，美國電力工業已步入成熟期。圖 12：美國歷史凈發電量及同比增速（單位：十億千瓦時）資料來源：EIA，從中國近年的發電量數據來看，雖然發電增速有所波動，但整體我國發電量仍保持穩健增長。如果剔除 1998年前后亞洲金融危機影響下我國發電增速回落的數據，1985 年至 2011 年間我國發電量基本上均維持 8%14%左右的高增長，復合發電增速也在 8%10%左右，可以認為處于快速增長期。單從發電增速的角度出發，這一階段我國電力工業的情況與美國 1949 年至 1969 年間的快速增長期較為類似。2011 年之后我國復合發電增速逐步回落，分

30、別為 6.7%和 5.2%。考慮到當前我國步入經濟發展新常態，經濟增長開始轉型換擋，發電增速也在逐步回落，未來高耗能產業對經濟增長的拉動效應將逐步弱化。我們判斷如無特殊因素擾動，我國電力工業或將進入穩定成長期，可能與美國 70 年代到 90 年代的情況較為相似。圖 13：中國歷史發電量及同比增速（單位：十億千瓦時）資料來源：中電聯，圖 14：中美歷史發電量對比（單位：億千瓦時）資料來源：BP，EIA，行業深度報告從美國歷史用電側數據來看，其工業用電量在 1989 年達到 9257 億千瓦時后，基本上保持小幅震蕩，近三十年來幾乎沒有明顯增長。相對應的美國分用戶用電量結構也有明顯變化，1949 年

31、其工業用電占比近半，隨后由于居民及商業用電保持高速增長，工業用電增速相對偏低，工業用電占比持續下滑。1989 年美國工業用電占比為 35%，隨后在工業電量絕對值相對穩定的大背景下，工業用電占比進一步下滑至 2019 年的 25.4%。圖 15：美國歷年分用戶用電量（單位：億千瓦時）圖 16：美國歷年分用戶用電量結構變化資料來源：中電聯，資料來源：中電聯，從美國發用電歷史數據來看，在其電力快速增長期（1949-1969），工業用電增速盡管低于整體用電增速，但仍維持 8%左右年化復合增速，用電占比下降 6 個百分點左右，仍是用電增長的主要驅動力。但從 1989 年起，以工業用電量停滯不前為標志，美

32、國整體電力需求增長趨緩，自 1999 年起整體進入成熟期。盡管居民及商業用電需求仍有一定增長，但綜合年化復合增速僅為 0.6%（1999-2019 年）。從我國近十年來的用電結構變化來看，第二產業用電占比由 80%下滑到 70%左右，其釋放出的用電空間主要由第三產業用電及城鄉居民生活用電瓜分。未來隨著我國經濟結構持續轉型，高耗能產業對用電增長的拉動效應有望逐步弱化，第二產業用電占比仍將持續小幅下降。目前我國二產用電仍保持穩中有增，考慮到我國工業體量較為龐大，短期內很難看到二產用電需求停滯的“拐點”。未來電氣化將是我國電力需求增長的主要驅動力，目前我國電能占終端能源消費比重由 2000 年的不足

33、 12%快速提高到 2019 年的 26%。根據全球能源互聯網發展合作組織預計，2025 年我國電能占終端能源消費比重將達 32%，常規能源電能替代將貢獻 50006000 億千瓦時的用電新增需求，5G 基站、數據中心等信息化新基建也將推動超 5000 億千瓦時的用電增長。我們預期十四五期間二產用電能維持 2.5%的穩健增長，居民及三產用電保持 10%左右的增速，我國全社會用電增速即可保持 5%的增速。我們預計十四五期間我國電力工業仍將處于穩定成長期，發用電增速圍繞 5%這一中樞波動。行業深度報告圖 17：中國用電量結構變化資料來源：Wind，從能源消費結構推算 2025 年風光發電量有望達

34、1.37 萬億千瓦時氣候變化是全球性挑戰，任何一國都無法置身事外。我國一直以大國身份，積極參與全球碳排放控制，為全人類福祉做出貢獻。2015 年 12 月 1 日的巴黎氣候大會上，習近平主席在開幕致辭時提出，中國將在 2030 年左右達到碳排峰，非化石能源占一次能源消費比重 20%左右。2020 年 9 月 30 日，習近平主席在聯合國生物多樣性峰會上更新了中國的碳承諾，提出二氧化碳排放力爭在 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。在 2020 年 11 月 22 日的二十國集團領導人利雅得峰會“守護地球”主題邊會上，習近平主席再次強調，二十國集團要繼續發揮引領作用，在聯

35、合國氣候變化框架公約指導下，推動應對氣候變化巴黎協定全面有效實施。中方宣布中國將提高國家自主貢獻力度，力爭二氧化碳排放 2030 年前達到峰值，2060 年前實現碳中和。中國將堅定不移加以落實。我國碳排放政策的提標將更有力地倒逼現有能源結構轉型，加快非化石能源的發展與應用，非化石能源占一次能源的比例有望進一步提升。我們梳理了近年來主流能源研究機構對于我國未來能源需求及結構的預期，整體而言各機構對于 2025 年我國一次能源需求預測集中在 55 億噸標煤左右，非化石能源占比在 20%左右。表 5：不同機構對我國未來能源需求及機構的預測預測主體報告名發布時間預測時點一次能源需求非化石能源占比（億噸

36、標煤）（%）清華大學氣候變化與中國長期低碳發展戰略與轉型 20252020/10/125520可持續發展研究院路徑研究 20306025中國石油經濟技術研2050 年世界與中國能源展望 20252019/8/225421究院（2019 版） 20305726國網能源研究院中國能源電力發展展望（2019）2019/11/30資料來源：清華大學，中石油，國家電網，202555203059如果以 2025 年我國一次能源需求為 55 億噸標煤、非化石能源占比 20%為基準做測算，對應 2025 年我國非化石能源發電量為 36066 億千瓦時。由于水電與核電核批及建設周期長，結合目前在建裝機投產預期及

37、規劃，我們預期 2025 年水電及核電裝機分別達 4.2 億千瓦、0.76 億千瓦，對應發電量分別為 14964 億、5472 億千瓦時。我們預期生物質發電裝機復合增速保持 10%左右，對應 2025 年生物質發電量為 1938 億千瓦時。由此倒推，我們預期 2025 年風電及光伏的發電量有望為 13690 億千瓦時。表 6：2025 年我國非化石能源電力供應結構估算項目單位值項目單位值一次能源需求億噸標煤55水電發電量億千瓦時14964非化石能源占比%20核電裝機億千瓦0.76非化石能源總量億噸標煤11核電平均利用小時小時7200非化石能源用于發電比例%100核電發電量億千瓦時5472電力折

38、算標準煤系數千克標煤/千瓦時0.305生物質裝機億千瓦0.38非化石能源折合電力億千瓦時36066生物質平均利用小時小時5100水電裝機億千瓦4.2生物質發電量億千瓦時1938水電利用小時小時3580風光發電量億千瓦時13690資料來源：國網能源研究院，我們分別假設 2025 年一次能源需求總量為 5357 億噸、非化石能源占比 18%22%，得到一系列的 2025 年風電與光電合計發電量。并分別假設風電與光伏的平均利用小時為 2000 和 1200 小時，從而得到在該風、光合計發電量條件下，假設不同的風、光累計裝機比例，進而得到在不同裝機比例下十四五期間風電、光伏新增裝機容量的區間。目前我國

39、風電及光伏裝機比例基本為 1:1，如果未來維持這一比例，在 2025 年一次能源消費 55 億噸標煤、非化石能源占一次能源 20%的預測假設下，我國十四五期間風電、光伏預計分別新增裝機 1.88 億、1.83 億千瓦，折合年化新增裝機量為 3760 萬千瓦左右。表 7：風、光裝機占比分別為 50%、50%情形下的新增裝機容量（單位：億千瓦）能源消費總量（億 tce）5354555657非化石占比（%）光風光風光風光風光風18%0.350.400.530.580.710.760.890.941.081.1319%0.880.931.081.131.271.321.461.511.661.7120

40、%1.421.471.631.681.831.882.032.082.232.2821%1.962.012.172.222.392.442.602.652.812.8622%2.502.552.722.772.942.993.173.223.393.44資料來源：國網能源研究院，由于近年來光伏裝機成本下降速度較快，光伏新增裝機增速高于風電。我們預期未來十四五期間光伏新增裝機規模可能會高于風電。如果在風電、光伏累計裝機比例為 40%：60%的前提下，中性假設對應的風電、光伏新增裝機分別為 1.2 億、2.95 億千瓦，對應年化新增裝機分別為 2400 萬、5900 萬千瓦。表 8：風、光裝機占比

41、分別為 40%、60%情形下的新增裝機容量能源消費總量（億 tce）5354555657非化石占比（%）光風光風光風光風光風18%1.0801.310.111.540.261.770.422.010.5719%1.760.412.010.572.250.732.490.902.741.0620%2.440.862.701.032.951.203.211.373.471.5421%3.121.313.391.493.661.673.931.854.202.0322%3.801.774.081.954.362.144.652.334.932.52資料來源：國網能源研究院，電網約束角度：新能源發電占

42、比提升需要電網調節支持前述我們通過我國能源結構消費轉型的預期，推算了風電及光伏裝機增長的若干種可能路徑。但需要注意的是，由于風電和光伏發電出力存在波動，在目前電化學儲能調峰尚未得到大規模應用的情況下，電網能夠接入的新能源裝機理論上存在極限值。接下來我們將通過建立簡化的新能源發電出力模型，并與電網用電負荷曲線匹配，從而在電網約束條件下推算新能源發電的天花板。從裝機容量角度來看，近年來隨著新能源裝機穩步增長，尤其是太陽能裝機從 2015 年的 4218 萬千瓦快速提升至 2.05 億千瓦，新能源裝機占我國發電總裝機的比重不斷提升。2019 年我國風電和太陽能裝機容量分別為 21005 萬、2046

43、8 萬千瓦，占比分別為 10.4%、10.2%，風電及光伏裝機已成為電網裝機的重要組成部分。從發電量角度來看，由于風電及光伏的利用小時較火電、水電明顯偏低，其對發電量的貢獻低于裝機占比。2019 年我國風電和太陽能發電量分別為 4057 億、2238 億千瓦時，占比分別為 5.5%、3.1%。圖 18：我國風電光伏裝機占比迅速提升（單位：萬千瓦）圖 19：我國風電光伏發電量占比穩健增長（億千瓦時） 資料來源：中電聯，資料來源：中電聯，從風能及太陽能資源分布情況來看，我國風能資源集中于三北地區，在東南沿海地區僅有狹長條形資源密集區域。而太陽能資源同樣集中于西北地區，東南沿海用電需求較大的區域風能

44、光能資源較少。圖 20：我國風電資源分布示意圖圖 21：我國太陽能資源分布示意圖資料來源：國家氣象局，資料來源：國家氣象局，從分省情況來看，由于我國風能及太陽能資源分布集中于三北地區，相關省份的風電及光伏裝機占比相對較高。排名靠前的青海、甘肅、寧夏、河北的新能源裝機占比分別為 50%、42.2%、38.4%和 37.4%，均在 35%以上。必須強調的是，相關省份通過特高壓輸電線路及區域電網網架支撐，提升了電網調峰能力，從而實現了清潔能源的消納及高效利用。行業深度報告圖 22：2019 年分省份新能源裝機占比對比資料來源：Wind，從我國和歐美發達國家的新能源發展情況來看，我國風電及光伏裝機占比

45、已經高于美國，風能及光能占一次能源的比重也處于全球平均水平。德國新能源發展較為均衡，風電、光伏裝機占比均在 20%出頭；丹麥受益于北歐優質的風資源，其風電裝機占比超過 40%，整體風光裝機占比接近 50%。德國和丹麥的新能源裝機占比均超過 40%，同樣受益于區域電網的調節能力。德國自身火電調節能力較強，且可由法國的核電機組對其調峰；丹麥則在北歐電力市場中依靠相關水電機組調峰。圖 23：德國、美國、丹麥和中國風電、光伏裝機占比對比圖 24：我國風能光能占一次能源比重屬于全球平均水平資料來源：BP，資料來源：BP，從發用電動態平衡的角度來看，風電及光伏發電出力受自然資源稟賦影響較大，且在不同地區不

46、同氣候環境出力曲線都有不同。我們選取典型項目負荷率變化來看，風電出力呈現“夜峰晝谷”的特性，其出力高峰往往集中于夜間。在晴天，光伏出力呈現“單峰”的特性，在中午 12 時到 14 時之間出力較大，晚 20 時到早 5 時無出力。行業深度報告圖 25：典型風電項目負荷率變化圖 26：典型光伏項目負荷率變化資料來源：知網，資料來源：知網，而從用電負荷來看，城市電網負荷通常有早晚 2 個高峰，根據某區域典型電網負荷曲線來看，早高峰多出現在上午 9-10 點，晚高峰多出現在 18-19 點。由此可見，新能源發電出力與用電峰值之間存在一定的時間不平衡，而美國加州的鴨子曲線便是發用電出力不平衡的典型代表。

47、下圖所示曲線是用電側負荷減去光伏總出力所得到的負荷曲線，可以看到隨著時間推移、光伏裝機的不斷增長，負荷曲線在中午 12 時至下午 3 時光伏出力較大的時點快速下降，而從下午 6 時起又快速提升（光伏出力逐步歸零），形成類似鴨子的剪影，相當于其他電源出力在此時間段必須迅速增加才能彌補光伏出力下降的缺口。鴨子曲線的出現對電網的安全穩定運行提出了更高的挑戰，美國加州地區也在通過提升電網調峰能力（抽水蓄能、電化學儲能等）和能源需求側管理（虛擬電廠等）手段來應對。圖 27：某區域典型電網負荷曲線變化圖 28：美國加州由于光伏占比較高出現鴨子曲線資料來源：知網，資料來源：北極星電力，行業深度報告由前述可知

48、，如果電網內新能源裝機占比不斷上升，如果不能像我國的青海甘肅等省份或者德國丹麥那樣依托其他區域電網進行負荷調節的話，勢必會對自身電網的穩定運行造成挑戰，從而要求電網進一步提升調峰能力。如果以我國作為一個整體電網來考量，那么周邊沒有任何國家能夠對我國的發用電波動進行調峰，在現有裝機結構和技術條件下，新能源發電裝機存在理論上的天花板。為了在現有條件下推算我國新能源裝機占比的天花板，我們做如下基本假設：測算模型需要確保新能源消納，不產生棄風棄光；我國目前抽水蓄能機組為 3000 萬千瓦，裝機占比較小；且我國風光資源集中于西北，當地水電資源較少。為簡化考慮，暫不考慮抽水蓄能的影響；目前國內發電側電化學

49、儲能調峰裝置成本較高，且尚未廣泛應用于電網系統。理論上講，如果儲能技術有革命性進步，能大規模應用于電網調峰，風電及光伏的裝機占比可以達到很高的水平。在此次測算模型中暫不考慮電化學儲能的影響。燃氣輪機發電具有快速冷啟動、負荷升降快、調節性能好等特點，在傳統能源中屬于較好的調峰裝機類型，但由于我國天然氣資源較為匱乏，燃氣發電調峰成本相對較高。燃煤發電機組也具有一定的調峰能力，但其有最低穩燃負荷的限制（一般為 30%35%），另外負荷升降速率也有一定的要求。以上述假設為前提條件，我們結合用電負荷曲線和風電、光伏發電曲線建立測算模型。首先我們考慮極端情形，即不依賴外部電網調峰的前提下，風電和光伏裝機占

50、比盡可能高的情形。考慮到在傳統能源中，氣電調峰能力最強，如果電網系統內除了風電和光伏裝機外其他機組均為燃氣發電，此時風電及光伏的裝機占比應為理論上的最高值。我們為模型引入兩個重要邊界條件：1、在 19 時，此時用電負荷快速上升，光伏出力為 0，電網缺口為最大值。此時氣電裝機為硬約束，日最高出力達到最高值，我們可以按負荷率 100%反推氣電裝機規模；2、在 2 時，由于用電需求快速下降、風電出力略有提升，此時電網僅需依賴風電即可滿足負荷要求，需要控制風電裝機規模以避免棄風。模型測算結果顯示，在此孤立系統下光伏、風電、氣電裝機占比分別為 18.2%、36.8%和 45%（風電及光伏裝機占比可以內部

51、互做調整），整體風光裝機占比達 55%，處于較高水平。圖 29：情形 1：封閉系統中風光電裝機最高比例資料來源：Wind，行業深度報告從能源資源稟賦來看，我國化石能源儲存呈現“富煤貧油少氣”的格局，反應到電力裝機上，我國火電機組以燃煤為主、燃氣占比相對較小。2019 年我國天然氣裝機容量為 9022 萬千瓦，雖然相較于 2015 年的 6603萬千瓦有較大增長，但是燃氣發電裝機容量占比仍然較低，目前僅占全國發電設備總裝機容量的 5%左右，與其他主流發電裝機仍有較大差距。從當前電力行業實踐情況來看，燃氣發電主要以調峰輔助、熱電聯產和分布式能源等應用為主，在可預期的時間內，燃氣發電很難成為我國電力

52、裝機的主要組成部分。因此在情形二中，我們主要參考現實裝機結構，測算風光電較容易實現的裝機比例。此情形下，由于出現水核等基荷能源、同時氣電占比下降，電網調節能力較情形 1 減弱，煤電成為發電側削峰填谷的主要裝機。在此模型中出現三個邊界條件：1、在 2 時，受用電需求下降疊加風電出力提升，煤電負荷率明顯下降，此處需要確保煤電負荷下降速率滿足系統調節要求，此外煤電負荷不低于最低穩燃負荷（按 30%BMCR 工況要求）；2、在 13 時，由于光伏出力提升，煤電出力亦受到擠壓，同樣要確保煤電負荷下降速率滿足系統調節要求且最終負荷不低于最低穩燃負荷；3、在 19 時，同樣由于光伏出力為 0 疊加用電需求提

53、升，此處出現煤電最大出力的硬性約束。在此情形下，模型測算的光伏、風電、氣電、水核（基荷）、煤電的裝機占比分別為 14.5%、20.5%、5%、 15.4%和 44.6%，風電+光伏合計為 35%（風電及光伏裝機占比可以內部互做調整）。我們同時測算新能源平攤度電調峰成本約為 0.021 元，經濟性也保持較高水平。圖 30：情形 2：考慮現實裝機，風光電較易實現的裝機比例資料來源：Wind，此前，發改委能源研究所在基于不同碳排放政策的假設下，對我國未來遠期裝機結構進行預期。其在基于現有碳排放政策的前提下，預期 2030 年風電、光伏的裝機分別約為 8.6 億、4.9 億千瓦，同時煤電裝機絕對值出現

54、下降。從裝機占比角度來看，屆時風電及光伏的裝機占比分別為 30.4%、17.3%，已處于較高水平。行業深度報告圖 31：發改委能源研究所基于現有碳排放政策對未來裝機的預期（單位：GW）資料來源：發改委能源研究所，圖 32：發改委能源研究所 2030 年預期裝機占比圖 33：發改委能源研究所 2050 年預期裝機占比資料來源：發改委能源研究所，資料來源：發改委能源研究所，我們按照發改委能源研究所的預期，按 2030 年風電、光伏占比分別為 30.4%和 17.3%的前提帶入負荷模型中計算。由下圖可見，在風光裝機占比合計達到 47.7%的情況下，各類電源的出力波動明顯提升，電網對于調峰能力提出了較

55、高的要求。在 2 時，由于風電出力提升明顯，其他電源降負荷能力難以滿足要求，如果電網沒有配置儲能裝置的話，勢必會發生棄風。考慮到棄風損失及電網系統調峰成本，我們測算風電及光伏平攤的度電調峰成本達 0.091 元，已處于相對較高水平。圖 34：情形 3：依據發改委能源研究所 2030 年風光占比預期資料來源：發改委能源研究所，綜上所述，我們回顧十三五規劃可以發現，大多數目標均已提前完成，涉及到節能減排、非化石能源裝機等目標更是顯著超過預期，僅有抽水蓄能、核電和燃氣發電的裝機規劃目標到 2020 年底實現可能有一定困難。展望十四五，通過對標美國電力發展歷程，我們判斷我國電力工業仍將處于穩定成長期，

56、發用電增速圍繞 5%這一中樞波動，與美國 70 年代到 90 年代的情況較為相似。在能源結構方面，按照風電：光伏裝機比例 40%：60%的假設，結合 2025 年我國一次能源需求在 55 億噸標煤左右，非化石能源占比在 20%左右的預測，我們測算對應十四五期間風電、光伏新增裝機分別為 1.2 億、2.95 億千瓦，對應年化新增裝機分別為 2400 萬、5900 萬千瓦。從電網負荷約束的角度來看，在現有裝機結構和電網調峰能力下，考慮到我國幅員遼闊，不同區域間天然帶有峰谷互補的優勢，我們測算在不考慮儲能配置的前提下， 風電及光伏合計占總裝機的比重上限為35%40%。考慮到新能源產業發展進度有望超預

57、期，我們對十四五期間風電及光伏年化新增裝機的預期分別為 3000萬、7500 萬千瓦，在此假設下 2025 年底我國風電及光伏裝機占比合計約為 35%左右，已逐步觸及電網調峰能力的上限。在十四五期間，新能源裝機占比的提升暫時還不會受到電網負荷約束的影響，但在十四五末期，電網需要進行包括虛擬電廠、電化學儲能、抽水蓄能、燃氣發電機組調峰等一系列的前瞻布局以應對新能源占比日益增加的局面，十四五或將成為電力系統電化學儲能調峰的起點。表 9：十四五電力行業發展目標展望名稱單位2020E2025E年均增長年化復合增速全社會用電量萬億千瓦時7.459.510.4125%總裝機億千瓦21.428.941.50

58、86%煤電裝機億千瓦10.7120.262%氣電裝機億千瓦11.50.18%常規水電裝機億千瓦3.383.780.082%抽水蓄能億千瓦0.320.40.0165%風電裝機億千瓦2.43.90.310%太陽能億千瓦2.456.20.7520%核電億千瓦0.540.760.0447%生物質裝機億千瓦0.270.40.0268%非化石能源發電裝機合計億千瓦9.3615.441.21611%非化石能源裝機占比43.7%53.4%資料來源：能源局，中電聯，火電：煤價高位震蕩，火電盈利有望持續改善電價：調整風險解除，市場化程度不斷推進今年以來由于疫情的蔓延，我國經濟發展受到較大沖擊，市場普遍擔心發電側會

59、在政策干預下降低電價向下游讓利，從而整個電力板塊估值中樞均有下行。5 月下旬兩會正式召開，李克強總理在政府工作報告中提出：推動降低企業生產經營成本，降低工商業電價 5%政策延長到今年年底。目前根據相關電網企業表態，下半年降電價空間仍將由電網企業承擔，政府工作報告中也未提到調整發電側電價，我們判斷發電企業降電價風險基本消除，綜合上網電價受電力市場化程度提升、供需關系等因素影響呈現小幅波動。自 2015 年中發 9 號文拉開新一輪電改序幕以來，我國市場電占比不斷提升，截止 2019 年底我國市場化電量占全社會用電量的比重在 39%左右，基本上以大工業企業用電即二產用電為主，煤電市場化電量約在其上網

60、電量的 50%左右。而隨著煤電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，未來市場化電量的規模及占比有望得到進一步提升。根據相關機制分析，我們預期新增的市場化電量主要為第三產業用電（占用電量比重約 16.4%，主體為一般工商業用電）和二產用電中可以進一步市場化的部分（占比約 7.3%，即二產用電扣除電廠廠用電、電網線損、自備電廠及已市場化的工業電）。總體來看，我們預期在經營性行業用電計劃全部放開后，市場化電量占全社會用電量的比例將達到 55%60%左右，火電市場化電量有望占到其上網電量的 7080%左右，市場化交易機制將成為綜合電價的核心定價模式。圖 35：基準+浮動電價增量部分電量