“十四五”發(fā)用電保持平穩(wěn)新能源裝機(jī)快速提升

1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250022 電力及公用事業(yè)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(shù) 16.85 個百分點(diǎn) 1 HYPERLINK l _TOC_250020 水電子板塊表現(xiàn)相對較好 2 HYPERLINK l _TOC_250019 電力及公用事業(yè)板塊估值處于行業(yè)中游水平 2 HYPERLINK l _TOC_250018 十三五回顧：裝機(jī)結(jié)構(gòu)優(yōu)化，多項(xiàng)指標(biāo)提前完成 4 HYPERLINK l _TOC_250017 十四五展望：發(fā)用電增速保持平穩(wěn)，新能源裝機(jī)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(fèi)結(jié)構(gòu)推算 2025 年風(fēng)光發(fā)電量有望達(dá) 1.37 萬億千瓦時 12 HYPERLINK l _TOC_250014 電網(wǎng)約束角度：新能源發(fā)電占比提升需要電網(wǎng)調(diào)節(jié)支持 14 HYPERLINK l _TOC_250013 火電：煤價高位震蕩，火電盈利有望持續(xù)改善 23 HYPERLINK l _TOC_250012 供給側(cè)改革目標(biāo)初步實(shí)現(xiàn)，煤炭產(chǎn)量穩(wěn)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(shù)據(jù)有不確定性 28 HYPERLINK l _TOC_250007 長期看好裝機(jī)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(guān)注氣源優(yōu)勢明顯的行業(yè)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(chǎn)氣增速加快，國內(nèi)燃?xì)夤┬柘鄬捤?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(wǎng)公司有望重塑行業(yè)格局 38 HYPERLINK l _TOC_250001 重點(diǎn)推薦新奧能源、深圳燃?xì)?41 HYPERLINK l _TOC_250000 風(fēng)險分析 42圖目錄圖 1：20 年以來電力行業(yè)上漲 6.82%，處于各行業(yè)下游水平 1圖 2：2020 年以來電力及公用事業(yè)上漲 6.82%，跑輸滬深 300 指數(shù) 16.85 個百分點(diǎn) 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(yè)子板塊漲跌幅 2圖 5：電力及公用事業(yè)行業(yè)動態(tài)市盈率 19.5 倍 2圖 6：電力及公用事業(yè)行業(yè)最新PB 為 1.55 倍 3圖 7：近五年發(fā)電量及同比（單位：億千瓦時、%） 4圖 8：近五年發(fā)電裝機(jī)及同比（單位：萬千瓦、%） 4圖 9：近五年分類型發(fā)電量（單位：億千瓦時） 5圖 10：近五年分類型發(fā)電裝機(jī)（單位：萬千瓦） 5行業(yè)深度報告圖 11：我國風(fēng)電分季度棄風(fēng)電量及棄風(fēng)率對比（單位：億千瓦時，%） 5圖 12：美國歷史凈發(fā)電量及同比增速（單位：十億千瓦時） 9圖 13：中國歷史發(fā)電量及同比增速（單位：十億千瓦時） 10圖 14：中美歷史發(fā)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(jié)構(gòu)變化 11圖 17：中國用電量結(jié)構(gòu)變化 12圖 18：我國風(fēng)電光伏裝機(jī)占比迅速提升（單位：萬千瓦） 15圖 19：我國風(fēng)電光伏發(fā)電量占比穩(wěn)健增長（億千瓦時） 15圖 20：我國風(fēng)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(jī)占比對比 16圖 23：德國、美國、丹麥和中國風(fēng)電、光伏裝機(jī)占比對比 16圖 24：我國風(fēng)能光能占一次能源比重屬于全球平均水平 16圖 25：典型風(fēng)電項(xiàng)目負(fù)荷率變化 17圖 26：典型光伏項(xiàng)目負(fù)荷率變化 17圖 27：某區(qū)域典型電網(wǎng)

7、負(fù)荷曲線變化 17圖 28：美國加州由于光伏占比較高出現(xiàn)鴨子曲線 17圖 29：情形 1：封閉系統(tǒng)中風(fēng)光電裝機(jī)最高比例 18圖 30：情形 2：考慮現(xiàn)實(shí)裝機(jī)，風(fēng)光電較易實(shí)現(xiàn)的裝機(jī)比例 19圖 31：發(fā)改委能源研究所基于現(xiàn)有碳排放政策對未來裝機(jī)的預(yù)期（單位：GW） 20圖 32：發(fā)改委能源研究所 2030 年預(yù)期裝機(jī)占比 20圖 33：發(fā)改委能源研究所 2050 年預(yù)期裝機(jī)占比 20圖 34：情形 3：依據(jù)發(fā)改委能源研究所 2030 年風(fēng)光占比預(yù)期 21圖 35：基準(zhǔn)+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(nèi)交易電量

8、為主（單位：億千瓦時） 24圖 38：原煤月度產(chǎn)量保持高位（單位：億噸） 24圖 39：原煤累計產(chǎn)量及增速（單位：億噸） 24圖 40：我國煤炭月度進(jìn)口量（單位：萬噸） 25圖 41：我國煤炭累計進(jìn)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(fā)電增速（%） 26圖 45：火電設(shè)備利用小時數(shù)（單位：小時） 26圖 46： 水電月度發(fā)電量同比（單位：億千瓦時，%） 28圖 47：水電設(shè)備利用小時數(shù)（單位：小時） 28圖 48：全國降水量與水電設(shè)備平均利用小

9、時數(shù)（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(fèi)量及同比（億方） 31圖 52：我國天然氣累計消費(fèi)量及同比（億方） 31圖 53：拉尼娜現(xiàn)象示意圖 31圖 54：我國天然氣下游消費(fèi)需求結(jié)構(gòu) 31圖 55：天然氣產(chǎn)量、進(jìn)口量及對外依存度（億方） 32圖 56：國內(nèi)天然氣月度產(chǎn)量及增速（億方） 33圖 57：國內(nèi)天然氣月度進(jìn)口量及增速（億方） 33圖 58：管道氣月度進(jìn)口量及同比（億方） 33圖 59：中俄東線管道示意圖 33圖 60：LNG 進(jìn)口量及同比（億方） 3

10、4圖 61：我國 LNG 產(chǎn)能情況（百萬噸） 34圖 62：2020 年全年國內(nèi)燃?xì)夤┬桕P(guān)系測算（單位：億立方米） 34圖 63：我國 LNG 進(jìn)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(mào)易量及同比（億噸） 36圖 66：2019 年國際 LNG 分國別進(jìn)口結(jié)構(gòu) 36圖 67：國際 LNG 分國別出口結(jié)構(gòu) 36圖 68：全球 LNG 產(chǎn)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(wǎng)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(yùn)特高壓線路 7表 3：近期擬將投運(yùn)的特高壓線路列表 7表 4：十三五電力規(guī)劃完成情況 8表 5：不同機(jī)構(gòu)對我國未來能源需求及機(jī)構(gòu)的預(yù)測 12表 6：2025 年我國非化石能源電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)估算 13表 7：風(fēng)、光裝機(jī)占比分別為 50%、50%情形下的新增裝機(jī)容量（單位：億千瓦） 13表 8：風(fēng)、光裝機(jī)占比分別為 40%、60%情形下的新增裝機(jī)容量 14表 9：十四五電力行業(yè)發(fā)展目標(biāo)展望 21表 10：3%用電增速假設(shè)下電力供需預(yù)測綜合計算表 27表 11：主要水電基地開發(fā)完成情況 30表 12：2020-2025 年全球新增 LNG 產(chǎn)能匯總 36表 13：未來幾年國際L

12、NG 供需格局將持續(xù)維持在較為寬松的局面 37表 14：中石油劃轉(zhuǎn)至管網(wǎng)公司資產(chǎn)梳理 39表 15：中石化劃轉(zhuǎn)至管網(wǎng)公司資產(chǎn)梳理 40電力及公用事業(yè)板塊行情回顧今年以來電力板塊跑輸滬深 300 指數(shù) 16.85 個百分點(diǎn)2020 年市場風(fēng)格整體偏向消費(fèi)及成長板塊，二級市場投資熱度相對較高，電力及公用事業(yè)作為傳統(tǒng)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(yè)指數(shù)相比處于第 23 位；同期滬深 300 指數(shù)上漲 23.66%，電力板塊累計跑輸大盤 16.85 個百分點(diǎn)。圖 1：20 年以來電力行業(yè)上漲 6.82%，處于各行

13、業(yè)下游水平資料來源：Wind 資訊，圖 2：2020 年以來電力及公用事業(yè)上漲 6.82%，跑輸滬深 300 指數(shù) 16.85 個百分點(diǎn)資料來源：Wind 資訊，水電子板塊表現(xiàn)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(shù) 11.54 個百分點(diǎn)；火電子板塊上漲0.79%，跑輸滬深 300 指數(shù) 22.87 個百分點(diǎn)；燃?xì)馕⒌?0.01%，跑輸滬深 300 指數(shù) 23.67 個百分點(diǎn)。整體來看，電力行業(yè)中水電板塊受益于今年來水偏豐，表現(xiàn)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(yè)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(yè)板塊估值處于行業(yè)中游水平截止至 2020 年 12 月 4 日，電力及公用事業(yè)行業(yè)動態(tài)市盈率為 19.5 倍，居于各行業(yè)中下游水平。圖 5：電力及公用事業(yè)行業(yè)動態(tài)市盈率 19.5 倍資料來源：Wind 資訊，而根據(jù)最新凈資產(chǎn)計算的市凈率，電力及公用事業(yè)行業(yè)只有 1.55 倍，在所有行業(yè)中也處于中后的位置。圖 6：電力及公用事業(yè)行業(yè)最新 PB 為 1.55 倍資料來源：Wind 資訊，十三五回顧：裝機(jī)結(jié)構(gòu)優(yōu)化，多項(xiàng)指標(biāo)提前完成國家發(fā)改委、能源局于 2016 年 11 月 7 日發(fā)布了電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（20162020）年（以下簡稱

15、十三五規(guī)劃）。規(guī)劃以“節(jié)約、清潔、安全”為能源發(fā)展方針，提出了“供應(yīng)能力、電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)發(fā)展、綜合調(diào)節(jié)能力、節(jié)能減排、民生用電保障”等六方面目標(biāo)。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(jìn)行匯總對比。從發(fā)電供應(yīng)角度來看，“十三五”規(guī)劃預(yù)期 2020 年我國發(fā)電量將達(dá)到 6.87.2 萬億千瓦時，發(fā)電裝機(jī)規(guī)模為20 億千瓦。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2019 年我國實(shí)現(xiàn)發(fā)電量 7.32 萬億千瓦時，同比增長 4.7%；發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá) 20.1億千瓦，同比增長 5.8%，均已提前一年完成規(guī)劃目標(biāo)。今年 1-10 月我國實(shí)現(xiàn)發(fā)電量 6.03 萬億千瓦時，同比增長 1.4%；發(fā)電

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

17、時，占比 5.54%，較規(guī)劃期初提升 2.31個百分點(diǎn)；光伏發(fā)電量 2238 億千瓦時，占比 3.06%，較規(guī)劃期初提升 2.38 個百分點(diǎn)。從裝機(jī)結(jié)構(gòu)上看，規(guī)劃期內(nèi)新能源裝機(jī)占比快速提升。2019 年底火電裝機(jī) 11.9 億千瓦，占比總裝機(jī)規(guī)模的%，較規(guī)劃期初下滑了 6.46 個百分點(diǎn)；水電裝機(jī) 3.6 億千瓦，占比總裝機(jī)規(guī)模的 17.73%，較規(guī)劃期初下滑了 3.46 個百分點(diǎn)；核電裝機(jī) 4874 萬千瓦，占比 2.42%，較期初提升 0.62 個百分點(diǎn)；2019 年風(fēng)電裝機(jī) 2.1 億千瓦，占裝機(jī)總量的 10.45%，較規(guī)劃期初提升 1.94 個百分點(diǎn)；光伏裝機(jī) 2.0 億千瓦，占裝機(jī)總

18、量的 10.18%，較規(guī)劃期初提升 7.35 個百分點(diǎn)。圖 9：近五年分類型發(fā)電量（單位：億千瓦時）圖 10：近五年分類型發(fā)電裝機(jī)（單位：萬千瓦）資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，目前我國光伏風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模合計達(dá) 4.1 億千瓦，新能源發(fā)電裝機(jī)總量位居世界第一，裝機(jī)容量占比達(dá) 20.6%，新能源發(fā)電正在逐步發(fā)展成為我國發(fā)電裝機(jī)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(fēng)電量及棄風(fēng)率達(dá)到歷史最高值后，之后單季棄風(fēng)率與棄風(fēng)電量同比均處于下降通道。2019 年我國累計棄風(fēng)率降至 4.0%，同比下降 3 個百分點(diǎn)，較 2015 年下降 11 個百分點(diǎn)，已經(jīng)提前實(shí)現(xiàn)國

19、網(wǎng)提出的棄風(fēng)率低于 5%的目標(biāo)。據(jù)2019 年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告顯示，2019 年光伏、水電利用率分別達(dá)到 98%、96%，清潔能源消納情況明顯好轉(zhuǎn)。圖 11：我國風(fēng)電分季度棄風(fēng)電量及棄風(fēng)率對比（單位：億千瓦時，%）資料來源：Wind，根據(jù)國家能源局在2019 年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)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(fù)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(fēng)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(fēng)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(wǎng)調(diào)度能力提升、特高壓行業(yè)深度報告外送線路負(fù)荷率改善，我們預(yù)期風(fēng)電及光伏的外送比例有望進(jìn)一步增長，將成為我國西電東送戰(zhàn)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(yùn)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(fù)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(fēng)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(fēng)電火電+可再生能源火電+可再生能源2016 年5007909502017 年800生能源風(fēng)電+光伏177834717956312017 年800火電+風(fēng)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(yè)深度報告扎魯特-山東青州（魯固直流）準(zhǔn)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(wǎng)資料顯示我國其他已經(jīng)投運(yùn)的特高壓線路還有 3 條，近期擬投運(yùn)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(fēng)電光伏打包外送線路。我們判斷隨著已投運(yùn)的特高壓線路進(jìn)一步發(fā)揮作用，遠(yuǎn)期規(guī)劃的相關(guān)線路順利推進(jìn)，特高壓沿線地區(qū)電力消納情況有望進(jìn)一步改善。表 2：其他已投運(yùn)特高壓線路路線投運(yùn)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(fēng)電光伏為主山東-河北（外電入魯?shù)沫h(huán)網(wǎng)工程）2020 年 1 月1000火電+可再生能源資料來源：新華網(wǎng)、人民網(wǎng)等，表 3：近期擬將投運(yùn)的特高壓線路列表路線預(yù)計投運(yùn)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(guī)劃的主要內(nèi)容如下表所示，總體來看，在電力供應(yīng)與消費(fèi)總量方面，大多數(shù)目標(biāo)均已提前完成，涉及到節(jié)能減排、非化石能源裝機(jī)等目標(biāo)更是顯著超過預(yù)期。我們預(yù)期抽水蓄能、核電和燃?xì)獍l(fā)電的裝機(jī)規(guī)劃目標(biāo)到 2020 年底實(shí)現(xiàn)可能有一定困難，其中抽水蓄能裝機(jī)主要受限于峰谷電價價差機(jī)制不明確而導(dǎo)致發(fā)展低于預(yù)期，燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)低于規(guī)劃主要由于我國天然氣對外依存度提升、燃?xì)獍l(fā)電成本較高從而項(xiàng)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(xiàng)目投產(chǎn)進(jìn)度不及預(yù)期，核電裝機(jī)在 2016

26、年至2018 年三年零核準(zhǔn)，使得核電發(fā)展低于規(guī)劃預(yù)期。表 4：十三五電力規(guī)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(qiáng)度電網(wǎng)綜合線損%預(yù)期性6.646.55.93/已完成節(jié)能減排資料來源：能源局，中電聯(lián)，電力設(shè)計規(guī)劃總院，中創(chuàng)碳投，十四五展望：發(fā)用電增速保持平穩(wěn)，新能源裝機(jī)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(yè)作為國民經(jīng)濟(jì)的基礎(chǔ)性支柱行業(yè)，與國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展及工業(yè)結(jié)構(gòu)變化息息相關(guān)，不同的經(jīng)濟(jì)發(fā)展階段勢必對應(yīng)著不同的電力工業(yè)需求。我國整體上仍處于工業(yè)化中后期，十四五期間經(jīng)濟(jì)仍將保持穩(wěn)中有增，預(yù)期 GDP

27、 年均增速有望在 5%6%的區(qū)間內(nèi)。從 GDP-電力彈性系數(shù)角度出發(fā)，我國電力需求在十四五期間也將保持相對穩(wěn)健的增長。從 2019 年統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，我國人均年用電量僅為 5173 千瓦時，而美國、日本等發(fā)達(dá)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?？紤]到我國的經(jīng)濟(jì)發(fā)展階段、電力工業(yè)歷程及發(fā)用電量結(jié)構(gòu)，我們認(rèn)為以美國為代表的發(fā)達(dá)國家電力工業(yè)發(fā)展演變歷程對我國電力行業(yè)未來發(fā)展有一定的借鑒作用。我們首先分析中美歷史發(fā)電量變化情況，以期對兩國電力產(chǎn)業(yè)當(dāng)前所處階段做出初步判斷。從美國近七十年的凈發(fā)電量數(shù)據(jù)來看，

28、盡管年際間發(fā)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(fā)電量復(fù)合增速呈現(xiàn)穩(wěn)步下臺階的趨勢。為方便分析不同階段的電力工業(yè)發(fā)展，我們將發(fā)電增速在 8%左右的階段定義為快速增長期，發(fā)電增速穩(wěn)定在 35%左右的階段定義為穩(wěn)定成長期，發(fā)電量基本無增長的階段定義為成熟期。從美國電力工業(yè)近年來凈發(fā)電量復(fù)合增速的數(shù)據(jù)來看，1949 年至 1969 年間美國的十年復(fù)合發(fā)電增速分別為 9.2%、7.3%，電力工業(yè)仍處于快速增長期。1970 年到 1999 年間美國的十年復(fù)合發(fā)電增速分別為 4.5%、2.8%、2.2%，發(fā)電增速降檔明顯，基本上圍繞 3%左右波動，處于穩(wěn)定成長期。2000 年至今，美國的

29、十年復(fù)合發(fā)電增速分別為 0.7%、0.1%，發(fā)電量基本無增長，美國電力工業(yè)已步入成熟期。圖 12：美國歷史凈發(fā)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(fā)電量數(shù)據(jù)來看，雖然發(fā)電增速有所波動，但整體我國發(fā)電量仍保持穩(wěn)健增長。如果剔除 1998年前后亞洲金融危機(jī)影響下我國發(fā)電增速回落的數(shù)據(jù)，1985 年至 2011 年間我國發(fā)電量基本上均維持 8%14%左右的高增長，復(fù)合發(fā)電增速也在 8%10%左右，可以認(rèn)為處于快速增長期。單從發(fā)電增速的角度出發(fā)，這一階段我國電力工業(yè)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(fù)合發(fā)電增速逐步回落，分

30、別為 6.7%和 5.2%?？紤]到當(dāng)前我國步入經(jīng)濟(jì)發(fā)展新常態(tài)，經(jīng)濟(jì)增長開始轉(zhuǎn)型換擋，發(fā)電增速也在逐步回落，未來高耗能產(chǎn)業(yè)對經(jīng)濟(jì)增長的拉動效應(yīng)將逐步弱化。我們判斷如無特殊因素擾動，我國電力工業(yè)或?qū)⑦M(jìn)入穩(wěn)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(fā)電量及同比增速（單位：十億千瓦時）資料來源：中電聯(lián)，圖 14：中美歷史發(fā)電量對比（單位：億千瓦時）資料來源：BP，EIA，行業(yè)深度報告從美國歷史用電側(cè)數(shù)據(jù)來看，其工業(yè)用電量在 1989 年達(dá)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(yīng)的美國分用戶用電量結(jié)構(gòu)也有明顯變化，1949 年

31、其工業(yè)用電占比近半，隨后由于居民及商業(yè)用電保持高速增長，工業(yè)用電增速相對偏低，工業(yè)用電占比持續(xù)下滑。1989 年美國工業(yè)用電占比為 35%，隨后在工業(yè)電量絕對值相對穩(wěn)定的大背景下，工業(yè)用電占比進(jìn)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(jié)構(gòu)變化資料來源：中電聯(lián)，資料來源：中電聯(lián)，從美國發(fā)用電歷史數(shù)據(jù)來看，在其電力快速增長期（1949-1969），工業(yè)用電增速盡管低于整體用電增速，但仍維持 8%左右年化復(fù)合增速，用電占比下降 6 個百分點(diǎn)左右，仍是用電增長的主要驅(qū)動力。但從 1989 年起，以工業(yè)用電量停滯不前為標(biāo)志，美

32、國整體電力需求增長趨緩，自 1999 年起整體進(jìn)入成熟期。盡管居民及商業(yè)用電需求仍有一定增長，但綜合年化復(fù)合增速僅為 0.6%（1999-2019 年）。從我國近十年來的用電結(jié)構(gòu)變化來看，第二產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)用電及城鄉(xiāng)居民生活用電瓜分。未來隨著我國經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)持續(xù)轉(zhuǎn)型，高耗能產(chǎn)業(yè)對用電增長的拉動效應(yīng)有望逐步弱化，第二產(chǎn)業(yè)用電占比仍將持續(xù)小幅下降。目前我國二產(chǎn)用電仍保持穩(wěn)中有增，考慮到我國工業(yè)體量較為龐大，短期內(nèi)很難看到二產(chǎn)用電需求停滯的“拐點(diǎn)”。未來電氣化將是我國電力需求增長的主要驅(qū)動力，目前我國電能占終端能源消費(fèi)比重由 2000 年的不足

33、 12%快速提高到 2019 年的 26%。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)計，2025 年我國電能占終端能源消費(fèi)比重將達(dá) 32%，常規(guī)能源電能替代將貢獻(xiàn) 50006000 億千瓦時的用電新增需求，5G 基站、數(shù)據(jù)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(yù)期十四五期間二產(chǎn)用電能維持 2.5%的穩(wěn)健增長，居民及三產(chǎn)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(yù)計十四五期間我國電力工業(yè)仍將處于穩(wěn)定成長期，發(fā)用電增速圍繞 5%這一中樞波動。行業(yè)深度報告圖 17：中國用電量結(jié)構(gòu)變化資料來源：Wind，從能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)推算 2025 年風(fēng)光發(fā)電量有望達(dá)

34、1.37 萬億千瓦時氣候變化是全球性挑戰(zhàn)，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(xiàn)。2015 年 12 月 1 日的巴黎氣候大會上，習(xí)近平主席在開幕致辭時提出，中國將在 2030 年左右達(dá)到碳排峰，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重 20%左右。2020 年 9 月 30 日，習(xí)近平主席在聯(lián)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(dá)到峰值，努力爭取 2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和。在 2020 年 11 月 22 日的二十國集團(tuán)領(lǐng)導(dǎo)人利雅得峰會“守護(hù)地球”主題邊會上，習(xí)近平主席再次強(qiáng)調(diào)，二十國集團(tuán)要繼續(xù)發(fā)揮引領(lǐng)作用，在聯(lián)

35、合國氣候變化框架公約指導(dǎo)下，推動應(yīng)對氣候變化巴黎協(xié)定全面有效實(shí)施。中方宣布中國將提高國家自主貢獻(xiàn)力度，力爭二氧化碳排放 2030 年前達(dá)到峰值，2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和。中國將堅(jiān)定不移加以落實(shí)。我國碳排放政策的提標(biāo)將更有力地倒逼現(xiàn)有能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，加快非化石能源的發(fā)展與應(yīng)用，非化石能源占一次能源的比例有望進(jìn)一步提升。我們梳理了近年來主流能源研究機(jī)構(gòu)對于我國未來能源需求及結(jié)構(gòu)的預(yù)期，整體而言各機(jī)構(gòu)對于 2025 年我國一次能源需求預(yù)測集中在 55 億噸標(biāo)煤左右，非化石能源占比在 20%左右。表 5：不同機(jī)構(gòu)對我國未來能源需求及機(jī)構(gòu)的預(yù)測預(yù)測主體報告名發(fā)布時間預(yù)測時點(diǎn)一次能源需求非化石能源占比（億噸

36、標(biāo)煤）（%）清華大學(xué)氣候變化與中國長期低碳發(fā)展戰(zhàn)略與轉(zhuǎn)型 20252020/10/125520可持續(xù)發(fā)展研究院路徑研究 20306025中國石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研2050 年世界與中國能源展望 20252019/8/225421究院（2019 版） 20305726國網(wǎng)能源研究院中國能源電力發(fā)展展望（2019）2019/11/30資料來源：清華大學(xué)，中石油，國家電網(wǎng)，202555203059如果以 2025 年我國一次能源需求為 55 億噸標(biāo)煤、非化石能源占比 20%為基準(zhǔn)做測算，對應(yīng) 2025 年我國非化石能源發(fā)電量為 36066 億千瓦時。由于水電與核電核批及建設(shè)周期長，結(jié)合目前在建裝機(jī)投產(chǎn)預(yù)期及

37、規(guī)劃，我們預(yù)期 2025 年水電及核電裝機(jī)分別達(dá) 4.2 億千瓦、0.76 億千瓦，對應(yīng)發(fā)電量分別為 14964 億、5472 億千瓦時。我們預(yù)期生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)復(fù)合增速保持 10%左右，對應(yīng) 2025 年生物質(zhì)發(fā)電量為 1938 億千瓦時。由此倒推，我們預(yù)期 2025 年風(fēng)電及光伏的發(fā)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(yīng)結(jié)構(gòu)估算項(xiàng)目單位值項(xiàng)目單位值一次能源需求億噸標(biāo)煤55水電發(fā)電量億千瓦時14964非化石能源占比%20核電裝機(jī)億千瓦0.76非化石能源總量億噸標(biāo)煤11核電平均利用小時小時7200非化石能源用于發(fā)電比例%100核電發(fā)電量億千瓦時5472電力折

38、算標(biāo)準(zhǔn)煤系數(shù)千克標(biāo)煤/千瓦時0.305生物質(zhì)裝機(jī)億千瓦0.38非化石能源折合電力億千瓦時36066生物質(zhì)平均利用小時小時5100水電裝機(jī)億千瓦4.2生物質(zhì)發(fā)電量億千瓦時1938水電利用小時小時3580風(fēng)光發(fā)電量億千瓦時13690資料來源：國網(wǎng)能源研究院，我們分別假設(shè) 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(fēng)電與光電合計發(fā)電量。并分別假設(shè)風(fēng)電與光伏的平均利用小時為 2000 和 1200 小時，從而得到在該風(fēng)、光合計發(fā)電量條件下，假設(shè)不同的風(fēng)、光累計裝機(jī)比例，進(jìn)而得到在不同裝機(jī)比例下十四五期間風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)容量的區(qū)間。目前我國

39、風(fēng)電及光伏裝機(jī)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(fèi) 55 億噸標(biāo)煤、非化石能源占一次能源 20%的預(yù)測假設(shè)下，我國十四五期間風(fēng)電、光伏預(yù)計分別新增裝機(jī) 1.88 億、1.83 億千瓦，折合年化新增裝機(jī)量為 3760 萬千瓦左右。表 7：風(fēng)、光裝機(jī)占比分別為 50%、50%情形下的新增裝機(jī)容量（單位：億千瓦）能源消費(fèi)總量（億 tce）5354555657非化石占比（%）光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)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(wǎng)能源研究院，由于近年來光伏裝機(jī)成本下降速度較快，光伏新增裝機(jī)增速高于風(fēng)電。我們預(yù)期未來十四五期間光伏新增裝機(jī)規(guī)?？赡軙哂陲L(fēng)電。如果在風(fēng)電、光伏累計裝機(jī)比例為 40%：60%的前提下，中性假設(shè)對應(yīng)的風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)分別為 1.2 億、2.95 億千瓦，對應(yīng)年化新增裝機(jī)分別為 2400 萬、5900 萬千瓦。表 8：風(fēng)、光裝機(jī)占比

41、分別為 40%、60%情形下的新增裝機(jī)容量能源消費(fèi)總量（億 tce）5354555657非化石占比（%）光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)光風(fēng)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(wǎng)能源研究院，電網(wǎng)約束角度：新能源發(fā)電占

42、比提升需要電網(wǎng)調(diào)節(jié)支持前述我們通過我國能源結(jié)構(gòu)消費(fèi)轉(zhuǎn)型的預(yù)期，推算了風(fēng)電及光伏裝機(jī)增長的若干種可能路徑。但需要注意的是，由于風(fēng)電和光伏發(fā)電出力存在波動，在目前電化學(xué)儲能調(diào)峰尚未得到大規(guī)模應(yīng)用的情況下，電網(wǎng)能夠接入的新能源裝機(jī)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(fā)電出力模型，并與電網(wǎng)用電負(fù)荷曲線匹配，從而在電網(wǎng)約束條件下推算新能源發(fā)電的天花板。從裝機(jī)容量角度來看，近年來隨著新能源裝機(jī)穩(wěn)步增長，尤其是太陽能裝機(jī)從 2015 年的 4218 萬千瓦快速提升至 2.05 億千瓦，新能源裝機(jī)占我國發(fā)電總裝機(jī)的比重不斷提升。2019 年我國風(fēng)電和太陽能裝機(jī)容量分別為 21005 萬、2046

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

44、光能資源較少。圖 20：我國風(fēng)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(fēng)能及太陽能資源分布集中于三北地區(qū)，相關(guān)省份的風(fēng)電及光伏裝機(jī)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(jī)占比分別為 50%、42.2%、38.4%和 37.4%，均在 35%以上。必須強(qiáng)調(diào)的是，相關(guān)省份通過特高壓輸電線路及區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架支撐，提升了電網(wǎng)調(diào)峰能力，從而實(shí)現(xiàn)了清潔能源的消納及高效利用。行業(yè)深度報告圖 22：2019 年分省份新能源裝機(jī)占比對比資料來源：Wind，從我國和歐美發(fā)達(dá)國家的新能源發(fā)展情況來看，我國風(fēng)電及光伏裝機(jī)占比

45、已經(jīng)高于美國，風(fēng)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(fā)展較為均衡，風(fēng)電、光伏裝機(jī)占比均在 20%出頭；丹麥?zhǔn)芤嬗诒睔W優(yōu)質(zhì)的風(fēng)資源，其風(fēng)電裝機(jī)占比超過 40%，整體風(fēng)光裝機(jī)占比接近 50%。德國和丹麥的新能源裝機(jī)占比均超過 40%，同樣受益于區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力。德國自身火電調(diào)節(jié)能力較強(qiáng)，且可由法國的核電機(jī)組對其調(diào)峰；丹麥則在北歐電力市場中依靠相關(guān)水電機(jī)組調(diào)峰。圖 23：德國、美國、丹麥和中國風(fēng)電、光伏裝機(jī)占比對比圖 24：我國風(fēng)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(fā)用電動態(tài)平衡的角度來看，風(fēng)電及光伏發(fā)電出力受自然資源稟賦影響較大，且在不同地區(qū)不

46、同氣候環(huán)境出力曲線都有不同。我們選取典型項(xiàng)目負(fù)荷率變化來看，風(fēng)電出力呈現(xiàn)“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(xiàn)“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(yè)深度報告圖 25：典型風(fēng)電項(xiàng)目負(fù)荷率變化圖 26：典型光伏項(xiàng)目負(fù)荷率變化資料來源：知網(wǎng)，資料來源：知網(wǎng)，而從用電負(fù)荷來看，城市電網(wǎng)負(fù)荷通常有早晚 2 個高峰，根據(jù)某區(qū)域典型電網(wǎng)負(fù)荷曲線來看，早高峰多出現(xiàn)在上午 9-10 點(diǎn)，晚高峰多出現(xiàn)在 18-19 點(diǎn)。由此可見，新能源發(fā)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(fā)用電出力不平衡的典型代表。

47、下圖所示曲線是用電側(cè)負(fù)荷減去光伏總出力所得到的負(fù)荷曲線，可以看到隨著時間推移、光伏裝機(jī)的不斷增長，負(fù)荷曲線在中午 12 時至下午 3 時光伏出力較大的時點(diǎn)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(dāng)于其他電源出力在此時間段必須迅速增加才能彌補(bǔ)光伏出力下降的缺口。鴨子曲線的出現(xiàn)對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行提出了更高的挑戰(zhàn)，美國加州地區(qū)也在通過提升電網(wǎng)調(diào)峰能力（抽水蓄能、電化學(xué)儲能等）和能源需求側(cè)管理（虛擬電廠等）手段來應(yīng)對。圖 27：某區(qū)域典型電網(wǎng)負(fù)荷曲線變化圖 28：美國加州由于光伏占比較高出現(xiàn)鴨子曲線資料來源：知網(wǎng)，資料來源：北極星電力，行業(yè)深度報告由前述可知

48、，如果電網(wǎng)內(nèi)新能源裝機(jī)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(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行負(fù)荷調(diào)節(jié)的話，勢必會對自身電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行造成挑戰(zhàn)，從而要求電網(wǎng)進(jìn)一步提升調(diào)峰能力。如果以我國作為一個整體電網(wǎng)來考量，那么周邊沒有任何國家能夠?qū)ξ覈陌l(fā)用電波動進(jìn)行調(diào)峰，在現(xiàn)有裝機(jī)結(jié)構(gòu)和技術(shù)條件下，新能源發(fā)電裝機(jī)存在理論上的天花板。為了在現(xiàn)有條件下推算我國新能源裝機(jī)占比的天花板，我們做如下基本假設(shè)：測算模型需要確保新能源消納，不產(chǎn)生棄風(fēng)棄光；我國目前抽水蓄能機(jī)組為 3000 萬千瓦，裝機(jī)占比較?。磺椅覈L(fēng)光資源集中于西北，當(dāng)?shù)厮娰Y源較少。為簡化考慮，暫不考慮抽水蓄能的影響；目前國內(nèi)發(fā)電側(cè)電化學(xué)

49、儲能調(diào)峰裝置成本較高，且尚未廣泛應(yīng)用于電網(wǎng)系統(tǒng)。理論上講，如果儲能技術(shù)有革命性進(jìn)步，能大規(guī)模應(yīng)用于電網(wǎng)調(diào)峰，風(fēng)電及光伏的裝機(jī)占比可以達(dá)到很高的水平。在此次測算模型中暫不考慮電化學(xué)儲能的影響。燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電具有快速冷啟動、負(fù)荷升降快、調(diào)節(jié)性能好等特點(diǎn)，在傳統(tǒng)能源中屬于較好的調(diào)峰裝機(jī)類型，但由于我國天然氣資源較為匱乏，燃?xì)獍l(fā)電調(diào)峰成本相對較高。燃煤發(fā)電機(jī)組也具有一定的調(diào)峰能力，但其有最低穩(wěn)燃負(fù)荷的限制（一般為 30%35%），另外負(fù)荷升降速率也有一定的要求。以上述假設(shè)為前提條件，我們結(jié)合用電負(fù)荷曲線和風(fēng)電、光伏發(fā)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(wǎng)調(diào)峰的前提下，風(fēng)電和光伏裝機(jī)占

50、比盡可能高的情形?？紤]到在傳統(tǒng)能源中，氣電調(diào)峰能力最強(qiáng)，如果電網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)除了風(fēng)電和光伏裝機(jī)外其他機(jī)組均為燃?xì)獍l(fā)電，此時風(fēng)電及光伏的裝機(jī)占比應(yīng)為理論上的最高值。我們?yōu)槟Ｐ鸵雰蓚€重要邊界條件：1、在 19 時，此時用電負(fù)荷快速上升，光伏出力為 0，電網(wǎng)缺口為最大值。此時氣電裝機(jī)為硬約束，日最高出力達(dá)到最高值，我們可以按負(fù)荷率 100%反推氣電裝機(jī)規(guī)模；2、在 2 時，由于用電需求快速下降、風(fēng)電出力略有提升，此時電網(wǎng)僅需依賴風(fēng)電即可滿足負(fù)荷要求，需要控制風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模以避免棄風(fēng)。模型測算結(jié)果顯示，在此孤立系統(tǒng)下光伏、風(fēng)電、氣電裝機(jī)占比分別為 18.2%、36.8%和 45%（風(fēng)電及光伏裝機(jī)占比可以內(nèi)部

51、互做調(diào)整），整體風(fēng)光裝機(jī)占比達(dá) 55%，處于較高水平。圖 29：情形 1：封閉系統(tǒng)中風(fēng)光電裝機(jī)最高比例資料來源：Wind，行業(yè)深度報告從能源資源稟賦來看，我國化石能源儲存呈現(xiàn)“富煤貧油少氣”的格局，反應(yīng)到電力裝機(jī)上，我國火電機(jī)組以燃煤為主、燃?xì)庹急认鄬^小。2019 年我國天然氣裝機(jī)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?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量占比仍然較低，目前僅占全國發(fā)電設(shè)備總裝機(jī)容量的 5%左右，與其他主流發(fā)電裝機(jī)仍有較大差距。從當(dāng)前電力行業(yè)實(shí)踐情況來看，燃?xì)獍l(fā)電主要以調(diào)峰輔助、熱電聯(lián)產(chǎn)和分布式能源等應(yīng)用為主，在可預(yù)期的時間內(nèi)，燃?xì)獍l(fā)電很難成為我國電力

52、裝機(jī)的主要組成部分。因此在情形二中，我們主要參考現(xiàn)實(shí)裝機(jī)結(jié)構(gòu)，測算風(fēng)光電較容易實(shí)現(xiàn)的裝機(jī)比例。此情形下，由于出現(xiàn)水核等基荷能源、同時氣電占比下降，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力較情形 1 減弱，煤電成為發(fā)電側(cè)削峰填谷的主要裝機(jī)。在此模型中出現(xiàn)三個邊界條件：1、在 2 時，受用電需求下降疊加風(fēng)電出力提升，煤電負(fù)荷率明顯下降，此處需要確保煤電負(fù)荷下降速率滿足系統(tǒng)調(diào)節(jié)要求，此外煤電負(fù)荷不低于最低穩(wěn)燃負(fù)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(fù)荷下降速率滿足系統(tǒng)調(diào)節(jié)要求且最終負(fù)荷不低于最低穩(wěn)燃負(fù)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(xiàn)煤電最大出力的硬性約束。在此情形下，模型測算的光伏、風(fēng)電、氣電、水核（基荷）、煤電的裝機(jī)占比分別為 14.5%、20.5%、5%、 15.4%和 44.6%，風(fēng)電+光伏合計為 35%（風(fēng)電及光伏裝機(jī)占比可以內(nèi)部互做調(diào)整）。我們同時測算新能源平攤度電調(diào)峰成本約為 0.021 元，經(jīng)濟(jì)性也保持較高水平。圖 30：情形 2：考慮現(xiàn)實(shí)裝機(jī)，風(fēng)光電較易實(shí)現(xiàn)的裝機(jī)比例資料來源：Wind，此前，發(fā)改委能源研究所在基于不同碳排放政策的假設(shè)下，對我國未來遠(yuǎn)期裝機(jī)結(jié)構(gòu)進(jìn)行預(yù)期。其在基于現(xiàn)有碳排放政策的前提下，預(yù)期 2030 年風(fēng)電、光伏的裝機(jī)分別約為 8.6 億、4.9 億千瓦，同時煤電裝機(jī)絕對值出現(xiàn)

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

55、高的要求。在 2 時，由于風(fēng)電出力提升明顯，其他電源降負(fù)荷能力難以滿足要求，如果電網(wǎng)沒有配置儲能裝置的話，勢必會發(fā)生棄風(fēng)。考慮到棄風(fēng)損失及電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰成本，我們測算風(fēng)電及光伏平攤的度電調(diào)峰成本達(dá) 0.091 元，已處于相對較高水平。圖 34：情形 3：依據(jù)發(fā)改委能源研究所 2030 年風(fēng)光占比預(yù)期資料來源：發(fā)改委能源研究所，綜上所述，我們回顧十三五規(guī)劃可以發(fā)現(xiàn)，大多數(shù)目標(biāo)均已提前完成，涉及到節(jié)能減排、非化石能源裝機(jī)等目標(biāo)更是顯著超過預(yù)期，僅有抽水蓄能、核電和燃?xì)獍l(fā)電的裝機(jī)規(guī)劃目標(biāo)到 2020 年底實(shí)現(xiàn)可能有一定困難。展望十四五，通過對標(biāo)美國電力發(fā)展歷程，我們判斷我國電力工業(yè)仍將處于穩(wěn)定成長期，

56、發(fā)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(jié)構(gòu)方面，按照風(fēng)電：光伏裝機(jī)比例 40%：60%的假設(shè)，結(jié)合 2025 年我國一次能源需求在 55 億噸標(biāo)煤左右，非化石能源占比在 20%左右的預(yù)測，我們測算對應(yīng)十四五期間風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)分別為 1.2 億、2.95 億千瓦，對應(yīng)年化新增裝機(jī)分別為 2400 萬、5900 萬千瓦。從電網(wǎng)負(fù)荷約束的角度來看，在現(xiàn)有裝機(jī)結(jié)構(gòu)和電網(wǎng)調(diào)峰能力下，考慮到我國幅員遼闊，不同區(qū)域間天然帶有峰谷互補(bǔ)的優(yōu)勢，我們測算在不考慮儲能配置的前提下， 風(fēng)電及光伏合計占總裝機(jī)的比重上限為35%40%。考慮到新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展進(jìn)度有望超預(yù)

57、期，我們對十四五期間風(fēng)電及光伏年化新增裝機(jī)的預(yù)期分別為 3000萬、7500 萬千瓦，在此假設(shè)下 2025 年底我國風(fēng)電及光伏裝機(jī)占比合計約為 35%左右，已逐步觸及電網(wǎng)調(diào)峰能力的上限。在十四五期間，新能源裝機(jī)占比的提升暫時還不會受到電網(wǎng)負(fù)荷約束的影響，但在十四五末期，電網(wǎng)需要進(jìn)行包括虛擬電廠、電化學(xué)儲能、抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組調(diào)峰等一系列的前瞻布局以應(yīng)對新能源占比日益增加的局面，十四五或?qū)⒊蔀殡娏ο到y(tǒng)電化學(xué)儲能調(diào)峰的起點(diǎn)。表 9：十四五電力行業(yè)發(fā)展目標(biāo)展望名稱單位2020E2025E年均增長年化復(fù)合增速全社會用電量萬億千瓦時7.459.510.4125%總裝機(jī)億千瓦21.428.941.50

58、86%煤電裝機(jī)億千瓦10.7120.262%氣電裝機(jī)億千瓦11.50.18%常規(guī)水電裝機(jī)億千瓦3.383.780.082%抽水蓄能億千瓦0.320.40.0165%風(fēng)電裝機(jī)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(zhì)裝機(jī)億千瓦0.270.40.0268%非化石能源發(fā)電裝機(jī)合計億千瓦9.3615.441.21611%非化石能源裝機(jī)占比43.7%53.4%資料來源：能源局，中電聯(lián)，火電：煤價高位震蕩，火電盈利有望持續(xù)改善電價：調(diào)整風(fēng)險解除，市場化程度不斷推進(jìn)今年以來由于疫情的蔓延，我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展受到較大沖擊，市場普遍擔(dān)心發(fā)電側(cè)會

59、在政策干預(yù)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(qiáng)總理在政府工作報告中提出：推動降低企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營成本，降低工商業(yè)電價 5%政策延長到今年年底。目前根據(jù)相關(guān)電網(wǎng)企業(yè)表態(tài)，下半年降電價空間仍將由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，政府工作報告中也未提到調(diào)整發(fā)電側(cè)電價，我們判斷發(fā)電企業(yè)降電價風(fēng)險基本消除，綜合上網(wǎng)電價受電力市場化程度提升、供需關(guān)系等因素影響呈現(xiàn)小幅波動。自 2015 年中發(fā) 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(yè)企業(yè)用電即二產(chǎn)用電為主，煤電市場化電量約在其上網(wǎng)

60、電量的 50%左右。而隨著煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化機(jī)制，未來市場化電量的規(guī)模及占比有望得到進(jìn)一步提升。根據(jù)相關(guān)機(jī)制分析，我們預(yù)期新增的市場化電量主要為第三產(chǎn)業(yè)用電（占用電量比重約 16.4%，主體為一般工商業(yè)用電）和二產(chǎn)用電中可以進(jìn)一步市場化的部分（占比約 7.3%，即二產(chǎn)用電扣除電廠廠用電、電網(wǎng)線損、自備電廠及已市場化的工業(yè)電）?？傮w來看，我們預(yù)期在經(jīng)營性行業(yè)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(dá)到 55%60%左右，火電市場化電量有望占到其上網(wǎng)電量的 7080%左右，市場化交易機(jī)制將成為綜合電價的核心定價模式。圖 35：基準(zhǔn)+浮動電價增量部分電量