能源行业的过去、现在和未来

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250007 截至“十三五”，火电承担主体能源角色 5 HYPERLINK l _TOC_250006 过去：2000 年以来，GDP 与用电量同步高增 5 HYPERLINK l _TOC_250005 现在：新能源发电蓬勃发展，年均装机增速 35% 7 HYPERLINK l _TOC_250004 未来：2060 年碳中和，十四五新能源或迎翻倍增长 10 HYPERLINK l _TOC_250003 “碳中和”或将驱动新能源倍速发展 10 HYPERLINK l _TOC_250002 “十四五”期间火电定位需转型 11 HYPERLINK l

2、_TOC_250001 火电龙头转型综合能源提供商，估值或将对标海外龙头 11 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示 12图目录图 1 GDP 与用电量增速呈正相关（%） 5图 2 二十年前，电力短缺是常态（小时） 6图 3 居民用电占比 2002 年以后先降后升 6图 4 “十三五”期间新能源装机容量及增速 8图 5 “十三五”期间新能源发电量及增速 8图 6 风电企业平均上网电价及运营成本（元/千瓦时，不含税） 8图 7 新能源企业盈利水平持续提升 9图 8 新能源投资 LCOE（平准化度电成本）持续下降 9图 9 “十三五”期间我国碳排放增速稳定在 5%以下 10表目

3、录表 1“十三五”期间新能源发展主要政策梳理 7表 2 我国主要央企火电公司装机容量及结构（2019） 11表 3 中美电力公司装机（2019）及估值对比（倍） 12截至“十三五”，火电承担主体能源角色能源行业在任何国家都是不可或缺的必要行业。1978 年到 2010 年，我国火电装机由 0.4 亿千瓦增长约 18 倍至 7.1 亿千瓦，发电量由 2119 亿度增长约 16 倍至 33319 亿度，装机和发电量占比均超过 70%，为国民经济发展作出了巨大的贡献。截至 2019 年底，火电装机占我国发电总装机的比重仍高达 60%。“十二五”、“十三五”期间国家开始鼓励发展新能源发电，新能源装机容

4、量从 2010年的 0.5 亿千瓦增长至 2019 年末的 4.1 亿千瓦。截至 2019 年底，我国风电、光伏装机规模分别达到 2.1 亿千瓦、2.0 亿千瓦。我们预计未来火电的占比和作用也将发生转变，从主体电源逐渐转型为保障和调峰的基础电源。近几年，随着新能源成本的下降，新能源发电的性价比越来越高，市场上不乏新能源完全替代火电的担忧。我们认为虽然新能源成本下降趋势仍在持续，但由于稳定性和可靠性的问题，新能源短期不太可能成为我国能源的主力。按照国家 2060 年碳中和目标，我们认为未来 20 年新能源和火电仍将维持相互依存的关系，“十四五”期间，火电或仍将承担基础电源和辅助调峰电源的作用。过

5、去：2000 年以来，GDP 与用电量同步高增用电量被誉为是国民经济发展的温度计，与社会经济的发展存在着密切的关系。2003-2019 年，中国 GDP 从 1.7 万亿美元增长到 14.3 万亿美元，年复合增长率 14.4%，全社会用电量从 1.9 亿千万时到 7.2 亿千万时，年复合增长率 8.7%，经济的快速发展也带动了用电量的快速增长。图1 GDP 与用电量增速呈正相关（%）资料来源：Wind，海通证券研究所经济高增长下“电荒”现象持续至 2005 年，其后逐步进入供给过剩阶段。上世纪60 年代开始，中国进入了长期的电力短缺期，至 1986 年，电力缺口超过了总发电量的20%。装机进度

6、不断加快，1997 年我国电力供需达到短暂平衡；但 2000 年以后，我国电力消费增速迅速上升，再度出现供给不足现象。以浙江为例，企业饱受拉闸限电之苦， “开三停四”成了家常便饭，居民基本生活用电也难以保障。2004 年，火电利用小时达到 5991 小时，成为近 20 年最高峰。2005 年全国 26 个省(市、自治区)经历了电力短缺，为 1990 年代以来最为严峻的一年。其后，伴随“西电东送”、电网互联互通等基础设施投运以及三峡等重大发电工程投产，电力短缺渐成历史，我国电力逐步进入供给过剩阶段。图2 二十年前，电力短缺是常态（小时）资料来源：Wind，海通证券研究所电荒的佐证也可以看居民用电

7、：2000 年左右，由于国民经济的高速发展，第二产业用电量迅速上升；2002-2007 年，我国二产用电量增速高达 16%，同期居民用电量增速为 12%，居民用电占比不断下降。直到 2007 年以后，随着生活水平的提升以及限电的取消，居民用电占比才开始不断提升。图3 居民用电占比 2002 年以后先降后升资料来源：Wind，海通证券研究所火电行业曾经是国内最朝阳的产业，为中国的发展做了杰出的贡献。改革开放以来，电力工业发生了翻天覆地的变化，我国不仅解决了长期以来的普遍性电力短缺问题，而且解决了无电人口的用电问题，逐步实现了电量上的低水平用电到中等水平用电、质量上的低标准供电到高标准供电的飞跃。

8、期间，火电发挥了绝对主导作用。1978 年到 2010年，我国火电发电装机由 0.4 亿千瓦增长约 18 倍至 7.1 亿千瓦，发电量由 2119 亿度增长约 16 倍至 33319 亿度，装机和发电量占比均超过 70%。从火电的装机电量规模和占比可以看出，火电的发展为中国电力发展做出了巨大贡献。现在：新能源发电蓬勃发展，年均装机增速 35%2015 年以来，随着技术进步和政府对新能源产业的支持，国家对新能源的补贴力度加大，风电、光伏行业蓬勃发展。2017，习近平主席在十九大报告中指出，必须树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，坚持节约资源和保护环境的基本国策。能源结构转型升级成为新能源发展的

9、核心驱动力。表 1 “十三五”期间新能源发展主要政策梳理出台日期出台部委政策标题政策内容保障能源安全。推动煤炭清洁高效利用，发展可再生2020.5国务院政府工作报告2020.5能源局源消纳长效机制的指导方式创新转型；组织开展清洁能源消纳重点监管。关于建立健全清洁能意见（征求意见稿）2020.4能源局中华人民共和国能源法（征求意见稿）关于完善风电上网电能源，完善石油、天然气、电力产供销体系，提升能源储备能力。实行可再生能源电力消纳保障机制；推动新能源发电优先发展可再生能源，完善可再生能源消纳保障制度。将风电标杆上网电价改为指导价，新核准的风电项目2019.5发改委发改委、能价政策的通知关于建立健

10、全可再生上网电价全部通过竞争方式确定；新增陆上风电、海上风电分别于 2021、2022 年起全部实现平价。对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重；做好2019.5源局能源电力消纳保障机制的通知关于完善光伏发电上可再生能源电力消纳相关信息报送。2019 年 7 月起，将集中式光伏电站标杆上网电价改为2019.4发改委发改委、能网电价机制有关问题的通知关于积极推进风电、指导价；降低新增分布式光伏补贴标准。保障优先发电和全额保障性收购；促进风电、光伏发2019.1源局光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知电通过电力市场化交易无补贴发展。2017.3国务院政府工作报告抓紧解决机制和技术问题，优先保障清

11、洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。2017.1发改委、能源局关于印发能源发展 “十三五”规划的通知完善配套市场交易和价格机制，开展风光水火储互补系统一体化运行示范，提升可再生能源发电就地消纳能力。“十三五”期间，风电新增投产 0.79 亿千瓦以上，太2016.12发改委、能源局2016.3发改委电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）关于印发可再生能源发电全额保障性收购管理办法的通知阳能发电新增投产 0.68 亿千瓦以上。2020 年，全国风电装机达到 2.1 亿千瓦以上；太阳能发电装机达到1.1 亿千瓦以上。电网企业（含电力调度机构）在确保供电安全的前提下，全额收购规划范

12、围内的可再生能源发电项目的上网电量。资料来源：发改委，能源局，中国政府网，海通证券研究所整理2016 年 12 月，发改委、能源局出台电力发展“十三五”规划（2016-2020 年），规划“十三五”期间，风电新增投产 0.79 亿千瓦以上，光伏发电新增投产 0.68 亿千瓦以上，截至 2019 年底，上述目标均已提前完成。2015-2019 年，我国风电并网装机容量从 1.3 亿千瓦时增至 2.1 亿千瓦时，发电量从 1863 亿千瓦时增至 4057 亿千瓦时，年复合增长率分别为 13.0%和 21.5%。光伏并网装机容量从 0.4 亿千瓦时增至 2.0 亿千瓦时，发电量从 392 亿千瓦时增

13、至 2243 亿千瓦时，年复合增长率分别为 47.5%和 54.7%。图4 “十三五”期间新能源装机容量及增速资料来源：Wind，海通证券研究所图5 “十三五”期间新能源发电量及增速资料来源：Wind，海通证券研究所技术进步带动成本下行，行业造血能力持续提升。2017 年 11 月，国家发改委下发国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见，提出完善可再生能源价格机制，根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020 年实现风电上网电价与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。2019年，发改委提出陆上风电、海上风电分别于 2021 年、2022 年实

14、现平价上网；2019 年 7月起新增集中式光伏实行竞价上网。随着补贴退坡，全国新能源电价呈现逐年下降的趋势；2015-2019 年，全国风电平均电价（不含税）已经从 0.51 元/千瓦时下降到 0.47 元/千瓦时。上市公司的经营数据显示，2016 年来，国内主要风电运营商的风电度电运营成本在 0.4 元/千瓦时以下，呈平稳下行趋势。图6 风电企业平均上网电价及运营成本（元/千瓦时，不含税）资料来源：Wind，海通证券研究所2015 年来，随着补贴退坡，新能源行业平均电价波动下行；但技术进步带来运营成本下行，规模扩张带来管理成本优化，行业盈利水平逐年提升。图7 新能源企业盈利水平持续提升资料来

15、源：Wind，海通证券研究所新能源产业技术持续突破，将推动成本下行及稳定性提升。在 2002 年，金风科技仅能生产 0.75 千瓦的风机，已经是当时国内的先进产品。随着技术进步，国产陆上风电单台装机容量已达到 5 兆瓦，海上风电达 10 兆瓦。新能源的经济性不断提高，根据能源杂志公众号，远景科技介绍，目前中国三北地区的风电度电成本可达到约 0.16 元/度，而行业发电侧储能目前的度电成本为 0.2-0.3 元/度；到 2023 年，风电在中国三北高风速地区的度电成本将实现 0.1 元/度，发电侧储能的度电成本也将达到 0.1 元/度，低于全国最低的燃煤发电标杆上网电价 0.2595 元/度（2

16、019 年宁夏地区）。而光伏的太阳能利用效率也在不断提高，成本下行趋势更为显著。我们认为风光+储能未来或将成为稳定的清洁电力提供方案。受技术进步、规模化生产、供应链竞争加速的推动，在过去十年间，可再生能源发电成本急剧下降。据中国储能网援引国际可再生能源署（IRENA），自 2010 年以来，光伏发电、陆上风电和海上风电的 LCOE（平准化度电成本）分别下降了 82%、39%和 29%；其中，太阳能电池板价格降幅高达 90%。图8 新能源投资 LCOE（平准化度电成本）持续下降资料来源：中国储能网，IRENA，海通证券研究所未来：2060 年碳中和，十四五新能源或迎翻倍增长“碳中和”或将驱动新能

17、源倍速发展2060 年实现碳中和，降低化石能源比重、植树造林、碳捕捉均为潜在路径。碳中和是指通过植树造林、节能减排、碳捕捉收集等形式，抵消产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。9 月 22 日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会上表示，中国将力争于 2030 年前达到碳排放峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。这是中国首次明确提出碳中和的时间点，意味着中国将在未来十年全面实现能源、经济领域的深度低碳转型。根据生态环境部，截至 2019 年底，中国碳强度较 2005 年降低约 48%，非化石能源占一次能源消费比重达 15.3%，提前完成我国对外承诺的到 2020 年目标。我们认为，

18、碳中和并不意味着化石燃料的完全退出，而是通过降低化石能源比例、减少人均用能、植树造林以及碳捕捉技术等方式多管齐下，使二氧化碳的生产和转化相抵消。图9 “十三五”期间我国碳排放增速稳定在 5%以下资料来源：Wind，海通证券研究所根据中国能源网，要实现 2060 年的碳中和目标，需要将电力行业的碳排放量控制在 40.2 亿吨以内。这意味着风电、光伏仍有较大增量空间。若截至 2060 年，光伏装机量占比达到 40%、风电装机量占比达到 35%，光伏总装机量将达到 54.7 亿千瓦，风电总装机量将达到 32.8 亿千瓦；与 2019 年末光伏 2.0 亿千瓦、风电 2.1 亿千瓦的总装机规模相比，光

19、伏、风电分别有 26 倍、15 倍的增长空间。“十四五”期间，新能源或迎来倍速发展期。根据全球能源互联网发展合作组织的测算，“十四五”中国风电和光伏新增装机有望达到 2.9 亿千瓦、3.2 亿千瓦，平均每年新增风电装机 5800 万千瓦、光伏 6400 万千瓦，合计为 1.2 亿千瓦。根据北极星风力发电网，10 月 14 日，风能北京宣言提出，为达到与碳中和目标，实现起步衔接的目的,在“十四五”规划中，风电应保证年均新增装机 5000 万千瓦以上，大幅超出 2015-19年均新增装机（约 2000 万千瓦）。我们认为受产能及并网消纳因素制约，短期内年新增装机实现翻倍的概率较小，“十四五”装机增

20、长或呈前低后高趋势；实际装机目标仍需等待“十四五”规划等政策给予更明确的指引。“十四五”期间火电定位需转型新能源装机快速增长，并不意味着火电彻底退出，传统火电集团面临转型升级。2020年 9 月，通用电气表示计划退出新建煤电市场业务，专注投资可再生能源，但仍将为现有燃煤电厂提供服务。欧洲投资银行、摩根大通、星展银行等多家国际金融机构均已宣布将停止为煤电项目提供融资。随着碳排放要求的持续提升以及火电建设、融资受限，我们认为未来煤电投资及新增装机均将下行。但能源结构调整具有长期性，在当前国内用电量增长以及新能源辅助调峰需求上升的背景下，火电装机规模短期内或仍将上行。根据中国电力新闻网，国网能源研究

21、院预测，我国煤电将在 2030 年达峰，预计装机12.3-13.5 亿千瓦，较 2019 年末 10.4 亿千瓦仍有 18%-30%的增长。中长期来看，虽然存在新能源对火电的替代，但国内的新能源运营仍由五大电为代表的传统能源企业主导，行业外部竞争者较少，传统能源企业“十四五”期间的主要挑战是存量火电机组定位的调整以及面向新能源的转型升级。“碳中和”前，存量火电机组面临折旧到期，不会造成火电企业盈利受损。根据北极星电力网援引“热力发电”公众号，截至 2017 年底，我国服役年限在 10 年以下以及10-20 年的机组占比分别达到 40%和 43%，对比海外，煤电机组平均服役年限达到 40-50年

22、，而我国仅为 12 年。我们认为，在 2060 年碳中和时间点来临前，存量燃煤机组本来也将退出生命周期，替代的或将更多是新能源机组，火电公司并不会减值或者盈利受损。“十四五”煤电定位或转向基础能源+辅助调峰电源，需推进灵活性改造提升系统调节能力。根据中电联煤电机组灵活性运行政策研究，我国电力系统调节能力较弱，灵活调节电源占比与欧美有较大差距。煤电机组灵活性运行政策研究指出，当前我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的 72%、61%，但灵活调节电源不足 3%。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为

23、 34%、18%、49%。根据中国储能网，中国工程院院士黄其励指出，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的 10%-15%，我们测算仍需增加 0.8-1.8 亿千瓦的调峰电源（约占我国煤电装机的8%-18%），才能满足电力系统的调节需求。受制于技术尚未成熟，当前储能的经济性及稳定性有待提升；火电除了作为基础能源以外，也将成为“十四五”期间维护电网稳定运行的主体调节电源，辅助调峰收益有望增加。火电龙头转型综合能源提供商，估值或将对标海外龙头我国能源行业集中度较高，截至 2019 年，主要央企火电集团（公司）总装机 9.5 亿千瓦，占全国电力装机的 47%；其中火电装机 6.5 亿千瓦，占全

24、国火电装机的 55%；新能源装机 1.6 亿千瓦，占全国新能源装机的 38%。表 2 我国主要央企火电公司装机容量及结构（2019）主要电力公司总装机万千瓦火电万千瓦水电万千瓦新能源万千瓦火电占比%水电占比%新能源占比%华能集团18278131852697239672%15%13%大唐集团1421397022707180468%19%13%华电集团15307108342729174471%18%11%国家能源投资集团24578184651863425075%8%17%国家电力投资集团1509481422394455854%16%30%国投电力34061515167621544%49%6%华润电

25、力403930972891477%1%23%平均数1355992772013226968%15%17%资料来源：Wind，海通证券研究所我们认为，能源行业由于准入门槛高、下游客户集中（以电网为主）、规模效应显著，在能源结构调整期，运营端也较难有强势新进者；“十四五”期间的新能源投资或仍由现有电力龙头承担。现有行业龙头参与新能源运营的主要竞争优势如下：1. 公用事业投资具有重资产、收益率稳定的特点，因此杠杆率通常较高（项目资本金占比约 20-30%），国有企业的融资成本大幅低于民企，且融资渠道较为多元化，在财务成本方面具有绝对优势。2. 新能源投资规模较大，但当前海上风电、储能等技术尚未完全成熟，现有行业龙头的风险承受能力强于行业新进者。3. 新能源发展需配套调峰调频电源，国家大力推动“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”，鼓励煤电、水电与新能源的打捆输送，并适度增配储能。能源企业可通过现有火电/水电基地与新建新能源基地的打捆外送，