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1、4 新能源发展对电煤需求的影响分析 【】Table_Industry 煤炭开采 Table_ReportTime2023 年 10 月 30 日 请阅读最后一页免责声明及信息披露2 证券研究报告 行业研究 行业深度研究 煤炭开采煤炭开采 投资评级投资评级 看好看好 上次评级上次评级 看好看好 Table_Author 左前明能源行业首席分析师 执业编号:S01 联系电话: 邮箱: 李春驰电力公用联席首席分析师 执业编号:S01 联系电话: 邮箱: 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO
2、.,LTD 北 京 市 西 城 区 闹 市 口 大 街9号 院1号 楼 邮编:100031 新能源发展对电煤需求的影响分析新能源发展对电煤需求的影响分析 2023 年 10 月 30 日 本期内容提要本期内容提要:在我们信达能源团队去年发布的我国能源、煤炭中长期需求展望我在我们信达能源团队去年发布的我国能源、煤炭中长期需求展望我国能源、煤炭需求中长期预测(二)国能源、煤炭需求中长期预测(二)20 电力电量分析与展望电力电量分析与展望报告中,我们对于报告中,我们对于“十三五十三五”以来能源电力消费弹性(需求总量增速以来能源电力消费弹性(需求总量增速/实际实际 GDP
3、 GDP 增速)逐年抬升的逻辑、全社会用电量结构及后续演绎趋势进行了全增速)逐年抬升的逻辑、全社会用电量结构及后续演绎趋势进行了全面分析。在此基础上,考虑到电煤又是煤炭消费最主要的领域(面分析。在此基础上,考虑到电煤又是煤炭消费最主要的领域(20222022 年,年,电煤约占动力煤比例电煤约占动力煤比例 63%63%,约占煤炭总量的约占煤炭总量的 54%54%),本文总结梳理了我国过),本文总结梳理了我国过去新能源和煤电发展实践经验,深入剖析了新能源与煤电协同发展的关系,去新能源和煤电发展实践经验,深入剖析了新能源与煤电协同发展的关系,并对新能源与煤电电力电量平衡进行了预测与展望,据此进一步研
4、究得出并对新能源与煤电电力电量平衡进行了预测与展望,据此进一步研究得出新能源发展对电煤需求的影响。新能源发展对电煤需求的影响。能源产业规划政策调整,明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设。能源产业规划政策调整,明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设。“十四五”现代能源体系规划首要原则是保障安全、绿色低碳,明确大力发展非化石能源、推动构建新型电力系统的同时,加强煤炭安全托底保障,发挥煤电支撑性调节性作用。需关注的是,相较能源发展“十二五”“十三五”规划,在煤炭煤电方面,“十二五”规划的要求是“安全高效开发煤炭和高效清洁发展煤电”、“十三五”规划的要求是“严格控制审批新建煤矿项目、优化规划煤电建设
5、时序和合理确定新增煤电规模”,而“十四五”规划的要求是“加强煤炭安全托底保障、发挥煤电支撑性调节性作用和大力推动煤电三改联动”。同时,2023 年 10 月 1日,求是杂志刊发的中共国家发展改革委党组署名文章深刻把握六方面重大关系的实践要求以高质量发展推动中国式现代化中明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设。近年来,风光等新能源保持稳步增长态势,发电增量贡献中以风光为主,近年来,风光等新能源保持稳步增长态势,发电增量贡献中以风光为主,水电占比收窄,煤电仍保持相对较大规模增量。从新增装机看,水电占比收窄,煤电仍保持相对较大规模增量。从新增装机看,2013-2022年,风光新能源装机保持较高规模增
6、量(2017 年以来增量占比始终保持 50%以上),火电新增装机占比逐年下降但仍保持相对较大规模(增量占比由2012 年的 60.84%下降至 2022 年的 19.03%,火电装机绝对增量仅下降 1573万千瓦),而且 2023 年以来国家同步加大风光和煤电装机。从发电绝对量从发电绝对量看,看,2013-2022 年,火电仍是我国主要的发电方式(年均复合增速 3.5%),但其在总发电量中的占比有所下降(由 78.59%下降至 65.91%),而可再生能源在总发电量中的占比有所提高,尤以风力和太阳能发电增长最为突出(由 2.09%提高至 13.69%);从发电增量看,从发电增量看,2013-2
7、022 年,新增发电量中风光等新能源增量占比逐步提高且保持稳步增长的趋势(由 12.46%提升至65.34%,),水电增量占比总体呈下降趋势(由 73.31%下降至 4.69%),火电增量仍保持较大占比但波动较大(如 2021 年占比 62.55%,2022 年占比26.59%);需关注的是,在风光等新能源快速发展的同时,煤电也保持着需关注的是,在风光等新能源快速发展的同时,煤电也保持着同步增长的态势,如同步增长的态势,如 20162016 年以来的煤电发电量逐年抬升(同比增速在年以来的煤电发电量逐年抬升(同比增速在1.58%1.58%-8.58%8.58%之间波动),同比增幅明显高于之间波动
8、),同比增幅明显高于“十二五十二五”期间(由期间(由 6.70%6.70%逐年逐年降至降至-2.46%2.46%),换言之,),换言之,某种程度上讲,某种程度上讲,当前当前发电增量中的发电增量中的风光等新能源风光等新能源增量主要替代水电减量,煤电增量仍保持着相对较大份额(如增量主要替代水电减量,煤电增量仍保持着相对较大份额(如 20172017 年、年、20182018 年、年、20212021 年年、2 2023023 年年)。)。CY8ZsUfWqUFYgVpYaQaObRoMqQnPsRiNmNoOfQtQpO7NoPmMwMqMrQwMqMmQ 请阅读最后一页免责声明及信息披露3 煤电
9、与新能源有效协同发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应的必由之路。的必由之路。一方面,受技术和经济性等约束,风光新能源的发展仍面临挑战,如风光的高波动和间歇性对现有电力系统的较大冲击、时空错配叠加调节资源缺乏带来的消纳压力、能量密度低致使土地空间需求大、电力送出受网架限制、以及“新能源+储能”的高成本导致经济性差等,中短期仍难以成为主体电源。另一方面,煤炭开发利用主要区域与风光资源富集区域高度重合,煤电的高效、经济和便捷性能够满足支撑新能源的大规模接入后电力系统稳定的需求。此外,国家相关主管部门正积极推动煤电“三改联动”和“
10、两个联营”以及风光火储一体化的协同发展模式,传统能源央国企也加快布局新能源业务,推动煤炭与新能源优化组合。我们认为,煤电与我们认为,煤电与新能源不是简单的此消彼长的对立关系,新能源高速增长的同时也给电力新能源不是简单的此消彼长的对立关系,新能源高速增长的同时也给电力安全稳定供应带来一系列挑战,“新能源安全稳定供应带来一系列挑战,“新能源+储能储能”并不能成为煤电的替代者并不能成为煤电的替代者,在过去新能源与煤基能源同步增长的实践中也得以验证,未来煤电与新能在过去新能源与煤基能源同步增长的实践中也得以验证,未来煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应的必由之路,源有效协同
11、发展是构建新型电力系统、保障能源安全稳定供应的必由之路,煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位也将更加明确。煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位也将更加明确。受限于电力系统消纳瓶颈及用电需求超预期增长,电煤达峰时间预计在受限于电力系统消纳瓶颈及用电需求超预期增长,电煤达峰时间预计在20282028 年后。年后。综合考虑电力消费弹性的波动性和经济高质量发展下 GDP 增速趋缓,假设 2023-2030 年全国社会用电量保持 6%5.5%5%4%的增速变化趋势,同时考虑风光新能源的高增速,我们以此为基准情形保守测算煤电或将在 2028 年达峰,2023-2030 年预测电煤消费增速分
12、别为 4.6%、1.8%、1.3%、1.4%、1.3%、0.3%、-0.7%、-0.7%。但需注意的是,随着新能源电量占比的提升,电力系统消纳瓶颈问题凸显,同时计算机、通讯、半导体、人工智能、新能源及电动汽车等新兴产业快速发展、居民生活用电占比提升,将增强我国全社会用电量的需求弹性与增长韧性,社会用电需求有望继续超预期增长,进而导致电煤达峰时间或将晚于 2028 年,且存在一定的平台期(参照国家能源集团技术经济研究院研究成果,预计 2033 年电煤达峰,达峰后存在约 10 年的平台期)。此外,从能源安全保障作用角度看,煤电发电量仍然占总发电量的近一半,煤电在电力保供中的重要地位中短期内难以改变
13、。投资建议:投资建议:我国“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋决定了煤炭煤电在我国能源、电力中的主体地位,电煤又是煤炭最重要的消费领域。考虑到新能源发展前景光明但需要相当长的时间周期,目前在电力、能源结构中的占比还很低,且随着用电侧电力负荷上行、波动性加大与发电侧风、光等不稳定电源占比提升,新能源消纳压力逐渐显现,短期内难以满足社会用电需求。反观煤电,作为支撑性和调峰电源,其具有技术和经济上的优势,可为新能源平抑波动提供调峰、调频、电压调节等服务,规避新能源发电的不稳定性,将长时期承担保障电力安全的核心作用。与此同时,国家大力推动煤炭煤电和新能源“两个联营”,推动煤电向基础保障性和系统调节性电源
14、并重转型。因此,全社会用电量的较快增长将对煤炭需求持续增长形成有力支撑,电力需求持续增长仍需煤电支撑(经分析,我们理论测算电煤 2028 年达峰,实际或将滞后达峰,且具有较长的平台期),叠加煤电的调节能力和顶峰能力愈加凸显,进而带动力煤乃至煤炭消费的持续增长。结合我们对能源、煤炭产能周期的系统研究,本轮能源大通胀周期依然处结合我们对能源、煤炭产能周期的系统研究,本轮能源大通胀周期依然处在早中期,现阶段煤炭行业基本面趋势、双碳能源政策新导向均利好板块在早中期,现阶段煤炭行业基本面趋势、双碳能源政策新导向均利好板块 请阅读最后一页免责声明及信息披露4 估值修复与提升,再考虑优质煤炭企业依然具有高壁
15、垒、高现金、高分红、估值修复与提升,再考虑优质煤炭企业依然具有高壁垒、高现金、高分红、高股息的属性,板块投资攻守兼备且具有高性价比,当前仍是逢低积极配高股息的属性,板块投资攻守兼备且具有高性价比,当前仍是逢低积极配置煤炭板块较好的阶段。置煤炭板块较好的阶段。结合本文研究,在新能源短期难以满足用电需求结合本文研究,在新能源短期难以满足用电需求的背景下,电煤需求达峰尚需时日,动力煤需求保持增长确定性较高,同的背景下,电煤需求达峰尚需时日,动力煤需求保持增长确定性较高,同时考虑煤炭行业仍处景气周期及行业高贝塔属性,我们继续全面看多煤炭时考虑煤炭行业仍处景气周期及行业高贝塔属性,我们继续全面看多煤炭板
16、块,继续建议关注煤炭的历史性配置机遇。建议关注以下投资主线:一板块,继续建议关注煤炭的历史性配置机遇。建议关注以下投资主线:一是以动力煤资源为主且增长空间大、资源禀赋优的兖矿能源、广汇能源、是以动力煤资源为主且增长空间大、资源禀赋优的兖矿能源、广汇能源、陕西煤业、中煤能源、山煤国际、晋控煤业等;二是“两个联营”政策推陕西煤业、中煤能源、山煤国际、晋控煤业等;二是“两个联营”政策推动下拥有煤电一体化协同发展优势的中国神华、新集能源等;三是行业高动下拥有煤电一体化协同发展优势的中国神华、新集能源等;三是行业高景气度下兼具优质稀缺冶金煤资源和动力煤的平煤股份、淮北矿业、山西景气度下兼具优质稀缺冶金煤
17、资源和动力煤的平煤股份、淮北矿业、山西焦煤、潞安环能、盘江股焦煤、潞安环能、盘江股份等。份等。风险因素:风险因素:宏观经济下滑导致用电量增速不及预期;能源产业政策出现重大调整;电力市场化改革推进缓慢;储能技术取得重大技术突破;煤炭灵活性改造等调峰措施发展不及预期。请阅读最后一页免责声明及信息披露5 目录 一、回顾过去:新能源发展需要煤基能源支撑,煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位更加明确.7 1.电煤需求拉动动力煤总消费量增长.7 2.“新能源”定位表述变化,明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设.8 3.风光新能源保持增长态势,发电增量贡献中以风光为主,水电占比收窄,煤电增量仍保持
18、较大规模.11 4.煤电仍将长时期承担保障电力安全重任,并向基础保障性和系统调节性电源并重转型.14 二、立足当下:煤电与新能源的有效协同是能源安全稳定供应必由之路.15 1 新能源短期内难以承担主体电源作用.16 2 煤电具备支撑新能源有效协同发展的基础条件.18 3 煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统的必由之路.19 4 政策主导&煤企实施,共同推进煤炭煤电与新能源一体化发展.20 三、展望未来:煤电预计 2028 年达峰,实际达峰或将滞后,且达峰后存在一定平台期.23 1 电力趋势预测:全社会用电量的增速预计在 6%左右.23 2 电量平衡预测:“十四五”期间电煤需求保持增长.2
19、3 3 电煤需求预测:保守测算预计 2028 年达峰,达峰后存在平台期.25 4 受限于电力系统消纳瓶颈及用电需求超预期增长,实际电煤达峰时间或晚于 2028 年.26 四、投资机会.30 风险因素.32 表目录 图目录 表 1:能源发展五年规划关于能源工作的相关表述.8 表 2:近几年能源工作指导意见相关煤炭煤电、非化石能源等的表述.10 表 3:2012-2022 年新增发电量情况(单位:千瓦时、%).13 表 4:风光水电等电量存在供需季节性波动.16 表 5:主要调峰电源的调峰设施成本.20 表 6:主要地区的煤电灵活性改造工作进展情况.20 表 7:“两个联营”相关政策描述.21 表
20、 8:风光火储一体化布局相关梳理.22 表 9:相关机构关于“十四五”期间 GDP、电力增速预测.23 表 10:全社会用电量和发电量预测(万千瓦时).23 表 11:主要非化石能源新增装机预测(万千瓦).24 表 12:主要非化石能源装机容量预测(万千瓦).24 表 13:2023-2030 年主要非化石能源利用小时数预测(小时).24 表 14:2023-2030 年非化石能源发电量预测(亿千瓦时、亿吨标煤).25 表 15:2023-2030 年燃煤、燃气发电量预测(亿千瓦时).25 表 16:2023-2030 年电煤消耗预测(万吨).26 表 17:2023 全国部分地区光伏和风电利
21、用小时数.27 表 18:全社会用电量一直保持增速 5%情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时).28 表 19:全社会用电量一直保持增速 4.5%情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时)28 表 20:全社会用电量一直保持增速 4%情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时).28 表 21:重点上市公司估值表.31 请阅读最后一页免责声明及信息披露6 图 1:我国煤炭主要煤种及用途分类.7 图 2:2022 年电煤消费量占动力煤消费总量比重.7 图 3:电煤消费量占动力煤消费总量比重(万吨,%).7 图 4:2013-2022 全国总发电量及增速(亿千瓦时,%).11 图 5:20
22、13 年以来我国发电量结构(%).12 图 6:2013 年以来我国发电装机容量结构(万千瓦).12 图 7:2013-2022 年煤电发电量(亿千瓦时,%).12 图 8:2013-2022 年我国风光新能源发电量(亿千瓦时,%).12 图 9:2013-2022 我国新增发电量(亿千瓦时).13 图 10:2013-2022 我国新增发电量结构(亿千瓦时,%).13 图 11:2013-2022 我国新增发电装机结构(万千瓦).14 图 12:2021-2023H1 煤电核准总量情况(万千瓦).14 图 13:2012-2022 我国煤电发电量比重(亿千瓦时).14 图 14:2013-2
23、023M9 我国总发电量和火电发电量增速(%).14 图 15:火电平均利用小时数(小时).15 图 16:电力消费弹性.15 图 17:某典型日风电出力预测.16 图 18:某典型日光伏出力预测.16 图 19:历年弃风弃光率情况.17 图 20:2021-2022 部分省份弃风弃光情况.17 图 21:“十四五”大型清洁能源基地布局示意图.17 图 22:国家规划矿区和对国民经济具有重要价值矿区示意图.19 图 23:我国水平面太阳能资源分布.19 图 24:全国 100 米高度层平均风功率密度.19 图 25:全国 100 米高度层年均风速分布.19 图 26:不同时间尺度下的风电场、光
24、伏电站出力情况.26 图 28:欧美国家风电弃电率.27 图 29:2023 全国部分地区光伏和风电利用小时数.27 图 30:美、欧、日能源消费量情况(艾焦耳).28 图 31:主要国家碳排放情况(亿吨二氧化碳).28 图 32:我国中长期 CO2 减排路径.30 图 33:煤炭消费达峰后可能经历 5-10 年的峰值平台期.30 请阅读最后一页免责声明及信息披露7 一、回顾过去:新能源发展需要煤基能源支撑,煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位更加明确 1.电煤需求拉动动力煤总消费量增长 我国煤炭消费的绝大部分用于动力煤。我国煤炭消费的绝大部分用于动力煤。按照煤化程度煤炭可以分为:褐煤
25、、烟煤和无烟煤,三者煤化程度依次递增。煤化程度也叫煤的变质程度,通俗理解就是煤中碳元素含量的高低。煤化程度和煤的转变时间及转变环境有关,煤化程度越高所需要的时间和条件也越苛刻。按用途可以将煤炭分为炼焦煤和动力煤。炼焦煤具有较好的粘结性和较厚的胶质层,可用于炼焦。动力煤,顾名思义就是提供动力来源的煤炭,理论上所有的煤种均可以作为动力煤,实践中煤炭消费的绝大部分用于动力煤(占比约 86%)。电力行业是我国动力煤消费的第一大户,未来电煤需求的增加是动力煤需求增长的主要因电力行业是我国动力煤消费的第一大户,未来电煤需求的增加是动力煤需求增长的主要因素。素。动力煤下游分为火电、供热、化工、冶金和建材,主
26、要作为燃料也有少部分作为原料。在动力煤供需紧张价格高企的时段,也有炼焦配煤转作动力煤使用的情况。从动力煤下游消费结构看,电煤消费量占动力煤消费总量比重保持在 58%-64%之间(其中 2022 年占比 63%)。非电煤消费量占比相对较稳定。此外,随着经济发展稳中有进,电煤消费量整体呈现逐年上升的趋势(其中,2022 年电煤消费同比增速 3.87%,2023 年 1-8 月同比增速 8.50%),未来电煤消费量的增长将直接拉动动力煤消费乃至煤炭消费总量的增长。图图 1 1:我国煤炭主要煤种及用途分类:我国煤炭主要煤种及用途分类 资料来源:煤炭资源网,信达证券研发中心 图图 2 2:2 20220
27、22 年电煤消费量占动力煤消费总量比重年电煤消费量占动力煤消费总量比重 资料来源:煤炭资源网,信达证券研发中心 图图 3 3:电煤消费量占动力煤消费总量比重(万吨,电煤消费量占动力煤消费总量比重(万吨,%)资料来源:煤炭资源网,信达证券研发中心 电煤建材行业8%化工行业6%冶金行业5%供热耗煤8%其他行业10%59%60%62%61%61%62%63%64%55%56%57%58%59%60%61%62%63%64%65%05000002000002500003000003500004000002000222023M1-8电煤消
28、费量动力煤总消费量电煤占动力煤总消费量比重 请阅读最后一页免责声明及信息披露8 2.“新能源”定位表述变化,明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设“十四五”现代能源体系规划首要原则是保障安全、绿色低碳,明确大力发展非化石能“十四五”现代能源体系规划首要原则是保障安全、绿色低碳,明确大力发展非化石能源的同时,加强煤炭安全托底保障,发挥煤电支撑性调节性作用。源的同时,加强煤炭安全托底保障,发挥煤电支撑性调节性作用。该规划指出我国步入构建现代能源体系的新阶段,“十四五”时期是为力争在 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实现碳中和打好基础的关键时期,必须协同推进能源低碳转型与供给保障,加快能源系
29、统调整以适应新能源大规模发展,推动形成绿色发展方式和生活方式。其中,在电力系统建设方面,加快发展风电、太阳能发电,因地制宜开发水电,积极安全有序发展核电,有序推进煤电等支撑性、调节性电源建设,全面实施煤电机组灵活性改造,同时明确提出推动构建新型电力系统,推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进,加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。需关注的是,相较能源发展需关注的是,相较能源发展“十二五十二五”“十三五十三五”规划,在非化石能源方面前两个五年规划的重规划,在非化石能源方面前两个五年规划的重点
30、任务顺序为水电、核电、风力和太阳能,而点任务顺序为水电、核电、风力和太阳能,而“十四五十四五”规划优先强调加快发展风光;在煤炭规划优先强调加快发展风光;在煤炭煤电方面,煤电方面,“十二五十二五”规划的要求是规划的要求是“安全高效开发煤炭和高效清洁发展煤电安全高效开发煤炭和高效清洁发展煤电”、“十三五十三五”规划规划的要求是的要求是“严格控制审批新建煤矿项目、优化规划煤电建设时序和合理确定新增煤电规模严格控制审批新建煤矿项目、优化规划煤电建设时序和合理确定新增煤电规模”,而而“十四五十四五”规划的要求是规划的要求是“加强煤炭安全托底保障、发挥煤电支撑性调节性作用和大力推动加强煤炭安全托底保障、发
31、挥煤电支撑性调节性作用和大力推动煤电煤电三改联动三改联动”。可见,能源发展五年规划对煤炭煤电和新能源等政策出现新的调整变化,。可见,能源发展五年规划对煤炭煤电和新能源等政策出现新的调整变化,当前在大力发展风光新能源、推动构建新型电力系统的同时,进一步强调煤炭的兜底安全保当前在大力发展风光新能源、推动构建新型电力系统的同时,进一步强调煤炭的兜底安全保障作用,明确提出发挥煤电等支撑性调节性电源作用,同步有序推动煤电建设和煤电灵活性障作用,明确提出发挥煤电等支撑性调节性电源作用,同步有序推动煤电建设和煤电灵活性改造等。改造等。表表 1:能源发展五年规划关于能源工作的相关表述:能源发展五年规划关于能源
32、工作的相关表述 文件文件 表述表述 能源发展“十二五”规划 首要原则是坚持节约优先。首要原则是坚持节约优先。实施能源消费强度和消费总量双控制,努力构建节能型生产消费体系,促进经济发展方式和生活消费模式转变,加快构建节能型国家和节约型社会。到到 2015 年的年的主要主要发展目标发展目标:能源消费总量与效率,实施能源消费强度和消费总量双控制,能源消费总量 40 亿吨标煤,用电量 6.15 万亿千瓦时,单位国内生产总值能耗比 2010 年下降 16%,能源综合效率提高到 38%,火电供电标准煤耗下降到 323 克/千瓦时。能源生产与供应能力,一次能源供应能力 43 亿吨标准煤,其中国内生产能力 3
33、6.6 亿吨标准煤,石油对外依存度控制在 61%以内。能源结构优化,非化石能源消费比重提高到 11.4%,非化石能源发电装机比重达到 30%,天然气占一次能源消费比重提高到 7.5%,煤炭消费比重降低到 65%左右。非化石能源方面:非化石能源方面:积极有序发展水电,“十二五”时期,开工建设常规水电 1.2 亿千瓦、抽水蓄能电站 4000 万千瓦。到 2015 年,全国常规水电、抽水蓄能电站装机分别达到 2.6 亿千瓦和 3000 万千瓦。安全高效发展核电,到 2015 年,运行核电装机达到 4000 万千瓦,在建规模 1800 万千瓦。加快发展风能等其他可再生能源,坚持集中与分散开发利用并举,
34、以风能、太阳能、生物质能利用为重点,大力发展可再生能源,到 2015 年,风能发电装机规模达到 1 亿千瓦;太阳能发电装机规模达到 2100 万千瓦。电力系统方面:电力系统方面:推进智能电网建设,加快智能电网建设,着力增强电网对新能源发电、分布式能源、电动汽车等能源利用方式的承载和适应能力,实现电力系统与用户互动,推动电力系统各环节、各要素升级转型,提高电力系统安全水平和综合效率,带动相关产业发展。“十二五”时期,建成若干个智能电网示范区,力争关键技术创新和装备研发走在世界前列。煤炭煤电方面:煤炭煤电方面:安全高效开发煤炭,按照控制东部、稳定中部、发展西部的原则,稳步推进大型煤炭基地建设,以大
35、型骨干企业为主体,重点建设大型现代化煤矿,到 2015 年,煤炭产能达到 41 亿吨,煤炭产量控制在 39 亿吨以内;采煤机械化程度达到 75%以上;安全高效煤矿产量 25 亿吨,占全国的 60%以上,比 2010 年增加约 30 个百分点;原煤百万吨死亡率下降 28%以上。高效清洁发展煤电,稳步推进大型煤电基地建设,在中西部煤炭资源富集地区,鼓励煤电一体化开发,在中东部地区合理布局港口、路口电源和支撑性电源,严格控制在环渤海、长三角、珠三角地区新增除“上大压小”和热电联产之外的燃煤机组,积极发展热电联产,“十二五”时期,全国新增煤电机组 3 亿千瓦,其中热电联产7000 万千瓦、低热值煤炭资
36、源综合利用 5000 万千瓦。请阅读最后一页免责声明及信息披露9 能源发展“十三五”规划 首要原则是首要原则是革命引领,创新发展革命引领,创新发展。把能源革命作为能源发展的核心任务,把创新作为引领能源发展的第一动力。加快技术创新、体制机制创新、商业模式创新,充分发挥市场配置资源的决定性作用,增强发展活力,促进能源持续健康发展。到到 2020 年的年的主要主要发展目标发展目标:能源消费总量,能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内,煤炭消费总量控制在 41 亿吨以内,全社会用电量预期为 6.87.2 万亿千瓦时。能源供应能力,国内一次能源生产量约 40 亿吨标准煤,其中煤炭 39亿吨,非化石能源
37、 7.5 亿吨标准煤,发电装机 20 亿千瓦左右。能源消费结构,非化石能源消费比重提高到 15%以上,天然气消费比重力争达到 10%,煤炭消费比重降低到 58%以下,发电用煤占煤炭消费比重提高到 55%以上。能源系统效率,单位国内生产总值能耗比 2015 年下降 15%,煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时 310 克标准煤以下,电网线损率控制在 6.5%以内。非化石能源方面:非化石能源方面:推进非化石能源可持续发展。统筹资源、环境和市场条件,超前布局、积极稳妥推进建设周期长、配套要求高的水电和核电项目,实现接续滚动发展。坚持集中开发与分散利用并举,调整优化开发布局,全面协调推进风电开发,推动太阳能
38、多元化利用,因地制宜发展生物质能、地热能、海洋能等新能源,提高可再生能源发展质量和在全社会总发电量中的比重。常规水电,坚持生态优先、统筹规划、梯级开发,有序推进流域大型水电基地建设,2020 年常规水电规模达到 3.4 亿千瓦,“十三五”新开工规模 6000 万千瓦以上。核电,安全高效发展核电,在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目,2020 年运行核电装机力争达到 5800 万千瓦,在建核电装机达到 3000 万千瓦以上。风电,坚持统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用,调整优化风电开发布局,逐步由“三北”地区为主转向中东部地区为主,大力发展分散式风电,2020 年风电装机规模达到 2
39、.1 亿千瓦以上,风电与煤电上网电价基本相当。太阳能,坚持技术进步、降低成本、扩大市场、完善体系,优化太阳能开发布局,优先发展分布式光伏发电,2020 年,太阳能发电规模达到 1.1 亿千瓦以上,其中分布式光伏 6000 万千瓦、光伏电站 4500 万千瓦、光热发电 500 万千瓦,光伏发电力争实现用户侧平价上网。电力系统方面:电力系统方面:坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效的发展原则,充分论证全国同步电网格局,进一步调整完善电网主网架。探索建立灵活可调节的跨区输电价格形成机制,优化电力资源配置。进一步优化完善区域和省级电网主网架,充分挖掘既有电网输送潜力,示范应用柔性直流输电,加快突
40、破电网平衡和自适应等运行控制技术,着力提升电网利用效率;“十三五”期间新增跨省区输电能力 1.3 亿千瓦左右。煤炭煤电方面:煤炭煤电方面:煤炭方面,严格控制审批新建煤矿项目、新增产能技术改造项目和生产能力核增项目,确需新建煤矿的,实行减量置换。运用市场化手段以及安全、环保、技术、质量等标准,加快淘汰落后产能和不符合产业政策的产能,积极引导安全无保障、资源枯竭、赋存条件差、环境污染重、长期亏损的煤矿产能有序退出,推进企业兼并重组,鼓励煤、电、化等上下游产业一体化经营,“十三五”期间,停缓建一批在建煤矿项目,14 个大型煤炭基地生产能力达到全国的 95%以上。煤电方面,优化规划建设时序,加快淘汰落
41、后产能,促进煤电清洁高效发展。“十三五”前两年暂缓核准电力盈余省份中除民生热电和扶贫项目之外的新建自用煤电项目,采取有力措施提高存量机组利用率,使全国煤电机组平均利用小时数达到合理水平;后三年根据供需形势,按照国家总量控制要求,合理确定新增煤电规模,有序安排项目开工和投产时序;2020 年煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内;全面实施燃煤机组超低排放与节能改造,推广应用清洁高效煤电技术。“十四五”现代能源体系规划 首要原则是首要原则是保障安全,绿色低碳。保障安全,绿色低碳。统筹发展和安全,坚持先立后破、通盘谋划,以保障安全为前提构建现代能源体系,不断增强风险应对能力,确保国家能源安全。践行
42、绿水青山就是金山银山理念,坚持走生态优先、绿色低碳的发展道路,加快调整能源结构,协同推进能源供给保障与低碳转型。到到 2025 年的年的主要主要发展目标发展目标:能源保障更加安全有力,国内能源年综合生产能力达到 46 亿吨标准煤以上,发电装机总容量达到约 30 亿千瓦;能源低碳转型成效显著,非化石能源消费比重提高到 20%左右,非化石能源发电量比重达到39%左右;能源系统效率大幅提高,灵活调节电源占比达到 24%左右,电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%5%;普遍服务水平持续提升,人均年生活用电量达到 1000 千瓦时左右。展望 2035 年,能源高质量发展取得决定性进展,基本建成现代能
43、源体系,非化石能源消费比重在 2030 年达到 25%的基础上进一步大幅提高,可再生能源发电成为主体电源,新型电力系统建设取得实质性成效,碳排放总量达峰后稳中有降 非化石能源方面:非化石能源方面:大力发展非化石能源。大力发展非化石能源。加快发展风电、太阳能发电,全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展,加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设,积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。因地制宜开发水电,推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设,实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程,到 2025 年,常规水电装机容量达到 3.8 亿千瓦
44、左右。积极安全有序发展核电,到 2025 年,核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。电力系统方面:电力系统方面:推动构建新型电力系统。推动构建新型电力系统。推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进,加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系;以用户为中心,加强供需双向互动,积极推动源网荷储一体化发展。增强电源协调优化运行能力,全面实施煤电机组灵活性改造,优先提升 30 万千瓦级煤电机组深度调峰能力,加快推进抽水蓄能电站建设,力争到 2025年,煤电机组灵活性改造规模累计超过 2 亿千瓦,抽水
45、蓄能装机容量达到 6200 万千瓦以上、在建装机容量达到 6000万千瓦左右。加快新型储能技术规模化应用,大力推进电源侧储能发展,合理配置储能规模,改善新能源场站出力特性,支持分布式新能源合理配置储能系统。大力提升电力负荷弹性,加强电力需求侧响应能力建设,力争到 2025 年,电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%5%。煤炭煤电方面:煤炭煤电方面:加强煤炭安全托底保障,优化煤炭产能布局,建设山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地,完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系,增强煤炭跨区域供应保障能力。发挥煤电支撑性调节性作用,统筹电力保供和减污降碳,根据发展需要合理建设先进煤电,保持系统安全
46、稳定运行必需的合理裕度,加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型,充分发挥现有煤电机组应急调峰能力,有序推进支撑性、调节性电源建设。大力推动煤炭清洁高效利用,“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长,严格控制钢铁、化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费,大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”,“十四五”期间节能改造规模不低于 3.5 亿千瓦。资料来源:国家能源局,信达证券研发中心 请阅读最后一页免责声明及信息披露 20212021 年以来,年以来,国家国家高层已经在不同场合重新明确高层已经在不同场合重新明确煤炭煤电和新能源发展定位煤
47、炭煤电和新能源发展定位:2021 年底中央经济工作会议首次提出:“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情,的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情,抓好煤炭清洁高效利用,增加新能源消纳能力,推动煤炭和新能源优化组合。推动煤炭和新能源优化组合。”2022 年 1 月 24 日,中共中央政治局第三十六次集体学习:再次强调先立后破。要加。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体
48、系。撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。2022 年 5 月 14 日,国家发改委、能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知提出“加快构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统”(由“以新能由“以新能源为主体的新型电力系统”调整为“新能源占比逐步提升的新型电力系统”。)源为主体的新型电力系统”调整为“新能源占比逐步提升的新型电力系统”。)2022 年 5 月 24 日,国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知:有序有序释放煤炭优质产能释放煤炭优质产能。抓紧推动实施一批能源项目(水电、抽蓄、煤电、风光基地、特高压)。降低市场主体用水用电用网等成本。降低市
49、场主体用水用电用网等成本。2022 年 5 月 25 日,财政部财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见,提出“推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统”。2022 年 6 月,发改委等九部门的十四五可再生能源发展规划提出“提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力”。2022 年 9 月 8 日,国家发改委在迎峰度夏能源保供和迎峰度冬工作预安排全国电视电话会议提出明年新开工 4 亿吨,投产 3 亿吨,火电新开工装机 1.65 亿千瓦。2022 年 10 月 16 日,习近平总书记在党的二十大报告上指出:积极稳妥推进碳达峰积极稳妥推进碳达峰碳中和,立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实
50、施碳达峰行动碳中和,立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实施碳达峰行动,深入推进能源革命,加强煤炭清洁高效利用,加快规划建设新型能源体系,积极参与应对气候变化全球治理。中共国家发展改革委党组:推动煤电等支撑性调节性电源建设。中共国家发展改革委党组:推动煤电等支撑性调节性电源建设。2023 年 10 月 1 日,求是 杂志刊发中共国家发展改革委党组署名文章 深刻把握六方面重大关系的实践要求以高质量发展推动中国式现代化。该文章提出,在推进中国式现代化的新征程上,要加快建设现代化产业体系,深入实施产业基础再造工程和重大技术装备攻关工程,大力培育壮大战略性新兴产业,发展人工智能、生物医药、
51、新材料、新能源等产业,推动传统产业高端化、智能化、绿色化升级改造,不断开辟发展新领域新赛道,塑造发展新动能新优势;要加强能源资要加强能源资源安全保障能力建设,推动煤电等支撑性调节性电源建设,源安全保障能力建设,推动煤电等支撑性调节性电源建设,加快铁矿石等重要矿产资源开发利用。表表 2:近几年能源工作指导意见相关煤炭煤电、非化石能源等的表述:近几年能源工作指导意见相关煤炭煤电、非化石能源等的表述 文件文件 表述表述 2020 年能源工作指导意见 全国能源消费总量不超过 50 亿吨标准煤。煤炭消费比重下降到煤炭消费比重下降到 57.5%左右左右;新增电能替代电量 1500 亿千瓦时左右,电能占终端
52、能源消费比重达到 27%左右。非化石能源发电装机达到非化石能源发电装机达到 9 亿千瓦左亿千瓦左右。右。统筹推进现役煤电机组超低排放和节能改造,西部地区具备条件的机组年底前完成超低排放改造。在确保电力、热力供应的基础上,继续淘汰关停不达标的落后煤电机组。从严控制、按需推动煤电项目建设从严控制、按需推动煤电项目建设。增强系统储备调节能力。积极推进抽水蓄能电站建设和煤电灵活性改造煤电灵活性改造。加强需求侧管理,充分挖掘用户端调节潜力。完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制和煤电机组深度调峰补偿机制完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制和煤电机组深度调峰补偿机制。请阅读最后一页免责声明及信息披露
53、 2021 年能源工作指导意见 煤炭消费比重下降到煤炭消费比重下降到 56%以下以下。新增电能替代电量 2000 亿千瓦时左右,电能占终端能源消费比重力争达到 28%左右;非化石能源发电装机力争达到非化石能源发电装机力争达到 11亿千瓦左右亿千瓦左右,2021 年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右左右。积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设;研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制,加快推动对研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制,加快推动对 30 万千瓦万千瓦级和部分级和部分 60 万
54、千瓦级燃煤机组灵活性改造万千瓦级燃煤机组灵活性改造。开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划;稳步有序推进储能项目试验示范。持续优化煤电布局和装机结构。按照关停拆除、升级改造、应急备用等方式,对重点地区按照关停拆除、升级改造、应急备用等方式,对重点地区 30 万千瓦及以上热电联产供热万千瓦及以上热电联产供热半径半径 15 公里范围内的落后燃煤小热电完成关停整合公里范围内的落后燃煤小热电完成关停整合。因地制宜做好煤电布局和结构优化,稳妥有序推动输电通道配套煤电项目建设投产,从严控制东部地区、大气污染防治重点地区新增煤电装机规模,适度合理布局支撑性煤电从严控制东部地区、大气污染防治重点地区新增煤电装机规模
55、,适度合理布局支撑性煤电。持续推动煤电节能减排改造。2022 年能源工作指导意见 煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到 17.3%左右左右。电力装机达到 26 亿千瓦左右,发电量达到 9.07 万亿千瓦时左右;新增电能替代电量 1800 亿千瓦时左右,风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到 12.2%左右;新增顶峰发电能力新增顶峰发电能力 8000 万千瓦以上万千瓦以上(主要指煤电)(主要指煤电),“西电东送”输电能力达到 2.9 亿千瓦左右。科学规划建设先进煤电机组,科学规划建设先进煤电机组,按需安排一定规模保
56、障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源,保持装机合理余量,新建项目要严格执行煤耗等最新技术标准。2023 年能源工作指导意见 煤炭消费比重稳步下降,煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到 18.3%左右。煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到 18.3%左右左右;发电装机达到 27.9 亿千瓦左右,发电量达到 9.36 万亿千瓦时左右;非化石能源发电装机占比提高到;非化石能源发电装机占比提高到 51.9%左右左右,风电、风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到光伏发电量占全社会用电量的比
57、重达到 15.3%;“西电东送”输电能力达到 3.1 亿千瓦左右;稳步推进重点领域电能替代。提高能源系统调节能力。大力推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造大力推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动三改联动”;加快建设具备条件的支撑加快建设具备条件的支撑性调节性电源,开工投产一批煤电项目性调节性电源,开工投产一批煤电项目。深入推进能源绿色低碳转型。大力发展风电太阳能发电大力发展风电太阳能发电,推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产,建设第二批、第三批项目,积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地,谋划启动建设海上光伏。大力推进分散
58、式陆上风电和分布式光伏发电项目建设,全年风电、光伏装机增加全年风电、光伏装机增加 1.6 亿千瓦左右亿千瓦左右;积极推进核电水电项目建设;加强化石能源清洁高效开发利用;积极推动能源消费侧转型积极推动能源消费侧转型。资料来源:国家能源局,信达证券研发中心 3.风光新能源保持增长态势,发电增量贡献中以风光为主,水电占比收窄,煤电增量仍保持较大规模 从总发电量看,从总发电量看,20201 13 3-20222022 年,全国总发电量保持逐年稳步增长态势。年,全国总发电量保持逐年稳步增长态势。2013-2022 年,全国总发电量由 53474 亿千瓦时增长至 86941 亿千瓦时,年均复合增速为 5.
59、6%,其中,受疫情、气候、经济增速等因素影响,年度增速略有波动,但除 2015 年(增速 0.5%)之外的其余年份增速保持 3.6%以上。从 2022 年发电量看,全国总发电量 86941 亿千瓦时,同比增长 3.8%,增速放缓,较上年降低 6.2 个百分点,主要原因是受上一年低基数的影响 2021 年保持高增速。其中,火力发电量 57307 亿千瓦时,同比增长 1.49%;水电发电量 13550 亿千瓦时,同比增长 1.1%;核电发电量 4178 亿千瓦时,同比增长 2.5%;风电发电量 7624 亿千瓦时,同比增长 16.3%;太阳能发电量 4276 亿千瓦时,同比增长 30.8%。图图
60、4:2013-2022 全国总发电量及增速(亿千瓦时,全国总发电量及增速(亿千瓦时,%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 7.5%3.7%1.1%6.9%7.1%9.0%4.7%4.1%9.9%3.8%5.0%0%2%4%6%8%10%12%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000100,000全国发电量YOY 请阅读最后一页免责声明及信息披露 从发电绝对量电源结构看,从发电绝对量电源结构看,20 年,年,火电仍是我国主要的发电方式,但其在总发电量火电仍是我国主要的发电方式,但其在总发电量中的
61、占比有所下降,而可再生能源在总发电量中的占比有所提高,尤以风力和太阳能发电增中的占比有所下降,而可再生能源在总发电量中的占比有所提高,尤以风力和太阳能发电增长最为突出。长最为突出。2013-2022 年,我国火力发电量由 42027 亿千瓦时增长至 57307 亿千瓦时,年均复合增速 3.5%,火力发电占总发电量的比重由 78.59%下降至 65.91%,年均下降 1.41 个百分点。水力、风能、太阳能、生物质能等可再生能源在总发电量中的占比有所提高,尤其是风力和太阳能发电占比提升最为明显。仅从 2022 年发电量看,火力发电占总发电量的65.91%,较上年下降1.5个百分点,而水力、风能、太
62、阳能等可再生能源占总发电量的29.27%,较上年的 27.73%提高 1.54 个百分点,其中,2022 年,风力、太阳能等新能源发电量占总发电量的 13.69%,较上年提高 2 个百分点,较 2013 年增长 11 个百分点。值得注意的是,相较于新能源发电量占比的明显抬升,值得注意的是,相较于新能源发电量占比的明显抬升,20162016 年以来的煤电发电量逐年抬升年以来的煤电发电量逐年抬升(同比增速在(同比增速在 0.99%0.99%-8.58%8.58%之间波动),同比增幅明显高于之间波动),同比增幅明显高于“十二五十二五”期间(由期间(由 6.70%6.70%逐年降逐年降至至-2.46%
63、2.46%),与新能源发电量呈现同步增长的态势。),与新能源发电量呈现同步增长的态势。图图 5 5:2 201013 3 年以来我国发电量结构(年以来我国发电量结构(%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 6 6:2 2013013 年以来我国发电装机容量结构(万千瓦)年以来我国发电装机容量结构(万千瓦)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 7 7:2 20 年煤电发电量(亿千瓦时,年煤电发电量(亿千瓦时,%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 8 8:20 年年我国我国风光风光新能源发电量(亿千瓦时,新能源发电量(亿
64、千瓦时,%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 从发电增量电源结构看,新增发电量中风光等新能源增量占比逐步提高且保持稳步增长从发电增量电源结构看,新增发电量中风光等新能源增量占比逐步提高且保持稳步增长的趋势,水电增量占比总体呈下降趋势,火电增量仍保持较大占比但波动较大。从增量绝的趋势,水电增量占比总体呈下降趋势,火电增量仍保持较大占比但波动较大。从增量绝对值看,对值看,2012013 3-20222022 年,全社会累计新增发电量年,全社会累计新增发电量 3 372087208 千瓦时,其中,火电、水电、风光千瓦时,其中,火电、水电、风光的累计增量分别为的累计增量分别为 1818165165
65、千瓦时(占比千瓦时(占比 4 48 8.8282%)、)、50105010 千瓦时(占比千瓦时(占比 13.4613.46%)、)、1083710837千瓦时(占比千瓦时(占比 29.13%29.13%)。从各年度增量占比看,)。从各年度增量占比看,2012013 3-20222022 年,风光新能源发电增量占比年,风光新能源发电增量占比由由 10.9410.94%提升至提升至 65.34%65.34%,整体保持增长态势;水电发电增量占比总体呈下降趋势,下降,整体保持增长态势;水电发电增量占比总体呈下降趋势,下降0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%火电发电量水电发
66、电量风电发电量核电发电量太阳能发电量其他0500000200000250000300000水电火电核电风电太阳能发电其他3699439474395745384629650270507706.70%0.09%-2.46%2.38%5.17%8.03%1.58%1.66%8.58%0.99%-4%-2%0%2%4%6%8%10%000004000050000600002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022煤电发电量YOY53530557255
67、6938602486452969947732697626483767869412.76%3.29%3.93%5.13%6.55%7.76%8.59%9.54%11.73%13.69%0%2%4%6%8%10%12%14%16%000004000050000600007000080000900001000002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022总发电量新能源发电量新能源发电量占比“十二五十二五”期间”期间 较为平稳较为平稳 “十十三三五五”期间”期间 明显增长明显增长 请阅读最后一页免责声明及信息披露 至至 4.
68、69%4.69%;火电增量期间波动振幅较大,如;火电增量期间波动振幅较大,如 2013/2017/2018/20212013/2017/2018/2021 年占比增幅达年占比增幅达75.98%/60.83%/62.24%/62.55%75.98%/60.83%/62.24%/62.55%,至,至 20222022 年占比为年占比为 26.59%26.59%。总体上,当前风光等新能源发电保持持续增长,新增发电量中呈现出总体上,当前风光等新能源发电保持持续增长,新增发电量中呈现出“以风光新能源为主以风光新能源为主力力”的发展趋势,但需注意的是,发电增量贡献中以风光为主,水电占比放缓,火电增量的发展
69、趋势,但需注意的是,发电增量贡献中以风光为主,水电占比放缓,火电增量绝对值和增量占比仍保持相对较大份额(如绝对值和增量占比仍保持相对较大份额(如 20172017 年、年、20182018 年、年、20212021 年),即,某种程度年),即,某种程度上讲,发电增量中的风光上讲,发电增量中的风光等新能源发电增量主要以替代水电减量为主,等新能源发电增量主要以替代水电减量为主,替代火电相对较替代火电相对较小。小。图图 9 9:2 201013 3-20222022 我国新增发电量(亿千瓦时)我国新增发电量(亿千瓦时)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 1010:2 201013 3-2022
70、2022 我国新增发电量结构(亿千瓦时,我国新增发电量结构(亿千瓦时,%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 表表 3:2012-2022 年新增发电量情况(单位:千瓦时、年新增发电量情况(单位:千瓦时、%)类项类项 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 新增发电量(千瓦时)3797 2195 1213 3310 4281 5418 3322 2995 7503 3174 其中:水电增量(千瓦时)366 1695 516 631 199 374 700 532-152 149 火电增量(千瓦时)2885-72-87 1405 260
71、4 3372 1216 1305 4693 844 核电增量(千瓦时)132 217 382 418 349 469 537 175 413 103 风电增量(千瓦时)366 206 254 567 626 612 395 612 1891 1068 太阳能发电增量(千瓦时)50 147 152 289 504 591 471 371 659 1006 其中:风光合计增量占比(%)10.94%16.08%33.47%25.86%26.40%22.20%26.07%32.82%33.99%65.34%水电增量占比(%)9.64%77.22%42.56%19.06%4.65%6.90%21.07%
72、17.76%-2.03%4.69%火电增量占比(%)75.98%-3.28%-7.14%42.44%60.83%62.24%36.60%43.57%62.55%26.59%资料来源:中电联,信达证券研发中心 从新增装机看,风光新能源装机保持较高规模增量,火电新增装机占比逐年下降但仍保持相从新增装机看,风光新能源装机保持较高规模增量,火电新增装机占比逐年下降但仍保持相对稳定较大规模。对稳定较大规模。近十年,在新能源装机高增速的带动下,我国新增装机总体容量大幅提升,总体保持过亿千瓦的增量规模,尤其是 2020 年面临缺电风险后总的装机容量快速增加。截至 2022 年底,全国发电装机容量 25.64
73、 亿千瓦,包括:火电装机容量 13.32 亿千瓦,水电装机容量 4.135 亿千瓦,风电 3.654 亿千瓦,太阳能发电装机 3.926 亿千瓦。从电源结构增量占比看,新增装机以风力和太阳能发电装机为主且保持较高增量,尤其是 2017 年以来风光发电装机年度合计增量占比始终保持 50%以上,平均达 57.43%(其中,2022 年占比为65.74%);火电新增装机占比逐年下降,增量占比由 2012 年的 60.84%下降至 2022 年的19.03%。需得注意的是,过去时间火电装机绝对增量仅下降需得注意的是,过去时间火电装机绝对增量仅下降 14801480 万千瓦(万千瓦(20132013 年
74、为年为 50415041 万千瓦、万千瓦、20222022 年为年为 35613561 万千瓦)且万千瓦)且 2022020 0/202/2021 1 年火电装机增量仍超年火电装机增量仍超 50005000 万千瓦。特别是万千瓦。特别是在过去连在过去连续两年多地区出现电力供需紧张的情况下,续两年多地区出现电力供需紧张的情况下,20222022 年以来年以来持续加码煤电持续加码煤电等支撑下电源等支撑下电源项目的项目的审批支持力度审批支持力度。根据国际环保机构绿色和平梳理根据国际环保机构绿色和平梳理,20222022 年,年,我我国新增核准煤电装机总量较国新增核准煤电装机总量较-100001000
75、20003000400050002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022水电火电核电风电太阳能发电其他-20%0%20%40%60%80%100%2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022水电火电核电风电太阳能发电其他“十十二二五五”期间”期间 水电高速增长、新水电高速增长、新能源缓慢增长、火能源缓慢增长、火电负增长电负增长 “十十三三五五”期间”期间 水电增速放缓水电增速放缓 火电、新能源同步增火电、新能源同步增长,但新能源增速更快长,但新能源增速更快 “十十 四四五五
76、”期间”期间 火电、新火电、新能源同步能源同步快速增长快速增长 请阅读最后一页免责声明及信息披露 20212021 年呈井喷式攀升,获批装机总量高达年呈井喷式攀升,获批装机总量高达 9071.69071.6 万千瓦,是万千瓦,是 20212021 年获批总量的近年获批总量的近 5 5 倍倍;20232023 年上半年总核准装机为年上半年总核准装机为 50405040 万千瓦,已达万千瓦,已达 20222022 年全年总核准装机量的年全年总核准装机量的 55.56%55.56%,远超,远超20212021 年获批总量。年获批总量。图图 1111:2012013 3-20222022 我国新增发电
77、装机结构(万千瓦)我国新增发电装机结构(万千瓦)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 1212:20212021-2023H12023H1 煤电核准总量情况(万千瓦)煤电核准总量情况(万千瓦)资料来源:国际环保机构绿色和平发布中国电力部门低碳转型2023 年上半年进展分析,北极星火力发电网,信达证券研发中心 4.煤电仍将长时期承担保障电力安全的重要作用,并向基础保障性和系统调节性电源并重转型 20132013 年以来,我国煤电发电量占比整体呈下降趋势,同比增速波动明显,但仍是发电量的年以来,我国煤电发电量占比整体呈下降趋势,同比增速波动明显,但仍是发电量的主要来源。主要来源。根据中电联发布
78、的数据,截至 2022 年底,我国火力发电占总发电量的 65.91%,煤电发电量占全国总发电量的 58.4%,煤炭在现阶段仍然是我国的主要支柱能源。电源结构中,火电机组占全国总装机容量的 52%,煤电装机已跌破 50%(2021 年为 46.7%)。按照国家能源局的介绍,2021 年煤电以不足 50%的装机占比,生产了全国 60%的电量,承担了 70%的顶峰任务,发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。图图 1313:2 201012 2-20222022 我国煤电发电量比重(亿千瓦时)我国煤电发电量比重(亿千瓦时)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 1 14 4:2 2
79、01013 3-202023M923M9 我国总发电量和火电发电量增速(我国总发电量和火电发电量增速(%)资料来源:中电联,信达证券研发中心 近近 7 7 年火电利用小时数下降趋势放缓,火电高效、经济、稳定的特征在基础能源中发挥着重年火电利用小时数下降趋势放缓,火电高效、经济、稳定的特征在基础能源中发挥着重要作用。要作用。2017 年以来,火电利用小时数由降转升,其中 2021 年平均利用小时 4448 小时,2022 年平均利用小时 4379 小时,分别相较最低点 2016 年上升 6.26%、4.61%,其中 2021 年利用小时数为近年来的新高,主要原因是局部地区缺电,煤电承担更突出的主
80、体电源功能。电力消费弹性“十三五”以来明显提升。电力消费弹性“十三五”以来明显提升。2020 年初,新冠疫情的肆虐导致全球经济增长受05000000025000水电火电核电风电太阳能发电0%10%20%30%40%50%60%70%80%000004000050000600007000080000900001000002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022总发电量煤电发电量占总发电量的比重:煤电-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%1
81、4.00%16.00%总发电量增速火电发电量增速GDP增速 请阅读最后一页免责声明及信息披露 损严重,而 2011 年以来我国电力消费弹性系数长期低迷,市场整体对我国用电量情况持悲观态度。出人意料的是,2020-2021 年,我国全社会用电量在月度、季度、年度三个维度均实现了超出预期的高速增长:全社会用电量增速为 3.1%、10.3%,用电弹性系数大幅度上升,达到 1.38 和 1.23,位居近十年前二。需关注的是,如我们在之前的报告我国能源、煤炭需关注的是,如我们在之前的报告我国能源、煤炭需求中长期预测(二)中强调的,我国三产、居民用电弹性更高、韧性更强,第三产业复需求中长期预测(二)中强调
82、的,我国三产、居民用电弹性更高、韧性更强,第三产业复合增速最高、弹性最大,居民生活用电在各个时间维度上整体高于复合全社会用电量增速,合增速最高、弹性最大,居民生活用电在各个时间维度上整体高于复合全社会用电量增速,而用电量占比最大的第二产业,中长期来看用电量增速小于全社会平均水平,电力消费弹性而用电量占比最大的第二产业,中长期来看用电量增速小于全社会平均水平,电力消费弹性亦小于亦小于 1 1。这也就意味着最近十年间,三产与居民生活用电已经成为全社会用电量增长的主。这也就意味着最近十年间,三产与居民生活用电已经成为全社会用电量增长的主要边际驱动因素。但不同的是,第二产业本身用电量与产值之间呈现显著
83、的线性关系,三产要边际驱动因素。但不同的是,第二产业本身用电量与产值之间呈现显著的线性关系,三产用电弹性更高,而居民生活用电贡献电量而不贡献经济产值。用电弹性更高,而居民生活用电贡献电量而不贡献经济产值。我们认为,随着我国居民人均收入水平的进一步提升与产业升级持续进行,三产与居民生活我们认为,随着我国居民人均收入水平的进一步提升与产业升级持续进行,三产与居民生活用电量占比上行的趋势,在较长时间内都不会发生改变,而这两者将驱动我国全社会用电量用电量占比上行的趋势,在较长时间内都不会发生改变,而这两者将驱动我国全社会用电量继续快速上行,然而由于现阶段的风光发电量规模仍相对较低,相当一段时间内煤电依
84、然是继续快速上行,然而由于现阶段的风光发电量规模仍相对较低,相当一段时间内煤电依然是满足社会经济发展需求的重要能源。满足社会经济发展需求的重要能源。图图 1 15 5:火电火电平均利用小时数(小时)平均利用小时数(小时)资料来源:中电联,信达证券研发中心 图图 1 16 6:电力消费弹性:电力消费弹性 资料来源:中电联,信达证券研发中心 我国以煤为主的资源禀赋,决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的我国以煤为主的资源禀赋,决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。重要作用。对比不同的发电方式,水电受到可利用资源的制约,水电站还要兼顾水量调蓄、改善航道等功能
85、,丰水或枯水期会影响其发电能力;核电建设以确保安全为前提,需保持平稳建设的节奏,建设周期长、投资大;受“多煤少气”的资源限制难以大规模发展天然气发电;风电和太阳能发电受季节、天气和昼夜交替的影响存在间歇性、波动性大的问题,且面临电力系统消纳的问题。此外,尽管围绕新型储能做了很多工作,但相应支撑和调节能力远远未达到煤电量级。总体来看,现阶段,煤电对于电力行业、能源行业有序发展和有序转变,仍是非常重要的支撑,煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。如 2022 年来水明显偏枯的三季度,全口径煤电发电量同比增长 9.2%,较好地弥补了水电出力的下降,充分发挥了煤电兜底保供作用。我们预计,我们预计,
86、20302030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长,并重点围绕送端大型新能源基地、年前煤电装机和发电量仍将适度增长,并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。同时,为支撑“双碳”战略和系统稳定主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。同时,为支撑“双碳”战略和系统稳定运行,煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”,实现向清洁、高运行,煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”,实现向清洁、高效、灵活转型。效、灵活转型。二、立足当下:煤电与新能源的有效协同是能源安全稳定供应必由之路 2,0002,5003,0003,5004
87、,0004,5005,0005,5000.96 0.51 0.07 0.73 0.95 1.26 0.76 1.38 1.23 1.20 0.96 0.000.200.400.600.801.001.201.401.600.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%GDP增速用电量增速电力消费弹性系数 请阅读最后一页免责声明及信息披露 1 新能源短期内难以承担主体电源作用 新能源发电具有一定的新能源发电具有一定的波动性和间歇性特点波动性和间歇性特点。新能源发电系统的稳定性有待加强,与传统的能源设施相比,新能源发电系统与整体能源消耗趋势之间的关联性较大,功率预测难度较
88、大,加上缺乏相应的市场回报制度,目前电力系统的灵活度偏低。随着新能源产业的持续发展,按照电气特性分析,新能源的电力系统等值转动惯量以及系统抗扰动能力会大幅度降低,容易出现系统功能不足、电压失稳、频率受限等问题,难以满足社会用电稳定需求1。表表 4:风光水电等电量存在供需季节性波动:风光水电等电量存在供需季节性波动 夏季夏季 冬季冬季 需求侧需求侧 高温拉动空调负荷 寒潮拉动采暖负荷 供给侧供给侧 水电 大旱,水电出力受限。大旱,水电出力受限。2022 年夏季,长江流域来水历史极枯,导致水力发电量减少,对电力系统的支撑作用下降。以川渝地区为例,四川省降水量历史同期最少,电力缺口超过 1000 万
89、千瓦;重庆市最高峰需求 2800 万千瓦,缺口 400万千瓦。冬季枯水期,水电出力受限。冬季枯水期,水电出力受限。2023 年初,云南气象干旱发展迅速。截至 2 月 13 日,全省有 90%的区域(113 个站)出现气象干旱,大部地区以中等及以上气象干旱为主,加剧了水电供给不足的问题。风电 极热无风。极热无风。2021 年 7 月 28 日,东北电网用电负荷最高达到 7058 万千瓦,同比增长 8.2%;风力发电创历史新低 3.4 万千瓦,不足风电装机容量 0.1%。南方湿度大,风机可能凝冻。南方湿度大,风机可能凝冻。2022 年 2 月,南方区域风机发生凝冻,最大凝冻受限容量达到装机容量的4
90、2%,部分地区受限甚至超过 90%。太阳能发电 晚上光伏不出力,100%受阻。晚峰无光:晚上冷,太阳已下山,光伏不出力。积雪覆盖影响出力。资料来源:新浪网,中国能源网,格隆汇APP,人民日报,电网头条,聂新伟警惕极端天气成为电力灰犀牛,信达证券研发中心 相较风电,新能源中光伏相较风电,新能源中光伏日出力波动更大。日出力波动更大。风光发电存在日内尺度上的电力供需错配,风电出力主要集中在傍晚及夜间,约 18 点-6 点;光伏出力主要集中在中午,约 10 点-15 点。但用电负荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点。常规火电机组启停时间最少也需要 6h,且极大增加了发电煤耗,降低了机组
91、寿命,如果仅靠负荷平衡新能源出力,易导致午后新能源弃限、晚高峰电力供应不足。随着光伏占比的提升,对于调峰要求更高。图图 1 17 7:某典型日风电出力预测:某典型日风电出力预测 资料来源:赵源上,林伟芳基于皮尔逊相关系数融合密度峰值和熵权法典型场景研究,信达证券研发中心 图图 1 18 8:某典型日光伏出力预测:某典型日光伏出力预测 资料来源:赵源上,林伟芳基于皮尔逊相关系数融合密度峰值和熵权法典型场景研究,信达证券研发中心 时空错配叠加调节资源缺乏,新能源消纳压力逐渐显现时空错配叠加调节资源缺乏,新能源消纳压力逐渐显现。随着新能源装机占比的逐步增大,尽管 2022 年全国整体新能源消纳情况尚
92、可,但弃风率较 2021 年已经出现边际上升,部分新能源大基地所在地区消纳率较低。与此同时,新能源出力的同质性与反负荷特性在装机占比快速提升后更为显现,“零电价”“负电价”频现,在现存“基于边际成本出清”的电力现货市场环境下会导致其大发时电价低而又难以在高电价时段获利,收益率存在下行风险。1 部分内容引自曹霞碳达峰碳中和背景下我国新能源产业发展与升级 请阅读最后一页免责声明及信息披露 图图 1919:历年弃风弃光率情况(:历年弃风弃光率情况(%)资料来源:国家能源局,信达证券研发中心 图图 2020:20212021-2022 2022 部分省份弃风弃光情况部分省份弃风弃光情况 资料来源:全国
93、新能源消纳预警中心,信达证券研发中心 新能源发电能量的密度较新能源发电能量的密度较低,低,单位装机容量的用地需求较大单位装机容量的用地需求较大,然而新能源发电项目用地有着然而新能源发电项目用地有着不可触及的“红线”。不可触及的“红线”。自然资源部联合国家林业和草原局、国家能源局出台了关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知明确,项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地等;涉及自然保护地的,还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。国土规划利用现状与新能源发展规划无法高效衔接配合,限制了新能源产业项目的土地资源利用率。在我国西部地区新能
94、源资源丰富,人均土地面积较大,可以通过合理地规划配置大力开发风光。如果新能源产业无法在该区域内合理建设,不仅会影响到生态保护计划的实施,也不利于新能源产业的开发与利用。集中式新能源基地多位于负荷偏低地区,电力送出受网架限制。集中式新能源基地多位于负荷偏低地区,电力送出受网架限制。我国的能源资源分布与能源负荷中心呈逆向分布关系,风光资源富集在西部和北部地区,而能源消费负荷集中在东中部地区。目前,电能大规模的远距离直接传输仍存在困难,大规模跨省输送与电力系统安全稳定经济运行之间存在矛盾。尤其是以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目自 2022 年起陆续并网投产,新能源项目地域分布较为集
95、中,西部和北部部分地区消纳压力增大。图图 2 21 1:“十四五”大型清洁能源基地布局示意图“十四五”大型清洁能源基地布局示意图 资料来源:北极星太阳能光伏网,硅业在线赢硅网,信达证券研发中心 15.0 17.0 12.0 7.0 4.0 3.5 3.1 3.2 12.6 10.0 6.0 3.0 2.0 2.0 2.0 1.7 0.02.04.06.08.010.012.014.016.018.02000212022弃风率弃光率 请阅读最后一页免责声明及信息披露 总体讲,新能源高速增长的同时也给电力安全稳定供应带来一系列挑战,“新能源总体讲,新能源
96、高速增长的同时也给电力安全稳定供应带来一系列挑战,“新能源+储能”储能”并不能成为煤电的替代者。并不能成为煤电的替代者。一方面,高比例新能源显著提升了电力供给的随机性,进一步加剧了电力供需的时间错配,电力平衡对于系统调峰的依赖性明显增强。从日内看,光伏在晚高峰时段几乎无出力;从全年看,风电和光伏季节性出力与全社会用电需求也呈现出一定的峰谷错配。在此情况下,用电高峰期的电量平衡高度依赖具备系统调节能力的常规电源,煤电机组兜底调节作用进一步凸显。而在用电低谷期,高比例新能源并网也要求提高系统灵活性,通过降低煤电等调峰电源出力为大规模新能源消纳利用腾挪空间。另一方面,尽管调峰需求持续扩大,我国灵活性
97、调节电源建设目前仍较为滞后。发展较为成熟的抽水蓄能易受季节性因素和极端天气影响,灵活调节能力有限;新型储能则受技术和成本约束(据袁红联营的路径选择及政策建议测算,储能成本只有下降到 0.1 元/千瓦时左右,才具备一定的竞争力。否则,“新能源+储能”就会因电价过高导致经济性变差,新型电力系统的综合发电成本会大幅度上升),仍不具备大规模部署和应用的条件。发电侧的随机性持续攀升与灵活电源支撑不足相互叠加。面向新型电力系统的构建,协同推进煤电转型与新能源发展,加快提升系统调峰能力迫在眉睫。2 煤电具备支撑新能源有效协同发展的基础条件 煤电的高效、经济和便捷性能够满足支撑新能源的大规模接入后电力系统稳定
98、的需求。煤电的高效、经济和便捷性能够满足支撑新能源的大规模接入后电力系统稳定的需求。我国电力系统用电量峰谷变化大,季节性变化大,风电、光伏等新能源的大规模接入加大了我国电力系统稳定的压力。由于煤电发电较为灵活,随时可以满足调度、调节的需要,是当前及以后相当长的阶段电网调峰最为经济快捷的方式。在其他发电方式不能满足用电需求时,依靠煤电弥补供电的缺口基本不受地域、气象等条件的限制,这是煤电相比于其他发电方式最大的优势之一。煤炭开发利用主要区域与风光新能源富集区域高度重合,区域空间协同优势突出。煤炭开发利用主要区域与风光新能源富集区域高度重合,区域空间协同优势突出。太阳能方面,我国太阳能辐射资源总体
99、呈“高原大于平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点,新疆、青海、内蒙古、甘肃、宁夏、陕西等省份大部分都拥有很丰富的太阳辐照量。风能方面,我国的东北地区西部和东北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部的部分地区、甘肃西部、青藏高原等地的风能相对丰富。然而我国内蒙古、陕西、新疆、甘肃等西部地区也是我国煤炭资源集中地和煤炭开发的主产区,我国的坑口电厂和现代煤化工产业也主要集中在能源“金三角”煤炭主产区(内蒙古鄂尔多斯-陕西榆林-宁夏宁东)以及新疆伊型、准东、哈密等煤炭接续区,煤炭资源富集区与太阳能资源富集区具有很大的重叠性。煤炭煤电与风光等新能源富集区域的高度重合,为新能源与煤炭清洁转化的深度耦合协同
100、发展提供了基础条件2。矿区地面土地资源可有效解决新能源开发面临的土地资源约束问题。矿区地面土地资源可有效解决新能源开发面临的土地资源约束问题。2022 年 2 月,国家发改委、国家能源局发布 以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案鼓励在采沉陷区发展风光基地。经过多年高强度开采,我国采煤沉陷区面积不断扩大。我国有 23 个省市区 151 个县市区分布采煤沉陷区,面积 20000km2主要分布在我国东部、东北等采煤历史悠久的老矿区。其中,山西、内蒙古等地区采煤沉陷区面积均在 3000km2左右,陕西、山东、安徽等地区采煤沉陷区面积均在 1000km2左右。凭借赋煤区煤炭与新能源
101、富集区高度重合的优势,利用关闭退出煤矿赋存的多种可利用资源来发展风、光等新能源产业,转变为新能源开发基地,可延续煤矿生命周期,使煤矿再现经济活力3。2 部分内容引自郝成亮煤炭与新能源协同发展的路径研究 3 部分内容引自郝成亮煤炭与新能源协同发展的路径研究 请阅读最后一页免责声明及信息披露 图图 2 22 2:国家规划矿区和国家规划矿区和对国民经济具有重要价值矿区对国民经济具有重要价值矿区示意图示意图 资料来源:全国矿产资源规划,信达证券研发中心 图图 2 23 3:我国:我国水平面太阳能资源分布水平面太阳能资源分布 资料来源:中国气象局,信达证券研发中心 图图 2 24 4:全国全国 100
102、米高度层平均风功率密度米高度层平均风功率密度 资料来源:中国气象局,信达证券研发中心 图图 2 25 5:全国全国 1 10000 米高度层年均风速分布米高度层年均风速分布 资料来源:中国气象局,信达证券研发中心 废弃矿井的地面地下空间资源适用风光等新能源建设,具有较大的再开发利用潜力。废弃矿井的地面地下空间资源适用风光等新能源建设,具有较大的再开发利用潜力。煤炭矿区具有发展新能源的先天优势。除了丰富的煤炭资源外,还有大量的土地、风、光等其他资源以及已建成的道路、输电线路等基础设施。依托煤矿现有设施和条件,利用矿井及周边大量闲置的土地或利用已经建成的基础设施,如道路和输电线路等,大力发展光伏、
103、风电、光热、地热以及瓦斯发电等,提高矿区及周边可再生能源消费比,实现煤电灵活性调峰作用,减少弃风、弃光等,促进可再生能源发电更多实现就地就近消纳转化。3 煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统的必由之路 新型电力系统是新型能源体系的重要内容和实现新型电力系统是新型能源体系的重要内容和实现“双碳双碳”目标的关键载体,是保障国家能源目标的关键载体,是保障国家能源安全的重要基础。安全的重要基础。党的二十大报告提出“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”。电力系统连接能源生产和消费,是规划建设新型能源体系、加快绿色转型的中心环节,地位重要、作用突出。在“碳达峰、碳中和”目标的引领下,我国电
104、力系统进入了构建以新能源为主体的新型电力系统的发展阶段。2023 年 6 月 2 日,国家能源局组织发布新型电力系统发展蓝皮书(以下简称蓝皮书)。蓝皮书明确,新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提,以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标,以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务,以源网荷储多向协同、灵活互动为有力支撑,以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台,以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统,是新型能源体系的重要组成部分和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征,其中安全高效是基本前提,清洁低碳是核心目标,柔性 请阅读最
105、后一页免责声明及信息披露 灵活是重要支撑,智慧融合是基础保障,共同构建起新型电力系统的“四位一体”框架体系。构建新型电力系统需要稳定性灵活性资源。构建新型电力系统需要稳定性灵活性资源。目前,国际上新能源发展较好的国家,具有灵活调节性能的机组装机比重普遍较高。其中,西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。德国主要以占总装机 37.3%的火电机组作为灵活性电源,包括硬煤发电机组、褐煤发电机组、单循环燃气发电机组以及联合循环燃气发电机组。德国的经验表明,在充分挖掘火电厂潜力的情况下,燃煤机组的最小出力可以从 50%60%下降到 35%50%,爬坡速度可以提升到原来的 3 倍,冷启动时间
106、缩短 5%。相比之下,我国灵活电源装机比重远低于发达国家水平,相比之下,我国灵活电源装机比重远低于发达国家水平,电力系统仍然以煤电为主体电源,抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机比重较低,不足电力系统仍然以煤电为主体电源,抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机比重较低,不足6%6%。其中,。其中,“三北三北”地区新能源富集,风电、太阳能发电装机分别占全国的地区新能源富集,风电、太阳能发电装机分别占全国的 72%72%、61%61%,但灵,但灵活调节电源却不足活调节电源却不足 3%3%。按照“十四五”“十五五”年均新增风光装机 1.1 亿千瓦测算,2025年全国电力系统调节能力缺口将达到 2 亿千
107、瓦,2030 年进一步增至 6.6 亿千瓦,调节能力不足将成为制约新能源发展的重要因素。在电力需求持续增长和绿色低碳转型步伐加快的双重背景下在电力需求持续增长和绿色低碳转型步伐加快的双重背景下,煤电仍是支撑电网安全稳定煤电仍是支撑电网安全稳定运行、保证能源安全供应的压舱石。运行、保证能源安全供应的压舱石。随着新能源加速发展和用电结构调整,电力系统对调峰容量的需求将不断提高。而水电、气电、储能调峰电源等受站址资源条件、经济效益等影响,调峰能力有限;煤电作为调峰电源,具有技术和经济上的优势,可为新能源平抑波动提供调峰、调频、电压调节等服务,规避新能源发电的不稳定性。2023 年 6 月,国家能源局
108、发布的蓝皮书指出,“煤电作为电力安全保障的压舱石,向基础保障性和系统调节性电源并重转型。此外,在业内专家看来,构建新型电力系统主要有三条路径:提升现有电力系统的调峰、调频、备用等灵活性调节能力;借助储能、氢能、需求响应等外部调节手段,平抑供需波动;构建独立自主的微能源系统,在自平衡与自调度的基础上,实现分布式能源的就地消纳与源网荷储的智能互动。需注意的是,各类设施中需注意的是,各类设施中,最经济的莫过于煤电机组的灵活性改最经济的莫过于煤电机组的灵活性改造,其改造成本最低。造,其改造成本最低。据广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化测算,采用煤电进行深度调峰的单位发电成本为 0.05 元/kWh
109、。根据中国电力企业管理杂志刊出的袁红联营的路径选择及政策建议显示:目前机组改造成本约 500 元-1500 元/千瓦,远低于新建调峰电源成本(抽水蓄能 5500-7000 元/千瓦,电化学储能 2000-3000 元/千瓦)。表表 5:主要调峰电源的调峰设施成本主要调峰电源的调峰设施成本 调峰设施调峰设施 成本成本 煤电机组改造成本 500 元-1500 元/千瓦 新建调峰电源成本 抽水蓄能 5500-7000 元/千瓦 电化学储能 2000-3000 元/千瓦 资料来源:中国储能网,电力网,袁红联营的路径选择及政策建议,天帅智能,信达证券研发中心 表表 6:主要地区的煤电灵活性改造工作进展情
110、况主要地区的煤电灵活性改造工作进展情况 地区地区 煤电灵活性改造工作煤电灵活性改造工作 重庆 生态环境局发布重庆市应对气候变化“十四五”规划(2021-2025 年),提出完善火电灵活性改造政策措施和市场机制,加快推动 30 万千瓦级和部分 60 万千瓦级燃煤机组灵活性改造 天津 人民政府发布“十四五”节能减排工作实施方案的通知,要求有序推动自备燃煤机组改燃关停,推进现役煤电机组节能升级和灵活性改造。内蒙古 能源局印发的内蒙古自治区煤电节能降耗及灵活性改造行动计划(2021-2023 年)提出,到 2023 年,力争燃煤发电机组完成灵活性改造 2000 万千瓦,增加系统调节能力 400 万千瓦
111、至 500 万千瓦。贵州 政府办公厅印发的贵州省煤电机组改造升级高质量发展行动方案明确,有序推进灵活性改造。实现煤电机组具备在30%-100%负荷区间线性调节和快速响应能力。新疆 据新疆发改委消息,2022 年,新疆共完成灵活性改造机组 22 台 1020 万千瓦。资料来源:国家及地方能源局,信达证券研发中心 4 政策主导&煤企实施,共同推进煤炭煤电与新能源一体化发展 鉴于,我国储能产业发展仍然面临政策体系不完善、投资回报机制不健全、关键核心技术有 请阅读最后一页免责声明及信息披露 待突破等问题,煤电灵活性改造仍未全面完成,需求侧响应多数仍然通过“有序用电”的行政型手段开展,不能灵活跟踪负荷变
112、化。我们认为,在我国新型电力系统建设的进程中,既我们认为,在我国新型电力系统建设的进程中,既要积极推进新能源的大规模发展,也要充分强化煤电的基础能源地位,加快灵活调节改造,要积极推进新能源的大规模发展,也要充分强化煤电的基础能源地位,加快灵活调节改造,提升兜底保障能力。当前,煤电新能源与煤电不是简单的此消彼长的对立关系,只有协调好提升兜底保障能力。当前,煤电新能源与煤电不是简单的此消彼长的对立关系,只有协调好煤电转型与新能源发展之间的关系,才能更好地支撑电力系统安全高效运行。煤电转型与新能源发展之间的关系,才能更好地支撑电力系统安全高效运行。当前,当前,国家相关主管部门国家相关主管部门正积极推
113、动煤电正积极推动煤电“三改联动三改联动”和和“两个联营两个联营”以及风光火储一体化发以及风光火储一体化发展模式展模式,着力提高电力系统灵活性和安全性,着力提高电力系统灵活性和安全性。推动煤炭煤电“两个联营”,围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光电基地,打造“风光火储一体化”开发模式,一方面,能够依托矿区优势,强化煤电优势,在矿区大力发展坑口清洁低碳煤电,能够提高煤电发电效率,实现煤电的近零排放,实现煤炭自身的清洁化发展;另一方面,合理规划建设清洁高效先进节能的配套支撑性煤电,充分发挥煤电基础保障和系统调节作用,进一步夯实煤电的电力保供“压舱石”作用,促进新能源开发外送,为经济社会发展提供坚强
114、电力保障。相关政策导向如下:2021 年 12 月,中央经济工作会议首次提出:“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情,抓好煤炭清洁高效利用,增加新能源消纳能力,推动煤炭和新能源优化组合。”2021 年 12 月,国家公布第一批风光大基地项目清单,共计 50 个项目,总规模达 97.05GW装机。2022 年 2 月,国家发改委、国家能源局发布以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案,要求到 2030 年,规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。2022 年 11 月,发改委发布消息
115、称,第一批 9500 万千瓦基地项目已全部开工建设,印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作,组织谋划第三批基地项目。随着大型风光基地建设提速,新能源并网消纳以及跨区域外送电力等问题亟待解决。2022 年 12 月,国资委召开在京部分中央企业座谈会,会上提出,要科学有序推进碳达峰碳中和,深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。2023 年 1 月,国家发改委召开例行新闻发布会,提出持续推进国有经济布局优化和结构调整,推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。2023 年 3 月,国家发改委、国家能源局发布关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案,锚定到 2030 年我国风电、太阳能发电总装机
116、容量达到 12 亿千瓦以上的目标,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,且实施方案指出,按照推动煤炭和新能源优化组合的要求,鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。2023 年 6 月,宁夏湖南800 千伏特高压直流输电工程 11 日开工建设,这是我国首个“沙戈荒”风光电基地外送电特高压工程。宁夏-湖南特高压工程作为沙漠、戈壁、荒漠地区首条外送特高压直流工程,接入配套的光伏发电 900 万千瓦、风电 400 万千瓦,以及 464 万千瓦支撑煤电,配套煤电装机占比 26.3%。表表 7:“两个联营”相关政策描述:“两个联营”相关政策描述 时间时间 政策表述政策表述 2022 年 12月 国资委召
117、开在京部分中央企业座谈会,会上提出,要科学有序推进碳达峰碳中和,深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”联营”。2023 年 1 月 国家发改委召开例行新闻发布会,提出持续推进国有经济布局优化和结构调整,推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”营”。2023 年 3 月 国家发改委、国家能源局发布关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案指出,按照推动煤炭和新能源优化组合的要煤炭和新能源优化组合的要求,鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营求,鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。资料来源:国资委、能源局,信达证券研发中心
118、请阅读最后一页免责声明及信息披露 表表 8:风光火储一体化布局相关梳理风光火储一体化布局相关梳理 时间时间 主要内容主要内容 2021 年12 月 国家公布第一批风光大第一批风光大基地基地项目清单,共计项目清单,共计 5050 个项目,总规模达个项目,总规模达 97.05GW97.05GW 装机。装机。2022 年 2 月 国家发改委、国家能源局发布以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案,要求到 2030 年,规划建设风光基地总装机约约 4.554.55 亿千瓦亿千瓦。2022 年11 月 国家发改委发布消息称,第一
119、批第一批 95009500 万千瓦基地项目已全部开工建设,印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作,组织谋划第万千瓦基地项目已全部开工建设,印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作,组织谋划第三批基地项目。三批基地项目。2023 年 6 月 我国首个首个“沙戈荒沙戈荒”风光电基地外送电特高压工程风光电基地外送电特高压工程宁夏湖南800 千伏特高压直流输电工程 11 日开工建设。宁夏-湖南特高压工程作为沙漠、戈壁、荒漠地区首条外送特高压直流工程,接入配套的光伏发电 900 万千瓦、风电 400 万千瓦,以及 464 万千瓦支撑煤电,新能源电量占比超过 50%。2023 年 7 月 由内蒙古电力集团承建的
120、国家第二批大型风电光伏基地国家第二批大型风电光伏基地“上海庙二期上海庙二期”400400 万千瓦新能源项目配套汇集工程获得核准批复万千瓦新能源项目配套汇集工程获得核准批复。项目位于鄂尔多斯市鄂托克前旗上海庙镇,拟新建拟新建 500500 千伏汇集站千伏汇集站 2 2 座,座,500500 千伏送出线路千伏送出线路 3 3 回共回共 1717 千米,千米,220220 千伏汇集线路千伏汇集线路 8 8 回回共共 8787 千米,总投资千米,总投资 8.038.03 亿元。亿元。资料来源:国家及地方能源局,北极星太阳能光伏网,东方风力发电网,新浪网,新华社,证券日报,信达证券研发中心 与此同时,传
121、统能源央国企在国家和地方国民经济中的地位显著,结合自身主业领域的资与此同时,传统能源央国企在国家和地方国民经济中的地位显著,结合自身主业领域的资金、资源等协同优势,加快布局新能源业务,推动煤炭与新能源优化组合,加快推动能源转金、资源等协同优势,加快布局新能源业务,推动煤炭与新能源优化组合,加快推动能源转型,起到了协同效应,具有良好前景。型,起到了协同效应,具有良好前景。中国神华:以“双碳”目标为方向,争当绿色转型先锋队。中国神华:以“双碳”目标为方向,争当绿色转型先锋队。截至 2022 报告期末,所属子分公司已投产光伏项目 10.55 万千瓦。继续开展存量煤电“三改联动”,建设区域能源服务综合
122、体,实施运输系统清洁能源替代。落实公司碳达峰行动方案,力促一批新能源和储能重点项目落实落地,深入研究储能、氢能等战略性新兴产业投资机会,推进新能源与煤化工耦合发展。加快推进新能源发电项目建设,积极获取新能源建设指标。截至 2022 年末,集团已投产新能源发电项目 35 个,装机容量合计 105.5 兆瓦,其中福建能源、寿光电力等对外商业运营的装机容量合计 62 兆瓦。参与设立的北京国能新能源产业投资基金和北京国能绿色低碳发展投资基金,已陆续在山西、江浙、两湖等地投资风电、光伏项目。中煤能源:持续优化调整产业布局结构,推进绿色低碳发展。中煤能源:持续优化调整产业布局结构,推进绿色低碳发展。据公告
123、,公司所属的上海能源公司新能源示范基地一期工程 263MW 光伏项目基本建成并实现并网,平朔集团 100MW 农光互补项目开工建设、160MW 光伏发电项目纳入山西省保障性并网新能源项目清单。立足公司实际总结提炼并积极实践“产炭不排碳”、“无煤煤化工”绿色发展理念,创新能源低碳融合模式的 10 万吨“液态阳光”项目入选内蒙古自治区 2022 年“双碳”科技创新重大示范工程“揭榜挂帅”项目第一批技术榜单。兖矿能源兖矿能源:瞄准行业前沿布局,精心培育新能源产业。:瞄准行业前沿布局,精心培育新能源产业。据公告,按照企业发展规划,在山东省内争取一批集中式光伏资源,山东省外推进“风光荷储”“源网荷储一体
124、化”等项目,力争建设新能源装机运营规模达到 60 万千瓦,力争 5-10 年新能源发电装机规模达到 1,000万千瓦以上。陕西煤业:采用股权投资的方式。陕西煤业:采用股权投资的方式。搭建产业端投资平台,聚焦新能源等行业优质资产。搭建产业端投资平台,聚焦新能源等行业优质资产。据公告,陕西煤业直接持有或通过朱雀投资等基金公司间接持有新能源产业中诸多龙头公司股份,包括森特股份(光伏龙头)、隆基绿能(光伏龙头)、禾望电气(新能源和电气传动)、帝尔激光(太阳能电池加工)、陕天然气等一大批新能源产业链相关的龙头型公司。甘肃能化:全力推动新能源相关项目建设。甘肃能化:全力推动新能源相关项目建设。据公告,公司
125、所处白银地区、海窑矿区属于太阳能、风能资源较丰富地区,利用矿区闲置土地、塌陷区土地发展分布式光伏、农风光互补优势明显。加快景泰白岩子、清洁高效气化气综合利用(搬迁改造)、肃北红沙梁煤炭资源开发等项目建设,加快推进靖远矿区、海窑矿区光伏、采煤沉陷区治理新能源项目建设。子公司靖煤新能源公司负责靖远煤电 28MW 光伏自发自用工程项目,该项目正在筹建中。请阅读最后一页免责声明及信息披露 三、展望未来:煤电预计 2028 年达峰,实际达峰或将滞后,且达峰后存在一定平台期 结合前文研究,双碳目标下我国加快风光等新能源发展,同步推动煤电向基础性保障电源和系统调节性电源并重转型。综合研判经济发展增速、能源安
126、全保障、绿色低碳转型、经济成本合理、技术路线调整等因素基础上,本节对新能源电量平衡和煤电达峰时间进行了初步理论预测,并基于中长期能源技术发展和经济性的不确定性,对实际达峰面临的滞后性进行了阐述分析。1 电力趋势预测:全社会用电量的增速预计在 6%左右“十四五”期间我国“十四五”期间我国 GDPGDP 年均增速预计在年均增速预计在 5 5-6%6%之间。之间。“十四五”规划中提出,到 2035 年人均国内生产总值达到中等发达国家水平。2021 年我国人均 GDP 约为 1.27 万美元,如果中等发达国家或经济体的人均 GDP 入门水平确定在 2.5 万美元左右,要实现这一目标,人均 GDP 要增
127、长一倍左右。如表所示,根据全球能源互联网发展合作组织、中电联、能源蓝皮书等预测,2023 年中国经济运行将明显好转,考虑国际经济、房地产政策效果等不确定因素,2023-2025年 GDP 增速有望保持在 5%-6%之间。据前文对电力消费弹性的分析,从电力消费弹性系数的角度,“十四五”期间全社会用电量据前文对电力消费弹性的分析,从电力消费弹性系数的角度,“十四五”期间全社会用电量的增速预计在的增速预计在 6%6%左右。左右。2016 年以来,我国电力消费弹性系数基本在 1.1 上下波动。假设“十四五”期间我国 GDP 年均增速为 5.5%,电力消费弹性系数维持在 1.0-1.3 之间的水平,取保
128、守值 1.0-1.1 测算,则“十四五”期间我国全社会用电量的年均增速预计为 6.0%、5.5%。表表 9:相关机构关于“十四五”期间:相关机构关于“十四五”期间 GDP、电力增速预测、电力增速预测 机构机构 文件名文件名 表述表述 全球能源互联网发展合作组织 中国“十四五”电力发展规划研究 中性情景假设下,中性情景假设下,“十四五十四五”我国经济年均增速我国经济年均增速 5.5%。经济结构调整力度加大,高载能行业发展放缓。战略性新兴产业、现代服务业成长更快,传统用能产业增长缓慢,新旧动能转换时间相对较短,电能替代持续推进。中电联 电力行业“十四五”发展规划研究 预期 2025 年,全社会用电
129、量 9.2 万亿千瓦 时,“十四五”期间年均增长 4.4%,全国发电装机容量 27.5 亿千瓦,年均增速 5.1%。中国电力期刊 新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判 2023 年中国经济运行将明显好转,考虑国际经济、疫情形势、房地产政策效果等不确定因素,预计预计 2023、2024、2025 年中国经济分别增长年中国经济分别增长 6.0%、5.5%、5.1%。2023、2024、2025 年,中国全社会用电量分别为 9.1 万亿9.3 万亿、9.4 万亿9.7 万亿、9.7 万亿10.万亿 kW h,“十四五”年均增速为 5.2%6.0%。中国社会科学院工业经济研究所 能源蓝皮书:中
130、国能源发展前沿报告 2025 年,全社会用电量将达 9.5 万亿千瓦时,非化石能源发电量比重约为 38%,全国非化石能源发电装机占比将达到 52%。资料来源:刘青等新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判、能源蓝皮书:中国能源发展前沿报告(2021)、全国能源信息平台、全球能源互联网发展合作组织,信达证券研发中心整理 综上,考虑电力消费弹性的波动性和经济高质量发展下综上,考虑电力消费弹性的波动性和经济高质量发展下 GDPGDP 增速趋缓,我们在测算未来社增速趋缓,我们在测算未来社会用电量时,基准情形按照社会用电量增速逐步放缓的假设,即不同阶段不同的社会用电量会用电量时,基准情形按照社会用电
131、量增速逐步放缓的假设,即不同阶段不同的社会用电量增速测算为:增速测算为:20 年增速取值年增速取值 6%6%,20 年增速取值年增速取值 5%5%,20282028 年增速取年增速取 4.5%4.5%,20 年增速取年增速取 4.0%4.0%。表表 10:全社会用电量和发电量预测(万千瓦时):全社会用电量和发电量预测(万千瓦时)2020A 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 全社会用电量全社会用电量 75110 83128
132、 86372 91554 97048 102385 107504 112880 117959 122678 127585 YOY 3.1%10.3%3.6%6.0%6.0%5.5%5.0%5.0%4.5%4.0%4.0%全社会发电量全社会发电量 76264 83767 86941 92470 98018 103409 108580 114008 119139 123904 128861 YOY 4.1%9.8%3.6%6.4%6.0%5.5%5.0%5.0%4.5%4.0%4.0%资料来源:中电联,信达证券研发中心,注:测算时发电量和用电量之间考虑1%的网损率 2 电量平衡预测:“十四五”期间
133、电煤需求保持增长 请阅读最后一页免责声明及信息披露(1 1)非化石能源装机预测非化石能源装机预测 鉴于生物质发电和其它类型发电装机规模较小,参照过去均值予以测算。在这里主要针对水电、核电、风电和太阳能发电等进行测算。水电一般的建设周期在 8 年,依据目前水电开工及建设进度,可以确定“十四五”期间拟投产规模。根据水利水电规划总院预计“十四五”新开工规模 2000-3000 万千瓦,假设其在“十五五”期间均匀投产,取乐观情景考虑,我们预计到 2023-2025 年装机量累计新增 4171 万千瓦,达到 45522 万千瓦;“十五五”期间,水电装机预计新增 7500 万千瓦。根据抽水蓄能中长期发展规
134、划(2021-2035)预测抽水蓄能的规模,该文件表明到 2025 年抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上;到 2030 年,投产总规模 1.2 亿千瓦左右。根据近三年平均值,假设风力和光伏发电年均新增装机约 2.0 亿千瓦,考虑到新增装机呈逐年上升趋势,按照每年风光合计新增 20000 万千瓦逐年递增考虑,我们预测到“十四五”末,风、光装机分别达到 53544、87261 万千瓦;“十五五”末,风、光装机分别达到 90544、187261 万千瓦。核电建设周期在五年,参照核电项目核准审批情况,我们预计 2023-2025 年新增装机约873 万千瓦,达到 6425 万千瓦;“十五五”新增
135、装机约 2500 万千瓦。表表 11:主要非化石能源新增装机预测(万千瓦):主要非化石能源新增装机预测(万千瓦)发电装机容量发电装机容量 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 水电 1388 2064 2258 1500 651 2021 1600 1550 1500 1450 1400 风电 7160 4683 3696 5000 6000 6000 6500 7000 7500 8000 8000 太阳能发电 4888 5300 8605 15000 16000 17000 18000 19000 20
136、000 21000 22000 核电 115 337 227 150 241 481 500 500 500 500 500 资料来源:中电联,信达证券研发中心 表表 12:主要非化石能源装机容量预测(万千瓦):主要非化石能源装机容量预测(万千瓦)发电装机容量发电装机容量 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 水电 37028 39092 41350 42850 43501 45522 47122 48672 50172 51622 53022 风电 28165 32848 36544 41544 4754
137、4 53544 60044 67044 74544 82544 90544 YOY 34%17%11%14%14%13%12%12%11%11%10%太阳能发电 25356 30656 39261 54261 70261 87261 105261 124261 144261 165261 187261 YOY 24%21%28%38%29%24%21%18%16%15%13%核电 4989 5326 5553 5703 5944 6425 6925 7425 7925 8425 8925 资料来源:中电联,信达证券研发中心(2 2)非化石能源利用小时数预测)非化石能源利用小时数预测 假设依据:
138、水电参考过去三年和 2022 年的利用小时数;风电和光电在 2022 年的基础上,考虑技术进步适度提高利用小时数;核电参照过去三年情况,考虑煤电支撑性等电源建设测算。表表 13:2023-2030 年主要非化石能源利用小时数预测(小时)年主要非化石能源利用小时数预测(小时)利用小时利用小时 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 水电(常规水电和抽蓄)3660 3428 3277 3276 3361 3293 3247 3203 3161 3121 3083 风电 1656 1996 2086 2068 20
139、61 2077 2081 2085 2089 2093 2103 太阳能发电 1139 1168 1223 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 核电 7340 7651 7524 7524 7524 7524 7300 7300 7300 7300 7300 资料来源:中电联,信达证券研发中心(3 3)非化石能源发电量预测)非化石能源发电量预测 参照上述装机容量和利用小时数,由此可以测算出:水、核、风、光的合计发电量在 2023-请阅读最后一页免责声明及信息披露 2025 年分别为 32529、36364、40396 亿千瓦时,至 2030 年末合计
140、发电量达 63054 亿千瓦时。表表 14:2023-2030 年非化石能源发电量预测(亿千瓦时、亿吨标煤)年非化石能源发电量预测(亿千瓦时、亿吨标煤)2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 水电 13553 13401 13550 14037 14621 14990 15299 15589 15860 16113 16348 风电 4665 6556 7624 8590 9800 11120 12495 13980 15575 17280 19040 太阳能发电 2611 3270 4276 5611 74
141、71 9451 11551 13771 16111 18571 21151 核电 3662 4075 4178 4291 4472 4834 5055 5420 5785 6150 6515 非化石能源发电量非化石能源发电量 24,491 27,302 29,628 32,529 36,364 40,396 44,400 48,760 53,332 58,114 63,054 资料来源:中电联,信达证券研发中心 注:其他非化石能源发电量极小,未予考虑。3 电煤需求预测:保守测算预计 2028 年达峰,达峰后存在平台期 以上测算中,以上测算中,新能源发电增量将无新能源发电增量将无法完全覆盖用电需
142、求的增量,仍需火电贡献,且主要依靠法完全覆盖用电需求的增量,仍需火电贡献,且主要依靠新增煤电。新增煤电。在用电需求中扣除非化石能源、天然气、生物质能发电及其他发电的出力,便是对 煤 电 煤 炭 的 需 求。经 测 算,2023-2030年 的 煤 电 发 电 量 分 别 为:53359/54583/55537/56362/57078/57270/56872/56493 亿千瓦时,可以看出煤炭消费量预计在 2028 年达峰。表表 15:2023-2030 年燃煤、燃气发电量预测(亿千瓦时)年燃煤、燃气发电量预测(亿千瓦时)2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026
143、E 2027E 2028E 2029E 2030E 发电量合计发电量合计 76264 83768 86941 92470 98018 103409 108580 114008 119139 123904 128861 YOY 4.1%9.8%3.6%6.4%6.0%5.5%5.0%5.0%4.5%4.0%4.0%水电 13553 13401 13550 14037 14621 14990 15299 15589 15860 16113 16348 其中:常规水电 13218 13011 13154 13598 14172 14426 14648 14851 15036 15203 15351
144、YOY 4.1%-1.6%1.1%3.4%4.2%1.8%1.5%1.4%1.2%1.1%1.0%抽水蓄能 335 390 396 439 449 565 651 738 824 911 997 火电 51770 56463 57307 60374 62097 63572 64825 65980 66626 66695 66798 其中:燃煤(含煤矸石)46296 50270 50770 53359 54583 55537 56362 57078 57270 56872 56493 YOY 1.7%8.6%1.0%5.1%2.3%1.7%1.5%1.3%0.3%-0.7%-0.7%燃气 252
145、5 2834 2694 2929 3163 3398 3632 3867 4101 4336 4571 生物质及其他发电 2949 3359 3843 4087 4351 4637 4830 5036 5254 5487 5734 核电 3662 4075 4178 4291 4472 4834 5055 5420 5785 6150 6515 风电 4665 6556 7624 8590 9800 11120 12495 13980 15575 17280 19040 YOY 15.1%40.5%16.3%12.7%14.1%13.5%12.4%11.9%11.4%10.9%10.2%太阳能
146、发电 2611 3270 4276 5611 7471 9451 11551 13771 16111 18571 21151 YOY 16.6%25.3%30.8%31.2%33.1%26.5%22.2%19.2%17.0%15.3%13.9%其他 3 2 6 6 6 6 6 6 6 6 6 资料来源:中电联,信达证券研发中心 通过煤电发电量测算电煤需求时,考虑到当前技术水平和灵活性调峰效能,我们预计煤耗下降趋势逐步放缓至合理水平,2025 年以后按照 280g 保持不变测算。经测算,2023-2030 年电煤消费量增速分别为 4.6%、1.8%、1.3%、1.4%、1.3%、0.3%、-0.
147、7%、-0.7%。值得关注的值得关注的是,煤炭消费量在是,煤炭消费量在“十四五十四五”时期依然处在增长阶段,若时期依然处在增长阶段,若“十五五十五五”期间的期间的 20282028 年达峰后电煤年达峰后电煤消耗保持小幅下降或将处在峰值平台期消耗保持小幅下降或将处在峰值平台期。同时,从能源安全保障作用角度看,煤电发电量仍。同时,从能源安全保障作用角度看,煤电发电量仍然占总发电量的近一半,煤电在电力保供中的重要地位短期内难以改变然占总发电量的近一半,煤电在电力保供中的重要地位短期内难以改变。请阅读最后一页免责声明及信息披露 表表 16:2023-2030 年电煤消耗预测(万吨)年电煤消耗预测(万吨
148、)电煤消耗电煤消耗 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 6000 千瓦及以上电厂发电标煤(g/kwh)287 286 284 283 282 280 280 280 280 280 280 6000 千瓦及以上电厂发电原煤(g/kwh)402 400 398 396 394 392 392 392 392 392 392 5500K 消耗量 186189 201114 202139 211427 215239 217952 220935 223740 224494 222934 221450 YOY 1.
149、1%8.0%0.5%4.6%1.8%1.3%1.4%1.3%0.3%-0.7%-0.7%资料来源:中电联,信达证券研发中心 4 受限于电力系统消纳瓶颈及用电需求超预期增长,实际电煤达峰时间或晚于2028 年 4 4.1.1 供给端:风光等新能源装机过快或将冲击电力系统稳定性供给端:风光等新能源装机过快或将冲击电力系统稳定性 新型电力系统中,新型电力系统中,当新能源电量占比和装机占比逐渐升高时,系统消纳新能源的难度逐渐加当新能源电量占比和装机占比逐渐升高时,系统消纳新能源的难度逐渐加大。大。新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间错配的问题,而当新能源发电占比提升或将加剧源荷时间的错配程度,加大消纳难
150、度。“十三五”初期,新能源电量占比仅 5%左右时,全国性的风电消纳的问题曾严重凸显,平均弃风率达 15%以上。国家能源局通过出台制定解决弃风弃光弃水“三弃”问题的实施方案,弃风弃光率逐步下降,在 2019 年即被控制在 5%以内。但在 2022 年新能源电量占比已经接近 15%时,持续向下的弃风率反而出现边际升高,表明消纳的成本与难度随新能源渗透率出现同步抬升。图图 2626:不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况:不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况 图图 2727:不同空间尺度下的新能源出力情况(曲线归一化处理):不同空间尺度下的新能源出力情况(曲线归一化处理)资料来源:大规模新能源
151、发电基地出力特性研究,信达证券研发中心 资料来源:大规模新能源发电基地出力特性研究,信达证券研发中心 中心(图中出力曲线经归一化处理)新能源发电渗透率在临界值之内,弃电率普遍不高,超过临界值,弃电率将显著提升。新能新能源发电渗透率在临界值之内,弃电率普遍不高,超过临界值,弃电率将显著提升。新能源弃电主要包括:一是经济弃电。源弃电主要包括:一是经济弃电。当发现低价或负价能源时,调度/市场按机组经济报价由高到低进行经济弃电,即发电机组的未出清电量;二是自行弃电。二是自行弃电。按自发电计划参与电力市场的发电商,通过主动减少自发电计划造成的弃电;三是调度弃电。三是调度弃电。系统运营机构为防范或缓解系统
152、安全可靠风险而进行的弃电,属于特殊情况下不得不干预系统运行的行为。需注意的是,参照海外新能源发展情况,当新能源发电渗透率在临界值之内,弃电率普遍不高,超过临界值,弃电率将显著提升。欧美国家均存在不同程度的新能源弃电,2020 年风电弃电率普遍处于 3%-11%区间;丹麦、爱尔兰长期保持较低的弃电率,但随着风电渗透率超过 30%,近三年弃电率明显上升。20232023 年第一季度,光伏大省当中,陕西、甘肃、宁夏、新疆,年第一季度,光伏大省当中,陕西、甘肃、宁夏、新疆,2023H12023H1 利用小时数有较大幅利用小时数有较大幅度下滑;风电大省当中,新疆度下滑;风电大省当中,新疆 2023H12
153、023H1 的利用小时数有较大幅度下滑。的利用小时数有较大幅度下滑。根据我们的测算,2023至 2025 年新能源消纳空间在 1.6-2.1 亿千瓦/年。受限于消纳空间以及非线性上涨且难以受限于消纳空间以及非线性上涨且难以 请阅读最后一页免责声明及信息披露 疏导的系统成本,新能源新增装机年均保持疏导的系统成本,新能源新增装机年均保持 2 2 亿千瓦及以上的市场预期实际可能难以实现。亿千瓦及以上的市场预期实际可能难以实现。而“十四五”之后电力系统消纳空间将主要取决于“十四五”末特高压工程建设推进情况,以及存量火电灵活性改造和新型储能等灵活性资源发展情况。中远期特高压与灵活性资源的建设节奏存在一定
154、的不确定性,若实际推进进度不及预期,则“十四五”之后的新能源消纳压力恐将进一步加大。图图 2828:欧美国家风电弃电率:欧美国家风电弃电率 资料来源:C-E(curtailment Energy share)map:An objective and quantitative measure to evaluate wind and solar curtailment,信达证券研发中心 图图 2929:20232023 全国全国部分地区光伏和风电利用小时数部分地区光伏和风电利用小时数 资料来源:中电联,信达证券研发中心 表表 17:20232023 全国全国部分地区光伏和风电利用小时数部分地区光
155、伏和风电利用小时数 地区地区 2023H1 光伏平光伏平均利用小时均利用小时 2022H1 光伏平光伏平均利用小时均利用小时 同比同比 2023H1 风电平风电平均利用小时均利用小时 2022H1 风电平风电平均利用小时均利用小时 同比同比 陕西 1863 1350-19.2%1009 1007 0.2%甘肃 1641 1249-13.8%1032 948 8.9%宁夏 1994 1436-10.0%1046 910 14.9%新疆 1906 1377-9.7%1151 1233-6.7%云南 947 419-12.7%1498 1522-1.6%西藏 201 139-16.1%2200 17
156、27 27.4%青海 1934 1712-5.3%880 869 1.3%资料来源:中电联,信达证券研发中心 4 4.2.2 需求端:全社会用电量有望超预期增长需求端:全社会用电量有望超预期增长 根据我们于 2022 年 3 月发布的2020-2025 年我国电力电量需求分析与展望,研究分析得出:新兴产业快速发展、电能替代、居民生活用电占比提升,将增强我国全社会用电量的需求弹性与增长韧性。对于新能源汽车、光伏、半导体、数字新基建等新兴产业的发展壮大,我们既要看到其高附加值为我国实现产业转型升级与经济高质量发展带来的推动作用,也要看到新兴产业背后的高能耗、高电耗特征,将边际上拉动全社会用电量持续
157、高速增长,并进一步推升我国电力尖峰负荷。同时,伴随人均 GDP 的提升,居民生活用电量未来增长空间巨大,持续增长的确定性强,也将进一步推动全社会用电量的高速增长,并驱动用电量相对经济增长的弹性提升。同时,如前文所述,第二产业本身用电量与经济产值之间呈现显著的线性关系,直接影响电力弹性,以及三产用电弹性更高,而居民生活用电贡献电量而不贡献经济产值,不影响电力弹性。因此,需注意的是,未来随着居民用电大幅提升后,单纯以当因此,需注意的是,未来随着居民用电大幅提升后,单纯以当前电力消费弹性前电力消费弹性 1.11.1 基准测算的用电量相对保守。基准测算的用电量相对保守。根据我们的测算在 GDP 增速逐
158、年下降,能源消费弹性逐年下行的基准情形下(6%-5.5%-5%),煤炭消费量最快在 2028 年达峰。通过假设一定的 GDP 增速进行敏感性分析测算,在社会用电量需求增长较快的情况下,新能源实际发电量占社会用电量增量比例趋于下降,实际达峰05000250030003500内蒙古辽 宁吉 林黑龙江上 海江 苏福 建河 南湖 北广 东广 西海 南贵 州云 南陕 西甘 肃青 海宁 夏新 疆2023H1光伏平均利用小时2022H1光伏平均利用小时2023H1风电平均利用小时2022H1风电平均利用小时 请阅读最后一页免责声明及信息披露 时间有望延后。比如,假设风光按照基准情形的风
159、光装机增速,按照全社会用电量和发电量始终保持 5%、4.5%、4%的平均增速进行测算,我们发现,新能源发电的年增量至少要在 2030年后才能够完全覆盖全社会用电量的增量。表表 18:全社会用电量一直保持增速全社会用电量一直保持增速 5 5%情况下,新能源覆盖新增发电量预测情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时)(亿千瓦时)2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 全社会发电量合计全社会发电量合计 76264 83768 86941 91598 96177 100986 106036 111337 11690
160、4 122749 128887 风光发电量 7276 9826 11900 14201 17271 20571 24046 27751 31686 35851 40191 风光发电量占比 9.5%11.7%13.7%15.5%18.0%20.4%22.7%24.9%27.1%29.2%31.2%全社会新增发电量 2995 7504 3173 4657 4580 4809 5049 5302 5567 5845 6137 风光新增发电量 983 2550 2074 2301 3070 3300 3475 3705 3935 4165 4340 风光新增发电量占比 32.8%34.0%65.4%4
161、9.4%67.0%68.6%68.8%69.9%70.7%71.3%70.7%资料来源:中电联,信达证券研发中心 表表 19:全社会用电量一直保持增速全社会用电量一直保持增速 4.54.5%情况下,新能源覆盖新增发电量预测情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时)(亿千瓦时)2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 全社会发电量合计全社会发电量合计 76264 83768 86941 91161 95264 99550 104030 108712 113604 118716 124058 风光发电量 7276
162、 9826 11900 14201 17271 20571 24046 27751 31686 35851 40191 风光发电量占比 9.5%11.7%13.7%15.6%18.1%20.7%23.1%25.5%27.9%30.2%32.4%全社会新增发电量 2995 7504 3173 4220 4102 4287 4480 4681 4892 5112 5342 风光新增发电量 983 2550 2074 2301 3070 3300 3475 3705 3935 4165 4340 风光新增发电量占比 32.8%34.0%65.4%54.5%74.8%77.0%77.6%79.1%80
163、.4%81.5%81.2%资料来源:中电联,信达证券研发中心 表表 20:全社会用电量一直保持增速全社会用电量一直保持增速 4 4%情况下,新能源覆盖新增发电量预测情况下,新能源覆盖新增发电量预测(亿千瓦时)(亿千瓦时)2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 全社会发电量合计全社会发电量合计 76264 83768 86941 90725 94354 98128 102053 106136 110381 114796 119388 风光发电量 7276 9826 11900 14201 17271 20571
164、 24046 27751 31686 35851 40191 风光发电量占比 9.5%11.7%13.7%15.7%18.3%21.0%23.6%26.1%28.7%31.2%33.7%全社会新增发电量 2995 7504 3173 3784 3629 3774 3925 4082 4245 4415 4592 风光新增发电量 983 2550 2074 2301 3070 3300 3475 3705 3935 4165 4340 风光新增发电量占比 32.8%34.0%65.4%60.8%84.6%87.4%88.5%90.8%92.7%94.3%94.5%资料来源:中电联,信达证券研发中
165、心 4.34.3 碳达峰后能源消费存在一定惯性,可能有着较长的平台期碳达峰后能源消费存在一定惯性,可能有着较长的平台期 根据欧美国家的达峰经验,碳达峰后能源消费存在惯性,可能较长时间处于高位平台期。根据欧美国家的达峰经验,碳达峰后能源消费存在惯性,可能较长时间处于高位平台期。对比美国、欧洲、日本的碳达峰与能源消费量关系可以发现,发达国家在 1980 年左右碳达峰后正在经历较长一段时间的平台期,碳排放维持稳定或逐步下降。然而能源消费依旧在维持碳达峰前的增长速度,大约持续至 21 世纪初,能源消费总量才开始下降,这说明能源消费量有相对滞后性,对于煤炭需求将起到支撑作用。图图 3030:美、欧、日能
166、源消费量情况(艾焦耳)美、欧、日能源消费量情况(艾焦耳)图图 3131:主要国家碳排放情况(亿吨二氧化碳)主要国家碳排放情况(亿吨二氧化碳)请阅读最后一页免责声明及信息披露 资料来源:Wind,信达证券研发中心。资料来源:our world in data,信达证券研发中心 我们预计我国减排分为三个阶段,我们预计我国减排分为三个阶段,20 年属于峰值平台期,年属于峰值平台期,20 年逐步减排,年逐步减排,20352035 年之后加速减排。年之后加速减排。基于清华气候院对于我国不同情境下 CO2 排放路径的研究,2030 年前碳达峰目标
167、对应于研究中所设强化政策情景,2060 年碳中和目标位于 2C 情景和 1.5C 目标情景之间。当前由于能源和经济体系惯性,难以迅速实现 2C 和 1.5C 情景的减排路径。预计 2030 年前碳达峰后,再加速向 2060 年碳中和目标逼近。2C 和 1.5C 情景分别对应于全球 2070 年、2050 年左右碳中和,则 206 年碳中和路径将位于 2C 路径和 1.5C 路径之间。未来煤炭需求相继经历达峰未来煤炭需求相继经历达峰-峰值平台峰值平台-快速下降阶段。快速下降阶段。根据国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学开发的中国能源系统预测优化模型(CESFOM),据单位 GDP
168、能耗等多种方法,综合预测未来能源需求量 2025、2030、2035 年分别是 58、62、65 亿吨标煤。综合考虑新能源发展、节能因素等,基准情景下我国煤炭消费将在 2028 年前后达到峰值,电煤预计 2033 年达峰,此后经历 10 年左右峰值平台期后,煤炭消费维持 40 亿吨以上,此后进入较为明显的下降通道。达峰阶段(2022 年后 6-8 年)。为实现 2030 年前二氧化碳排放达峰目标,煤炭消费尽快达峰是关键。为此,国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行业耗煤趋势看,发电供热用煤在社会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段,炼焦用煤和其他终端耗煤下降,其中现代煤
169、化工用煤保持增长一定程度上减缓了“其他终端耗煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域用煤的减量,煤炭消费持续增长。峰值平台期(10 年左右)。发电供热用煤继续增长,炼焦用煤和其他终端耗煤继续下降。由于该阶段发电供热用煤仍有增长,煤炭总体消费下降并不明显,整体处于峰值平台期,煤炭消费量始终保持在 40 亿 t 以上。较为明显的下降阶段(到 2050 年左右)。发电供热用煤、炼焦用煤和其他终端耗煤均进入较为明显下降阶段,煤炭消费总量逐步降至 25 亿 t。面向碳中和的快速下降阶段(到 2060 年)。在碳中和目标约束下,所有用煤环节均进入快速下降阶段,2060 年煤炭消费总量降至
170、 8-15 亿 t。从区域看,预计 2035 年前东中部煤炭消费量先增后降、占比下降,西部消费量持续增长、占比上升。东部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 15.8 亿 t 增长至 2025 年 17.6 亿 t,随后降至 2030 年、2035 年的 16.3 亿、14.2 亿 t,消费量占比由 2020 年的 39%降至 2035 年的32%;中部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 10.3 亿 t 增长至 2025 年 11.6 亿 t,随后降至2030 年、2035 年的 11.3 亿、10.4 亿 t,消费量占比由 2020 年的 25%降至 2035 年的 23%;西部地区煤炭
171、消费量预计由 2020 年的 14.4 亿 t 增长至 2025 年、2030 年、2035 年的 18.1亿、19.5 亿、20.1 亿 t,消费量占比由 2020 年的 36%升至 2035 年的 45%。0506070809096876542007200192022美国欧洲日本0204060800985211911中国欧盟日本美国 请阅读最后一页免责
172、声明及信息披露 图图 3232:我国中长期我国中长期 CO2CO2 减排路径减排路径 资料来源:清华气候院,信达证券研发中心 图图 3333:煤炭消费达峰后可能经历煤炭消费达峰后可能经历 5 5-1010 年的峰值平台期年的峰值平台期 资料来源:朱吉茂 “双碳”目标下我国煤炭资源开发布局研究,信达证券研发中心 四、投资机会 我国“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋决定了煤炭煤电在我国能源、电力中的主体地位,电煤又是煤炭最重要的的消费领域。考虑到新能源发展前景光明但需要相当长的时间周期,目前在电力、能源结构中的占比还很低,且随着用电侧电力负荷上行、波动性加大与发电侧风、光等不稳定电源占比提升,新能
173、源消纳压力逐渐显现,短期内难以满足社会用电需求。反观煤电,作为支撑性和调峰电源,其具有技术和经济上的优势,可为新能源平抑波动提供调峰、调频、电压调节等服务,规避新能源发电的不稳定性,将长时期承担保障电力安全的核心作用。与此同时,国家大力推动煤炭煤电和新能源“两个联营”,推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。因此,全社会用电量的较快增长将对煤炭需求持续增长形成有力支撑,电力需求持续增长仍需煤电支撑(经分析,理论测算电煤 2028 年达峰,实际或将滞后达峰,且具有较长的平台期),叠加煤电的调节能力和顶峰能力愈加凸显,进而带动力煤乃至煤炭消费的持续增长。结合我们对能源、煤炭产能周期的系统研究
174、,本轮能源大通胀周期依然处在早中期,现阶段煤炭行业基本面趋势、双碳能源政策新导向均利好板块估值修复与提升,再考虑优质煤炭企业依然具有高壁垒、高现金、高分红、高股息的属性,板块投资攻守兼备且具有高性价比,当前仍是逢低积极配置煤炭板块较好的阶段。结合本文研究,在新能源短期难以满足用电需求的背景下,电煤需求达峰尚需时日,动力煤需求保持增长确定性较高,同时考虑煤炭行业仍处景气周期及行业高贝塔属性,我们继续全面看多煤炭板块,继续建议关注煤炭的历史性配置机遇。建议关注以下投资主线:一是以动力煤资源为主且增长空间大、资源禀赋优的兖建议关注以下投资主线:一是以动力煤资源为主且增长空间大、资源禀赋优的兖矿能源、
175、广汇能源、陕西煤业、中煤能源、山煤国际、晋控煤业等;二是“两个联营”政策矿能源、广汇能源、陕西煤业、中煤能源、山煤国际、晋控煤业等;二是“两个联营”政策推动下拥有煤电一体化协同发展优势的中国神华、新集能源等;三是行业高景气度下兼具优推动下拥有煤电一体化协同发展优势的中国神华、新集能源等;三是行业高景气度下兼具优质稀缺冶金煤资源和动力煤的平煤股份、淮北矿业、山西焦煤、潞安环能、盘江股份等。质稀缺冶金煤资源和动力煤的平煤股份、淮北矿业、山西焦煤、潞安环能、盘江股份等。请阅读最后一页免责声明及信息披露 表表 21:重点上市公司估值表重点上市公司估值表 股票名称股票名称 收盘价(元)收盘价(元)归母净
176、利润(百万元)归母净利润(百万元)EPS(元(元/股)股)PE 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 兖矿能源兖矿能源 19.22 31236 21485 24475 26883 6.3 2.89 3.29 3.61 3.05 6.65 5.84 5.32 陕西煤业陕西煤业 17.61 35123 22839 27157 32288 3.62 2.36 2.80 3.33 4.86 7.46 6.29 5.29 山煤国际山煤国际 15.99 6981 5241 5526 5837 3.52
177、 2.64 2.79 2.94 4.54 6.06 5.73 5.44 广汇能源广汇能源 7.46 11338 7386 9285 11804 1.73 1.12 1.41 1.8 4.31 6.66 5.29 4.14 晋控煤业晋控煤业 11.62 3044 2488 2537 2658 1.82 1.49 1.52 1.59 6.38 7.80 7.64 7.31 中国神华中国神华 29.71 69626 60599 63216 64920 3.50 3.05 3.18 3.27 8.49 9.74 9.34 9.09 中煤能源中煤能源 8.55 18241 21773 25780 275
178、59 1.38 1.64 1.94 2.08 6.20 5.21 4.41 4.11 平煤股份平煤股份 10.06 5725 4182 5707 7112 2.47 1.81 2.47 3.12 4.07 5.56 4.07 3.22 淮北矿业淮北矿业 14.34 7010 7003 9709 10684 2.83 2.82 3.91 4.31 5.07 5.09 3.67 3.33 山西焦煤山西焦煤 8.56 10722 7415 8159 9023 1.89 1.31 1.44 1.59 4.53 6.53 5.94 5.38 潞安环能潞安环能 18.64 14168 10120 1153
179、3 13582 4.74 3.38 3.86 4.54 3.93 5.51 4.83 4.11 盘江股份盘江股份 6.07 2194 1054 1572 1856 1.02 0.49 0.73 0.86 5.95 12.39 8.32 7.06 华阳股份华阳股份 8.02 7026 6124 6578 6978 2.92 1.78 1.91 2.03 2.75 4.51 4.19 3.95 兰花科创兰花科创 8.92 3224 3065 3357 3634 2.82 2.06 2.26 2.45 3.16 4.32 3.94 3.65 天玛智控天玛智控 28.13 397 443 507 58
180、7 0.92 1.02 1.17 1.36 30.58 27.58 24.04 20.68 资料来源:Ifind,信达证券研发中心 数据截至2023年10月30日 注:为三季报业绩更新后预测值,华阳股份、兰花科创为一致性预测。请阅读最后一页免责声明及信息披露 风险因素(1)宏观经济下滑导致用电量增速不及预期。(2)能源产业政策出现重大调整;(3)电力市场化改革推进缓慢。(4)储能技术取得重大技术突破。(5)煤炭灵活性改造等调峰措施发展不及预期。请阅读最后一页免责声明及信息披露 研究团队简介研究团队简介 左前明,中国矿业大学博士,注册咨询(投资)工程师,信达证券研发中心副总经理,中国地质矿产经济
181、学会委员,中国国际工程咨询公司专家库成员,中国价格协会煤炭价格专委会委员,曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长(主持工作),从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年,曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项,2016 年 6 月加盟信达证券研发中心,负责煤炭行业研究。2019 年至今,负责大能源板块研究工作。李春驰,CFA,中国注册会计师协会会员,上海财经大学金融硕士,南京大学金融学学士,曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师,2022 年 7 月加入信达证券研发中心,从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。高升,中国矿业大学(北
182、京)采矿专业博士,高级工程师,曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长,曾在煤矿生产一线工作多年,从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作,2022 年 6 月加入信达证券研发中心,从事煤炭行业研究。邢秦浩,美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士,具有三年实业研究经验,从事电力市场化改革,虚拟电厂应用研究工作,2022 年 6 月加入信达证券研究开发中心,从事电力行业研究。程新航,澳洲国立大学金融学硕士,西南财经大学金融学学士。2022 年 7 月加入信达证券研发中心,从事煤炭、电力行业研究。吴柏莹,吉林大学产业经济学硕士,2022 年 7 月加入信达证券研究开发中心,从事煤
183、炭、煤化工行业的研究。胡晓艺,中国社会科学院大学经济学硕士,西南财经大学金融学学士。2022 年 7 月加入信达证券研究开发中心,从事石化行业研究。刘奕麟,香港大学工学硕士,北京科技大学管理学学士,2022 年 7 月加入信达证券研究开发中心,从事石化行业研究。李睿,CPA,德国埃森经济与管理大学会计学硕士,2022 年 9 月加入信达证券研发中心,从事煤炭行业研究。唐婵玉,香港科技大学社会科学硕士,对外经济贸易大学金融学学士。2023 年 4 月加入信达证券研发中心,从事天然气、电力行业研究。刘波,北京科技大学管理学本硕,2023 年 7 月加入信达证券研究开发中心,从事煤炭行业研究。请阅读
184、最后一页免责声明及信息披露 分析师声明分析师声明 负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明,本人具有证券投资咨询执业资格,并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告;本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点;本人薪酬的任何组成部分不曾与,不与,也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明免责声明 信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品,为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考,双方对权利与义
185、务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户,并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通,对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基于信达证券认为可靠的已公开信息编制,但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断,本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动,涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期,或因使用不同假设和标准,采用不同观点和分析方法,致使信达证券发出与本报告所载意见
186、、评估及预测不一致的研究报告,对此信达证券可不发出特别通知。在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议,也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况,若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考,并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下,信达证券或其关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易,并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意,任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、
187、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告,则由该机构独自为此发送行为负责,信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权,私自转载或者转发本报告,所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明评级说明 风险提示风险提示 证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能,也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售,投资者应
188、当对本报告中的信息和意见进行独立评估,并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求,必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下,信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任,投资者需自行承担风险。投资建议的比较标准投资建议的比较标准 股票投资评级股票投资评级 行业投资评级行业投资评级 本报告采用的基准指数:沪深 300指数(以下简称基准);时间段:报告发布之日起 6 个月内。买入:买入:股价相对强于基准 20以上;看好:看好:行业指数超越基准;增持:增持:股价相对强于基准 520;中性:中性:行业指数与基准基本持平;持有:持有:股价相对基准波动在5%之间;看淡:看淡:行业指数弱于基准。卖出:卖出:股价相对弱于基准 5以下。