“十四五”发用电保持平稳新能源装机快速提升

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250022 电力及公用事业板块行情回顾 1 HYPERLINK l _TOC_250021 今年以来电力板块跑输沪深 300 指数 16.85 个百分点 1 HYPERLINK l _TOC_250020 水电子板块表现相对较好 2 HYPERLINK l _TOC_250019 电力及公用事业板块估值处于行业中游水平 2 HYPERLINK l _TOC_250018 十三五回顾：装机结构优化，多项指标提前完成 4 HYPERLINK l _TOC_250017 十四五展望：发用电增速保持平稳，新能源装机快速提升 9 HYPERLINK l _TOC

2、_250016 未来五年我国用电增速中枢有望维持 5%左右 9 HYPERLINK l _TOC_250015 从能源消费结构推算 2025 年风光发电量有望达 1.37 万亿千瓦时 12 HYPERLINK l _TOC_250014 电网约束角度：新能源发电占比提升需要电网调节支持 14 HYPERLINK l _TOC_250013 火电：煤价高位震荡，火电盈利有望持续改善 23 HYPERLINK l _TOC_250012 供给侧改革目标初步实现，煤炭产量稳中有增 24 HYPERLINK l _TOC_250011 煤价波动较大，近期维持高位 25 HYPERLINK l _TOC

3、_250010 火电利用小时略降，中长期仍有望小幅改善 26 HYPERLINK l _TOC_250009 水电：全年来水偏丰，2021 年受拉尼娜影响有不确定性 28 HYPERLINK l _TOC_250008 全年来水偏丰，明年水文数据有不确定性 28 HYPERLINK l _TOC_250007 长期看好装机有较大增长潜力的水电公司 30 HYPERLINK l _TOC_250006 天然气：供给相对宽松，关注气源优势明显的行业龙头 30 HYPERLINK l _TOC_250005 疫情影响消退，冷冬有望提振短期需求 30 HYPERLINK l _TOC_250004 国

4、产气增速加快，国内燃气供需相对宽松 32 HYPERLINK l _TOC_250003 国际 LNG 价格大概率维持低位 35 HYPERLINK l _TOC_250002 国家管网公司有望重塑行业格局 38 HYPERLINK l _TOC_250001 重点推荐新奥能源、深圳燃气 41 HYPERLINK l _TOC_250000 风险分析 42图目录图 1：20 年以来电力行业上涨 6.82%，处于各行业下游水平 1图 2：2020 年以来电力及公用事业上涨 6.82%，跑输沪深 300 指数 16.85 个百分点 1图 3：2020 年以来的子板块走势曲线图 2图 4：2020

5、年以来电力及公用事业子板块涨跌幅 2图 5：电力及公用事业行业动态市盈率 19.5 倍 2图 6：电力及公用事业行业最新PB 为 1.55 倍 3图 7：近五年发电量及同比（单位：亿千瓦时、%） 4图 8：近五年发电装机及同比（单位：万千瓦、%） 4图 9：近五年分类型发电量（单位：亿千瓦时） 5图 10：近五年分类型发电装机（单位：万千瓦） 5行业深度报告图 11：我国风电分季度弃风电量及弃风率对比（单位：亿千瓦时，%） 5图 12：美国历史净发电量及同比增速（单位：十亿千瓦时） 9图 13：中国历史发电量及同比增速（单位：十亿千瓦时） 10图 14：中美历史发电量对比（单位：亿千瓦时） 1

6、0图 15：美国历年分用户用电量（单位：亿千瓦时） 11图 16：美国历年分用户用电量结构变化 11图 17：中国用电量结构变化 12图 18：我国风电光伏装机占比迅速提升（单位：万千瓦） 15图 19：我国风电光伏发电量占比稳健增长（亿千瓦时） 15图 20：我国风电资源分布示意图 15图 21：我国太阳能资源分布示意图 15图 22：2019 年分省份新能源装机占比对比 16图 23：德国、美国、丹麦和中国风电、光伏装机占比对比 16图 24：我国风能光能占一次能源比重属于全球平均水平 16图 25：典型风电项目负荷率变化 17图 26：典型光伏项目负荷率变化 17图 27：某区域典型电网

7、负荷曲线变化 17图 28：美国加州由于光伏占比较高出现鸭子曲线 17图 29：情形 1：封闭系统中风光电装机最高比例 18图 30：情形 2：考虑现实装机，风光电较易实现的装机比例 19图 31：发改委能源研究所基于现有碳排放政策对未来装机的预期（单位：GW） 20图 32：发改委能源研究所 2030 年预期装机占比 20图 33：发改委能源研究所 2050 年预期装机占比 20图 34：情形 3：依据发改委能源研究所 2030 年风光占比预期 21图 35：基准+浮动电价增量部分电量占比拆分 23图 36：近年我国市场化电量占比逐步提升（单位：亿千瓦时） 24图 37：市场电以省内交易电量

8、为主（单位：亿千瓦时） 24图 38：原煤月度产量保持高位（单位：亿吨） 24图 39：原煤累计产量及增速（单位：亿吨） 24图 40：我国煤炭月度进口量（单位：万吨） 25图 41：我国煤炭累计进口量及同比（单位：万吨） 25图 42：秦皇岛 5500 大卡动力末煤平仓价（单位：元/吨） 26图 43：秦港 5500 动力末煤价格同比波动较大（单位：%） 26图 44：火电单月月度发电增速（%） 26图 45：火电设备利用小时数（单位：小时） 26图 46： 水电月度发电量同比（单位：亿千瓦时，%） 28图 47：水电设备利用小时数（单位：小时） 28图 48：全国降水量与水电设备平均利用小

9、时数（单位：毫米，小时） 29图 49： 主要省份水电利用小时情况（单位：小时） 29图 50：全国单月降雨量变化（单位：毫米） 29图 51：2018-2020 年天然气月度消费量及同比（亿方） 31图 52：我国天然气累计消费量及同比（亿方） 31图 53：拉尼娜现象示意图 31图 54：我国天然气下游消费需求结构 31图 55：天然气产量、进口量及对外依存度（亿方） 32图 56：国内天然气月度产量及增速（亿方） 33图 57：国内天然气月度进口量及增速（亿方） 33图 58：管道气月度进口量及同比（亿方） 33图 59：中俄东线管道示意图 33图 60：LNG 进口量及同比（亿方） 3

10、4图 61：我国 LNG 产能情况（百万吨） 34图 62：2020 年全年国内燃气供需关系测算（单位：亿立方米） 34图 63：我国 LNG 进口均价与JCC 原油价格对比（美元/吨，美元/桶） 35图 64：国际原油价格 3 月份大幅下跌（美元/桶） 35图 65：国际 LNG 贸易量及同比（亿吨） 36图 66：2019 年国际 LNG 分国别进口结构 36图 67：国际 LNG 分国别出口结构 36图 68：全球 LNG 产能及同比（亿吨） 36图 69：我国 LNG 到岸价（美元/百万英热单位） 38图 70：国家油气管网公司重组方案三阶段 38表目录表 1：近年特高压线路输送电量情

11、况 6表 2：其他已投运特高压线路 7表 3：近期拟将投运的特高压线路列表 7表 4：十三五电力规划完成情况 8表 5：不同机构对我国未来能源需求及机构的预测 12表 6：2025 年我国非化石能源电力供应结构估算 13表 7：风、光装机占比分别为 50%、50%情形下的新增装机容量（单位：亿千瓦） 13表 8：风、光装机占比分别为 40%、60%情形下的新增装机容量 14表 9：十四五电力行业发展目标展望 21表 10：3%用电增速假设下电力供需预测综合计算表 27表 11：主要水电基地开发完成情况 30表 12：2020-2025 年全球新增 LNG 产能汇总 36表 13：未来几年国际L

12、NG 供需格局将持续维持在较为宽松的局面 37表 14：中石油划转至管网公司资产梳理 39表 15：中石化划转至管网公司资产梳理 40电力及公用事业板块行情回顾今年以来电力板块跑输沪深 300 指数 16.85 个百分点2020 年市场风格整体偏向消费及成长板块，二级市场投资热度相对较高，电力及公用事业作为传统防御性板块，走势显著弱于大盘。截止到 2020 年 12 月 4 日，电力板块今年以来上涨 6.82%，与其他中信一级行业指数相比处于第 23 位；同期沪深 300 指数上涨 23.66%，电力板块累计跑输大盘 16.85 个百分点。图 1：20 年以来电力行业上涨 6.82%，处于各行

13、业下游水平资料来源：Wind 资讯，图 2：2020 年以来电力及公用事业上涨 6.82%，跑输沪深 300 指数 16.85 个百分点资料来源：Wind 资讯，水电子板块表现相对较好截止到 2020 年 12 月 4 日，水电子板块上涨 12.12%，跑输沪深 300 指数 11.54 个百分点；火电子板块上涨0.79%，跑输沪深 300 指数 22.87 个百分点；燃气微跌 0.01%，跑输沪深 300 指数 23.67 个百分点。整体来看，电力行业中水电板块受益于今年来水偏丰，表现相对较好。图 3：2020 年以来的子板块走势曲线图图 4：2020 年以来电力及公用事业子板块涨跌幅资料来

14、源：Wind 资讯，资料来源：Wind 资讯，电力及公用事业板块估值处于行业中游水平截止至 2020 年 12 月 4 日，电力及公用事业行业动态市盈率为 19.5 倍，居于各行业中下游水平。图 5：电力及公用事业行业动态市盈率 19.5 倍资料来源：Wind 资讯，而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业只有 1.55 倍，在所有行业中也处于中后的位置。图 6：电力及公用事业行业最新 PB 为 1.55 倍资料来源：Wind 资讯，十三五回顾：装机结构优化，多项指标提前完成国家发改委、能源局于 2016 年 11 月 7 日发布了电力发展“十三五”规划（20162020）年（以下简称

15、十三五规划）。规划以“节约、清洁、安全”为能源发展方针，提出了“供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障”等六方面目标。而今十三五收官之年接近尾声，我们回顾过去五年，对 “十三五”取得的成果进行汇总对比。从发电供应角度来看，“十三五”规划预期 2020 年我国发电量将达到 6.87.2 万亿千瓦时，发电装机规模为20 亿千瓦。据中电联数据显示，2019 年我国实现发电量 7.32 万亿千瓦时，同比增长 4.7%；发电装机规模达 20.1亿千瓦，同比增长 5.8%，均已提前一年完成规划目标。今年 1-10 月我国实现发电量 6.03 万亿千瓦时，同比增长 1.4%；发电

16、装机规模为 21 亿千瓦，同比增长 6.1%。图 7：近五年发电量及同比（单位：亿千瓦时、%）图 8：近五年发电装机及同比（单位：万千瓦、%）资料来源：中电联，资料来源：中电联，分发电类型来看，我国发电量仍以火电为主，但清洁能源的大力发展使火电占比不断下降，发电结构获明显优化。2019 年我国火电发电量为 5.0 万亿千瓦时，占总发电量的比重为 68.87%，较规划期初下降了 4.84 个百分点；水电发电量 1.3 万亿千瓦时，占比 17.77%，较规划期初下降 1.6 个百分点；核电发电量 3487 亿千瓦时，占比 4.76%，较规划期初提升 1.77 个百分点；风电发电量 4057 亿千瓦

17、时，占比 5.54%，较规划期初提升 2.31个百分点；光伏发电量 2238 亿千瓦时，占比 3.06%，较规划期初提升 2.38 个百分点。从装机结构上看，规划期内新能源装机占比快速提升。2019 年底火电装机 11.9 亿千瓦，占比总装机规模的%，较规划期初下滑了 6.46 个百分点；水电装机 3.6 亿千瓦，占比总装机规模的 17.73%，较规划期初下滑了 3.46 个百分点；核电装机 4874 万千瓦，占比 2.42%，较期初提升 0.62 个百分点；2019 年风电装机 2.1 亿千瓦，占装机总量的 10.45%，较规划期初提升 1.94 个百分点；光伏装机 2.0 亿千瓦，占装机总

18、量的 10.18%，较规划期初提升 7.35 个百分点。图 9：近五年分类型发电量（单位：亿千瓦时）图 10：近五年分类型发电装机（单位：万千瓦）资料来源：中电联，资料来源：中电联，目前我国光伏风电装机规模合计达 4.1 亿千瓦，新能源发电装机总量位居世界第一，装机容量占比达 20.6%，新能源发电正在逐步发展成为我国发电装机的重要组成部分。与此同时，我国新能源消纳情况也在不断改善。自 2016Q1 弃风电量及弃风率达到历史最高值后，之后单季弃风率与弃风电量同比均处于下降通道。2019 年我国累计弃风率降至 4.0%，同比下降 3 个百分点，较 2015 年下降 11 个百分点，已经提前实现国

19、网提出的弃风率低于 5%的目标。据2019 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告显示，2019 年光伏、水电利用率分别达到 98%、96%，清洁能源消纳情况明显好转。图 11：我国风电分季度弃风电量及弃风率对比（单位：亿千瓦时，%）资料来源：Wind，根据国家能源局在2019 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告中披露的情况来看，2019 年 20 条特高压输送电量 4485 亿千瓦时，同比增长 12.6%，其中可再生能源电量 2352 亿千瓦时，同比提高 12.8%，占输送电量的 52.4%。从主要输电种类来看， 复奉直流、宾金直流等特高压线路输送电量以水电为主，而天中直流、灵绍直流、祁

20、韶直流等线路输送电量以火电+风电光伏打包外送为主。我们推算 2019 年 20 条特高压线路输送风电及光伏电量约为 573 亿千瓦时，占特高压输送总电量的比重为 12.8%。未来随着电网调度能力提升、特高压行业深度报告外送线路负荷率改善，我们预期风电及光伏的外送比例有望进一步增长，将成为我国西电东送战略的重要组成部分。表 1：近年特高压线路输送电量情况2018 年2019 年路线投运时间送电能力主要输电年输送电可再生能源可再生能年输送可再生能可再生（万千瓦）种类量（亿千瓦时）电量（亿千瓦时）源占比（%）电量（亿千瓦时）源电量（亿千瓦时）能源占比(%)晋东南-南阳-荆门（长2008 年500火电

21、+水电 642946491326南线）向家坝-上海（复奉直2010 年640水电 30729897302302100流）锦屏-苏南（锦苏直流）2012 年720水电 38736995366366100淮南-南京-上海（皖电2013 年1050677295东送）溪洛渡-浙江金华（宾2014 年800水电 31631499341341100金直流）风电+火电哈密-河南（天中直流）2014 年 8003251584941520850+光伏云南楚雄-广东穗东2014 年 500（楚穗直流）水电 254254100283283100云南普洱-广东江门2014 年 500水电 25325310021721

22、7100（普侨直流）浙北-福州（浙福线）2014 年680锡盟-山东2016 年900宁东-浙江（灵绍直流）2016 年 800蒙西-天津南核电+水电+风电火电+可再生能源火电+可再生能源2016 年5007909502017 年800生能源风电+光伏177834717956312017 年800火电+风电1809525321火电+可再69922954378852241510926甘肃酒泉-湖南（祁韶直流）晋北-江苏（雁淮直流）榆横-山东潍坊2017 年 600锡盟-江苏泰州（锡泰2017 年 1000直流）滇西北-广东（新东直火电+可再生能源火电+可再生能源38019105611190流）上

23、海庙-山东（昭沂直2017 年500水电181181100271271 100火电+可再2017 年 1000流）生能源142141666036行业深度报告扎鲁特-山东青州（鲁固直流）准东-皖南 （新皖&吉2018 年 1000火电+可再生能源火电+可再15047322369339泉直流）2018 年1200生能源48121473322全国3983208452.3%4485235252.4资料来源：国家能源局，此外，国家电网资料显示我国其他已经投运的特高压线路还有 3 条，近期拟投运的特高压线路 6 条，包括白鹤滩送江苏及浙江、乌东德送广东等大型水电外送线路，以及青海至河南、陕西至湖北等火电+

24、风电光伏打包外送线路。我们判断随着已投运的特高压线路进一步发挥作用，远期规划的相关线路顺利推进，特高压沿线地区电力消纳情况有望进一步改善。表 2：其他已投运特高压线路路线投运时间送电能力（万千瓦）输电种类青海-河南2020 年 7 月800可再生能源张北-雄安2020 年 8 月600风电光伏为主山东-河北（外电入鲁的环网工程）2020 年 1 月1000火电+可再生能源资料来源：新华网、人民网等，表 3：近期拟将投运的特高压线路列表路线预计投运时间送电能力（万千瓦）输电种类蒙西-晋中2021800火电+可再生能源陕西-湖北2021800火电+可再生能源雅中-江西2021800水电白鹤滩-江苏

25、2022800水电白鹤滩-浙江2022800水电乌东德-广东（柳昆龙直流）资料来源：国家能源局，2021800水电我们汇总十三五电力规划的主要内容如下表所示，总体来看，在电力供应与消费总量方面，大多数目标均已提前完成，涉及到节能减排、非化石能源装机等目标更是显著超过预期。我们预期抽水蓄能、核电和燃气发电的装机规划目标到 2020 年底实现可能有一定困难，其中抽水蓄能装机主要受限于峰谷电价价差机制不明确而导致发展低于预期，燃气发电装机低于规划主要由于我国天然气对外依存度提升、燃气发电成本较高从而项目回报有一定局限所致。而由于电力供需格局变化叠加三代核电项目投产进度不及预期，核电装机在 2016

26、年至2018 年三年零核准，使得核电发展低于规划预期。表 4：十三五电力规划完成情况平均供电煤耗瓦时约束性318310306.4/已完成煤电二氧化碳克/千瓦时约束性890865838/已完成排放强度电网综合线损%预期性6.646.55.93/已完成节能减排资料来源：能源局，中电联，电力设计规划总院，中创碳投，十四五展望：发用电增速保持平稳，新能源装机快速提升未来五年我国用电增速中枢有望维持 5%左右电力行业作为国民经济的基础性支柱行业，与国民经济发展及工业结构变化息息相关，不同的经济发展阶段势必对应着不同的电力工业需求。我国整体上仍处于工业化中后期，十四五期间经济仍将保持稳中有增，预期 GDP

27、 年均增速有望在 5%6%的区间内。从 GDP-电力弹性系数角度出发，我国电力需求在十四五期间也将保持相对稳健的增长。从 2019 年统计数据来看，我国人均年用电量仅为 5173 千瓦时，而美国、日本等发达国家人均年用电量分别在 12000 千瓦时、8000 千瓦时左右。随着人民生活水平提高和电能替代加速，我国人均用电量仍有较大的增长潜力。考虑到我国的经济发展阶段、电力工业历程及发用电量结构，我们认为以美国为代表的发达国家电力工业发展演变历程对我国电力行业未来发展有一定的借鉴作用。我们首先分析中美历史发电量变化情况，以期对两国电力产业当前所处阶段做出初步判断。从美国近七十年的净发电量数据来看，

28、尽管年际间发电增速起伏不定、波动较大，但以十年为一个周期，美国的净发电量复合增速呈现稳步下台阶的趋势。为方便分析不同阶段的电力工业发展，我们将发电增速在 8%左右的阶段定义为快速增长期，发电增速稳定在 35%左右的阶段定义为稳定成长期，发电量基本无增长的阶段定义为成熟期。从美国电力工业近年来净发电量复合增速的数据来看，1949 年至 1969 年间美国的十年复合发电增速分别为 9.2%、7.3%，电力工业仍处于快速增长期。1970 年到 1999 年间美国的十年复合发电增速分别为 4.5%、2.8%、2.2%，发电增速降档明显，基本上围绕 3%左右波动，处于稳定成长期。2000 年至今，美国的

29、十年复合发电增速分别为 0.7%、0.1%，发电量基本无增长，美国电力工业已步入成熟期。图 12：美国历史净发电量及同比增速（单位：十亿千瓦时）资料来源：EIA，从中国近年的发电量数据来看，虽然发电增速有所波动，但整体我国发电量仍保持稳健增长。如果剔除 1998年前后亚洲金融危机影响下我国发电增速回落的数据，1985 年至 2011 年间我国发电量基本上均维持 8%14%左右的高增长，复合发电增速也在 8%10%左右，可以认为处于快速增长期。单从发电增速的角度出发，这一阶段我国电力工业的情况与美国 1949 年至 1969 年间的快速增长期较为类似。2011 年之后我国复合发电增速逐步回落，分

30、别为 6.7%和 5.2%。考虑到当前我国步入经济发展新常态，经济增长开始转型换挡，发电增速也在逐步回落，未来高耗能产业对经济增长的拉动效应将逐步弱化。我们判断如无特殊因素扰动，我国电力工业或将进入稳定成长期，可能与美国 70 年代到 90 年代的情况较为相似。图 13：中国历史发电量及同比增速（单位：十亿千瓦时）资料来源：中电联，图 14：中美历史发电量对比（单位：亿千瓦时）资料来源：BP，EIA，行业深度报告从美国历史用电侧数据来看，其工业用电量在 1989 年达到 9257 亿千瓦时后，基本上保持小幅震荡，近三十年来几乎没有明显增长。相对应的美国分用户用电量结构也有明显变化，1949 年

31、其工业用电占比近半，随后由于居民及商业用电保持高速增长，工业用电增速相对偏低，工业用电占比持续下滑。1989 年美国工业用电占比为 35%，随后在工业电量绝对值相对稳定的大背景下，工业用电占比进一步下滑至 2019 年的 25.4%。图 15：美国历年分用户用电量（单位：亿千瓦时）图 16：美国历年分用户用电量结构变化资料来源：中电联，资料来源：中电联，从美国发用电历史数据来看，在其电力快速增长期（1949-1969），工业用电增速尽管低于整体用电增速，但仍维持 8%左右年化复合增速，用电占比下降 6 个百分点左右，仍是用电增长的主要驱动力。但从 1989 年起，以工业用电量停滞不前为标志，美

32、国整体电力需求增长趋缓，自 1999 年起整体进入成熟期。尽管居民及商业用电需求仍有一定增长，但综合年化复合增速仅为 0.6%（1999-2019 年）。从我国近十年来的用电结构变化来看，第二产业用电占比由 80%下滑到 70%左右，其释放出的用电空间主要由第三产业用电及城乡居民生活用电瓜分。未来随着我国经济结构持续转型，高耗能产业对用电增长的拉动效应有望逐步弱化，第二产业用电占比仍将持续小幅下降。目前我国二产用电仍保持稳中有增，考虑到我国工业体量较为庞大，短期内很难看到二产用电需求停滞的“拐点”。未来电气化将是我国电力需求增长的主要驱动力，目前我国电能占终端能源消费比重由 2000 年的不足

33、 12%快速提高到 2019 年的 26%。根据全球能源互联网发展合作组织预计，2025 年我国电能占终端能源消费比重将达 32%，常规能源电能替代将贡献 50006000 亿千瓦时的用电新增需求，5G 基站、数据中心等信息化新基建也将推动超 5000 亿千瓦时的用电增长。我们预期十四五期间二产用电能维持 2.5%的稳健增长，居民及三产用电保持 10%左右的增速，我国全社会用电增速即可保持 5%的增速。我们预计十四五期间我国电力工业仍将处于稳定成长期，发用电增速围绕 5%这一中枢波动。行业深度报告图 17：中国用电量结构变化资料来源：Wind，从能源消费结构推算 2025 年风光发电量有望达

34、1.37 万亿千瓦时气候变化是全球性挑战，任何一国都无法置身事外。我国一直以大国身份，积极参与全球碳排放控制，为全人类福祉做出贡献。2015 年 12 月 1 日的巴黎气候大会上，习近平主席在开幕致辞时提出，中国将在 2030 年左右达到碳排峰，非化石能源占一次能源消费比重 20%左右。2020 年 9 月 30 日，习近平主席在联合国生物多样性峰会上更新了中国的碳承诺，提出二氧化碳排放力争在 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。在 2020 年 11 月 22 日的二十国集团领导人利雅得峰会“守护地球”主题边会上，习近平主席再次强调，二十国集团要继续发挥引领作用，在联

35、合国气候变化框架公约指导下，推动应对气候变化巴黎协定全面有效实施。中方宣布中国将提高国家自主贡献力度，力争二氧化碳排放 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。中国将坚定不移加以落实。我国碳排放政策的提标将更有力地倒逼现有能源结构转型，加快非化石能源的发展与应用，非化石能源占一次能源的比例有望进一步提升。我们梳理了近年来主流能源研究机构对于我国未来能源需求及结构的预期，整体而言各机构对于 2025 年我国一次能源需求预测集中在 55 亿吨标煤左右，非化石能源占比在 20%左右。表 5：不同机构对我国未来能源需求及机构的预测预测主体报告名发布时间预测时点一次能源需求非化石能源占比（亿吨

36、标煤）（%）清华大学气候变化与中国长期低碳发展战略与转型 20252020/10/125520可持续发展研究院路径研究 20306025中国石油经济技术研2050 年世界与中国能源展望 20252019/8/225421究院（2019 版） 20305726国网能源研究院中国能源电力发展展望（2019）2019/11/30资料来源：清华大学，中石油，国家电网，202555203059如果以 2025 年我国一次能源需求为 55 亿吨标煤、非化石能源占比 20%为基准做测算，对应 2025 年我国非化石能源发电量为 36066 亿千瓦时。由于水电与核电核批及建设周期长，结合目前在建装机投产预期及

37、规划，我们预期 2025 年水电及核电装机分别达 4.2 亿千瓦、0.76 亿千瓦，对应发电量分别为 14964 亿、5472 亿千瓦时。我们预期生物质发电装机复合增速保持 10%左右，对应 2025 年生物质发电量为 1938 亿千瓦时。由此倒推，我们预期 2025 年风电及光伏的发电量有望为 13690 亿千瓦时。表 6：2025 年我国非化石能源电力供应结构估算项目单位值项目单位值一次能源需求亿吨标煤55水电发电量亿千瓦时14964非化石能源占比%20核电装机亿千瓦0.76非化石能源总量亿吨标煤11核电平均利用小时小时7200非化石能源用于发电比例%100核电发电量亿千瓦时5472电力折

38、算标准煤系数千克标煤/千瓦时0.305生物质装机亿千瓦0.38非化石能源折合电力亿千瓦时36066生物质平均利用小时小时5100水电装机亿千瓦4.2生物质发电量亿千瓦时1938水电利用小时小时3580风光发电量亿千瓦时13690资料来源：国网能源研究院，我们分别假设 2025 年一次能源需求总量为 5357 亿吨、非化石能源占比 18%22%，得到一系列的 2025 年风电与光电合计发电量。并分别假设风电与光伏的平均利用小时为 2000 和 1200 小时，从而得到在该风、光合计发电量条件下，假设不同的风、光累计装机比例，进而得到在不同装机比例下十四五期间风电、光伏新增装机容量的区间。目前我国

39、风电及光伏装机比例基本为 1:1，如果未来维持这一比例，在 2025 年一次能源消费 55 亿吨标煤、非化石能源占一次能源 20%的预测假设下，我国十四五期间风电、光伏预计分别新增装机 1.88 亿、1.83 亿千瓦，折合年化新增装机量为 3760 万千瓦左右。表 7：风、光装机占比分别为 50%、50%情形下的新增装机容量（单位：亿千瓦）能源消费总量（亿 tce）5354555657非化石占比（%）光风光风光风光风光风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资料来源：国网能源研究院，由于近年来光伏装机成本下降速度较快，光伏新增装机增速高于风电。我们预期未来十四五期间光伏新增装机规模可能会高于风电。如果在风电、光伏累计装机比例为 40%：60%的前提下，中性假设对应的风电、光伏新增装机分别为 1.2 亿、2.95 亿千瓦，对应年化新增装机分别为 2400 万、5900 万千瓦。表 8：风、光装机占比

41、分别为 40%、60%情形下的新增装机容量能源消费总量（亿 tce）5354555657非化石占比（%）光风光风光风光风光风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资料来源：国网能源研究院，电网约束角度：新能源发电占

42、比提升需要电网调节支持前述我们通过我国能源结构消费转型的预期，推算了风电及光伏装机增长的若干种可能路径。但需要注意的是，由于风电和光伏发电出力存在波动，在目前电化学储能调峰尚未得到大规模应用的情况下，电网能够接入的新能源装机理论上存在极限值。接下来我们将通过建立简化的新能源发电出力模型，并与电网用电负荷曲线匹配，从而在电网约束条件下推算新能源发电的天花板。从装机容量角度来看，近年来随着新能源装机稳步增长，尤其是太阳能装机从 2015 年的 4218 万千瓦快速提升至 2.05 亿千瓦，新能源装机占我国发电总装机的比重不断提升。2019 年我国风电和太阳能装机容量分别为 21005 万、2046

43、8 万千瓦，占比分别为 10.4%、10.2%，风电及光伏装机已成为电网装机的重要组成部分。从发电量角度来看，由于风电及光伏的利用小时较火电、水电明显偏低，其对发电量的贡献低于装机占比。2019 年我国风电和太阳能发电量分别为 4057 亿、2238 亿千瓦时，占比分别为 5.5%、3.1%。图 18：我国风电光伏装机占比迅速提升（单位：万千瓦）图 19：我国风电光伏发电量占比稳健增长（亿千瓦时） 资料来源：中电联，资料来源：中电联，从风能及太阳能资源分布情况来看，我国风能资源集中于三北地区，在东南沿海地区仅有狭长条形资源密集区域。而太阳能资源同样集中于西北地区，东南沿海用电需求较大的区域风能

44、光能资源较少。图 20：我国风电资源分布示意图图 21：我国太阳能资源分布示意图资料来源：国家气象局，资料来源：国家气象局，从分省情况来看，由于我国风能及太阳能资源分布集中于三北地区，相关省份的风电及光伏装机占比相对较高。排名靠前的青海、甘肃、宁夏、河北的新能源装机占比分别为 50%、42.2%、38.4%和 37.4%，均在 35%以上。必须强调的是，相关省份通过特高压输电线路及区域电网网架支撑，提升了电网调峰能力，从而实现了清洁能源的消纳及高效利用。行业深度报告图 22：2019 年分省份新能源装机占比对比资料来源：Wind，从我国和欧美发达国家的新能源发展情况来看，我国风电及光伏装机占比

45、已经高于美国，风能及光能占一次能源的比重也处于全球平均水平。德国新能源发展较为均衡，风电、光伏装机占比均在 20%出头；丹麦受益于北欧优质的风资源，其风电装机占比超过 40%，整体风光装机占比接近 50%。德国和丹麦的新能源装机占比均超过 40%，同样受益于区域电网的调节能力。德国自身火电调节能力较强，且可由法国的核电机组对其调峰；丹麦则在北欧电力市场中依靠相关水电机组调峰。图 23：德国、美国、丹麦和中国风电、光伏装机占比对比图 24：我国风能光能占一次能源比重属于全球平均水平资料来源：BP，资料来源：BP，从发用电动态平衡的角度来看，风电及光伏发电出力受自然资源禀赋影响较大，且在不同地区不

46、同气候环境出力曲线都有不同。我们选取典型项目负荷率变化来看，风电出力呈现“夜峰昼谷”的特性，其出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现“单峰”的特性，在中午 12 时到 14 时之间出力较大，晚 20 时到早 5 时无出力。行业深度报告图 25：典型风电项目负荷率变化图 26：典型光伏项目负荷率变化资料来源：知网，资料来源：知网，而从用电负荷来看，城市电网负荷通常有早晚 2 个高峰，根据某区域典型电网负荷曲线来看，早高峰多出现在上午 9-10 点，晚高峰多出现在 18-19 点。由此可见，新能源发电出力与用电峰值之间存在一定的时间不平衡，而美国加州的鸭子曲线便是发用电出力不平衡的典型代表。

47、下图所示曲线是用电侧负荷减去光伏总出力所得到的负荷曲线，可以看到随着时间推移、光伏装机的不断增长，负荷曲线在中午 12 时至下午 3 时光伏出力较大的时点快速下降，而从下午 6 时起又快速提升（光伏出力逐步归零），形成类似鸭子的剪影，相当于其他电源出力在此时间段必须迅速增加才能弥补光伏出力下降的缺口。鸭子曲线的出现对电网的安全稳定运行提出了更高的挑战，美国加州地区也在通过提升电网调峰能力（抽水蓄能、电化学储能等）和能源需求侧管理（虚拟电厂等）手段来应对。图 27：某区域典型电网负荷曲线变化图 28：美国加州由于光伏占比较高出现鸭子曲线资料来源：知网，资料来源：北极星电力，行业深度报告由前述可知

48、，如果电网内新能源装机占比不断上升，如果不能像我国的青海甘肃等省份或者德国丹麦那样依托其他区域电网进行负荷调节的话，势必会对自身电网的稳定运行造成挑战，从而要求电网进一步提升调峰能力。如果以我国作为一个整体电网来考量，那么周边没有任何国家能够对我国的发用电波动进行调峰，在现有装机结构和技术条件下，新能源发电装机存在理论上的天花板。为了在现有条件下推算我国新能源装机占比的天花板，我们做如下基本假设：测算模型需要确保新能源消纳，不产生弃风弃光；我国目前抽水蓄能机组为 3000 万千瓦，装机占比较小；且我国风光资源集中于西北，当地水电资源较少。为简化考虑，暂不考虑抽水蓄能的影响；目前国内发电侧电化学

49、储能调峰装置成本较高，且尚未广泛应用于电网系统。理论上讲，如果储能技术有革命性进步，能大规模应用于电网调峰，风电及光伏的装机占比可以达到很高的水平。在此次测算模型中暂不考虑电化学储能的影响。燃气轮机发电具有快速冷启动、负荷升降快、调节性能好等特点，在传统能源中属于较好的调峰装机类型，但由于我国天然气资源较为匮乏，燃气发电调峰成本相对较高。燃煤发电机组也具有一定的调峰能力，但其有最低稳燃负荷的限制（一般为 30%35%），另外负荷升降速率也有一定的要求。以上述假设为前提条件，我们结合用电负荷曲线和风电、光伏发电曲线建立测算模型。首先我们考虑极端情形，即不依赖外部电网调峰的前提下，风电和光伏装机占

50、比尽可能高的情形。考虑到在传统能源中，气电调峰能力最强，如果电网系统内除了风电和光伏装机外其他机组均为燃气发电，此时风电及光伏的装机占比应为理论上的最高值。我们为模型引入两个重要边界条件：1、在 19 时，此时用电负荷快速上升，光伏出力为 0，电网缺口为最大值。此时气电装机为硬约束，日最高出力达到最高值，我们可以按负荷率 100%反推气电装机规模；2、在 2 时，由于用电需求快速下降、风电出力略有提升，此时电网仅需依赖风电即可满足负荷要求，需要控制风电装机规模以避免弃风。模型测算结果显示，在此孤立系统下光伏、风电、气电装机占比分别为 18.2%、36.8%和 45%（风电及光伏装机占比可以内部

51、互做调整），整体风光装机占比达 55%，处于较高水平。图 29：情形 1：封闭系统中风光电装机最高比例资料来源：Wind，行业深度报告从能源资源禀赋来看，我国化石能源储存呈现“富煤贫油少气”的格局，反应到电力装机上，我国火电机组以燃煤为主、燃气占比相对较小。2019 年我国天然气装机容量为 9022 万千瓦，虽然相较于 2015 年的 6603万千瓦有较大增长，但是燃气发电装机容量占比仍然较低，目前仅占全国发电设备总装机容量的 5%左右，与其他主流发电装机仍有较大差距。从当前电力行业实践情况来看，燃气发电主要以调峰辅助、热电联产和分布式能源等应用为主，在可预期的时间内，燃气发电很难成为我国电力

52、装机的主要组成部分。因此在情形二中，我们主要参考现实装机结构，测算风光电较容易实现的装机比例。此情形下，由于出现水核等基荷能源、同时气电占比下降，电网调节能力较情形 1 减弱，煤电成为发电侧削峰填谷的主要装机。在此模型中出现三个边界条件：1、在 2 时，受用电需求下降叠加风电出力提升，煤电负荷率明显下降，此处需要确保煤电负荷下降速率满足系统调节要求，此外煤电负荷不低于最低稳燃负荷（按 30%BMCR 工况要求）；2、在 13 时，由于光伏出力提升，煤电出力亦受到挤压，同样要确保煤电负荷下降速率满足系统调节要求且最终负荷不低于最低稳燃负荷；3、在 19 时，同样由于光伏出力为 0 叠加用电需求提

53、升，此处出现煤电最大出力的硬性约束。在此情形下，模型测算的光伏、风电、气电、水核（基荷）、煤电的装机占比分别为 14.5%、20.5%、5%、 15.4%和 44.6%，风电+光伏合计为 35%（风电及光伏装机占比可以内部互做调整）。我们同时测算新能源平摊度电调峰成本约为 0.021 元，经济性也保持较高水平。图 30：情形 2：考虑现实装机，风光电较易实现的装机比例资料来源：Wind，此前，发改委能源研究所在基于不同碳排放政策的假设下，对我国未来远期装机结构进行预期。其在基于现有碳排放政策的前提下，预期 2030 年风电、光伏的装机分别约为 8.6 亿、4.9 亿千瓦，同时煤电装机绝对值出现

54、下降。从装机占比角度来看，届时风电及光伏的装机占比分别为 30.4%、17.3%，已处于较高水平。行业深度报告图 31：发改委能源研究所基于现有碳排放政策对未来装机的预期（单位：GW）资料来源：发改委能源研究所，图 32：发改委能源研究所 2030 年预期装机占比图 33：发改委能源研究所 2050 年预期装机占比资料来源：发改委能源研究所，资料来源：发改委能源研究所，我们按照发改委能源研究所的预期，按 2030 年风电、光伏占比分别为 30.4%和 17.3%的前提带入负荷模型中计算。由下图可见，在风光装机占比合计达到 47.7%的情况下，各类电源的出力波动明显提升，电网对于调峰能力提出了较

55、高的要求。在 2 时，由于风电出力提升明显，其他电源降负荷能力难以满足要求，如果电网没有配置储能装置的话，势必会发生弃风。考虑到弃风损失及电网系统调峰成本，我们测算风电及光伏平摊的度电调峰成本达 0.091 元，已处于相对较高水平。图 34：情形 3：依据发改委能源研究所 2030 年风光占比预期资料来源：发改委能源研究所，综上所述，我们回顾十三五规划可以发现，大多数目标均已提前完成，涉及到节能减排、非化石能源装机等目标更是显著超过预期，仅有抽水蓄能、核电和燃气发电的装机规划目标到 2020 年底实现可能有一定困难。展望十四五，通过对标美国电力发展历程，我们判断我国电力工业仍将处于稳定成长期，

56、发用电增速围绕 5%这一中枢波动，与美国 70 年代到 90 年代的情况较为相似。在能源结构方面，按照风电：光伏装机比例 40%：60%的假设，结合 2025 年我国一次能源需求在 55 亿吨标煤左右，非化石能源占比在 20%左右的预测，我们测算对应十四五期间风电、光伏新增装机分别为 1.2 亿、2.95 亿千瓦，对应年化新增装机分别为 2400 万、5900 万千瓦。从电网负荷约束的角度来看，在现有装机结构和电网调峰能力下，考虑到我国幅员辽阔，不同区域间天然带有峰谷互补的优势，我们测算在不考虑储能配置的前提下， 风电及光伏合计占总装机的比重上限为35%40%。考虑到新能源产业发展进度有望超预

57、期，我们对十四五期间风电及光伏年化新增装机的预期分别为 3000万、7500 万千瓦，在此假设下 2025 年底我国风电及光伏装机占比合计约为 35%左右，已逐步触及电网调峰能力的上限。在十四五期间，新能源装机占比的提升暂时还不会受到电网负荷约束的影响，但在十四五末期，电网需要进行包括虚拟电厂、电化学储能、抽水蓄能、燃气发电机组调峰等一系列的前瞻布局以应对新能源占比日益增加的局面，十四五或将成为电力系统电化学储能调峰的起点。表 9：十四五电力行业发展目标展望名称单位2020E2025E年均增长年化复合增速全社会用电量万亿千瓦时7.459.510.4125%总装机亿千瓦21.428.941.50

58、86%煤电装机亿千瓦10.7120.262%气电装机亿千瓦11.50.18%常规水电装机亿千瓦3.383.780.082%抽水蓄能亿千瓦0.320.40.0165%风电装机亿千瓦2.43.90.310%太阳能亿千瓦2.456.20.7520%核电亿千瓦0.540.760.0447%生物质装机亿千瓦0.270.40.0268%非化石能源发电装机合计亿千瓦9.3615.441.21611%非化石能源装机占比43.7%53.4%资料来源：能源局，中电联，火电：煤价高位震荡，火电盈利有望持续改善电价：调整风险解除，市场化程度不断推进今年以来由于疫情的蔓延，我国经济发展受到较大冲击，市场普遍担心发电侧会

59、在政策干预下降低电价向下游让利，从而整个电力板块估值中枢均有下行。5 月下旬两会正式召开，李克强总理在政府工作报告中提出：推动降低企业生产经营成本，降低工商业电价 5%政策延长到今年年底。目前根据相关电网企业表态，下半年降电价空间仍将由电网企业承担，政府工作报告中也未提到调整发电侧电价，我们判断发电企业降电价风险基本消除，综合上网电价受电力市场化程度提升、供需关系等因素影响呈现小幅波动。自 2015 年中发 9 号文拉开新一轮电改序幕以来，我国市场电占比不断提升，截止 2019 年底我国市场化电量占全社会用电量的比重在 39%左右，基本上以大工业企业用电即二产用电为主，煤电市场化电量约在其上网

60、电量的 50%左右。而随着煤电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，未来市场化电量的规模及占比有望得到进一步提升。根据相关机制分析，我们预期新增的市场化电量主要为第三产业用电（占用电量比重约 16.4%，主体为一般工商业用电）和二产用电中可以进一步市场化的部分（占比约 7.3%，即二产用电扣除电厂厂用电、电网线损、自备电厂及已市场化的工业电）。总体来看，我们预期在经营性行业用电计划全部放开后，市场化电量占全社会用电量的比例将达到 55%60%左右，火电市场化电量有望占到其上网电量的 7080%左右，市场化交易机制将成为综合电价的核心定价模式。图 35：基准+浮动电价增量部分电量