能源产业研究与投资策略：全球能源短缺供需紧平衡长逻辑难破

能源产业研究与投资策略：全球能源短缺，供需紧平衡长逻辑难破一、全球能源短缺，供需紧平衡长逻辑难破近期，全球能源价格持续上行引发市场担忧，中国限电问题也持续受到市场关注。此轮全

球能源短缺主要涉及石化、能源板块，包括石油、天然气、煤炭、光伏、氢能等。天然气作为

相对清洁的能源，在很多国家尤其欧洲地区能源转型中扮演重要角色，能源转型过程中对其需

求较大，但随生产活动不断放开叠加北半球寒冬将至，市场预期近年寒冬的情况下天然气涨幅

较大，且欧洲受气候影响，风电风力较低，供电水平不稳定，天然气作为替代品，需求不断推

升。石油方面，石油价格同样一路上涨，近日屡创新高，经济持续复苏支撑原油需求，天然气

和煤炭价格大幅上涨将带动燃料转换下推动原油需求进一步上涨,OPEC+维持增产目标不变，

短期内原油供给难言大幅增加。国内来看，钢铁、煤炭、有色金属及化工等能源资源密集型行

业面临巨大的环保、减能耗、减碳压力，成为供给侧结构性改革的重点领域,

随着天气转冷，

民用电需求逐渐下降，工业仍保持旺盛需求，加之终端库存下降趋势较为陡峭，近期煤价也进

一步抬升，动力煤、焦煤等价格也涨至历史高位。叠加国际资源品供求关系日趋紧张，全球性

通胀进一步推动价格上涨，国内供给缺口难以弥补。能源价格的持续抬攀升也带来全球范围内的供电紧张，电价低、煤炭生产不足等因素也导

致了我国罕见的缺电：供给端来看，中国电力供给主要包括火电、水电、风电、核电等，火电

长期为我国电力供给的最大来源。今年，我国煤炭供需矛盾刺激煤炭价格高企，而动力煤和电

价倒挂使发电企业亏损严重，火电产量受限，与此同时，气候异常导致水电及风电等供应不足，

加剧电力供应紧张的问题。需求端来看，工业生产持续偏强，出口保持较高增速，目前是“金

九银十”订单高峰期，二三产业用电需求旺盛，叠加居民用电激增。供需两侧多重因素共振导

致全国多个省份相继缺电、限电。而多措并举，提高电价、增加煤炭供给是稳定经济、股市的

关键变量，目前广东、湖南、内蒙等相关部门已经在积极行动，全力改善煤炭和电力供给。一

是完善价格机制，让价格机制作用发挥，近日国常会表示将市场交易电价上下浮动范围调整为

原则上不超过

20%。二是抑制高耗能（电）行业和相关工商业，三是采取各种措施，抑制亮

化工程等各种非必需电力消耗。北京等地已经采取了相关措施。四是加快煤炭生产。内蒙山西

陕西等省市已经积极行动。在供给紧张需求旺盛的背景下，能源短缺短时间较难缓解。供给端来看：1.受疫情冲击，

人工短缺叠加各国防疫政策偏紧，能源材料的开采、运输均受到较大的影响；2.

供给侧改革

淘汰落后产能，不少资源品长期低迷，企业资本开支持续回落；3.

十四五规划将“双碳”政

策提到最高重视级，传统能源生产受限。江苏、云南等多地的能耗双控、限电措施发力，钢铁、

水泥、化工等生产受限；4.

环保督察加码、安全生产入刑，高危和高污染行业供给下降；5.

气

候问题是中美合作的最重要领域之一。从需求端来看：1.

为应对疫情，各国均采取扩张性的

货币政策，提升对大宗商品的需求以及衍生金融属性；2.

碳中和背景下，电力及新能源车、

光伏、风能等行业得到政策大力支持。3、农业需求提升磷化工等相关需求。市场表现来看，资源股今年涨势喜人，且多因素叠加下资源品供需处于紧平衡或短缺，上

游企业超额受益显著，截至

10

月

11

日，采掘年内涨幅

60.04%领跑全一级行业，钢铁、有色

金属和基础化工年内涨幅分别为

43.51%、38.91%和

36.32%，居于一级行业表现二、三、四名。

磷、硅等细分化工行业涨幅高达

150%以上，但最近上游资源品上市公司股价有所下跌，部分

板块资本市场表现与大宗商品价格形成背离。（一）供给端产能受限，相关产品供给不足1.

疫情冲击对能源材料的开采、运输形成影响，进而部分阻断供给链条。2020

年一季度

疫情爆发，并逐步演化成为中国乃至全球的重大卫生公共事件，企业经营活动短期减速甚至停

滞，工业产能利用率降至

67.3%，五年以来首次低于

70%，二季度数据虽然部分恢复，但仍低

于

2019

年的平均值。随着资源供应商复工复产有序进行，今年产能利用率二季度重回

78.4%

高位，同比上升

4

个百分点，为近年来最高值。企业的运输活动同样受到影响，虽然国内疫情

3

月就得到控制，但为了防止境内反弹和境外输入，交运管制措施仍相对严格。公路货运量受

波及更为明显，2020

年一季度月平均货运量仅为

17.29

亿吨，远低于往年同期水平。2.

供给侧结构性改革使得产能受限、企业壁垒大幅提升，企业新增资本开支维持低位。

2016

年以来落后产能持续被淘汰，新建产能批复规模逐年下降，各地资源企业的固定资产投

资意愿快速减弱。从数据端来看，各能源行业固定资产投资累计同比增速年内多数处于下降趋

势，所有板块

1

至

8

月累积同比增长均未超过

10%，最高也仅为

8.4%，其中石油和天然气开

采业累积同比长期维持负值，1

至

8

月为-2.9%。以能耗问题突出的煤炭开采为例，我国的煤

炭产能已经进入收缩期。2016

年至

2020

年，煤炭行业产能化解取得积极成效，累计淘汰退出

煤矿逾

5460

处、产能

9.4

亿吨，远高于国务院在《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展

的意见》中提出的“5

亿吨左右”的目标。从

2019

年下半年开始，新增产能逐步释放结束，

我国月度原煤产量基本维持在

3.2

亿吨左右。2020

年底，针对煤矿安全事故频发的现象，十三

届全国人大常委会第二十四次会议表决通过《刑法修正案》，对矿产企业的事故隐患排查、违

规作业处罚等作出更严格规定。根据国家统计局

9

月

15

日发布数据，8

月原煤月产量

3.35

亿

吨，相比

7

月的

3.14

亿吨有所回升，但同比增幅只有

0.8%，年内平均同比增速为负。内蒙古发改委在

2021

年

3

月发布《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障

措施（征求意见稿）》向社会公开征求意见的公告。其中指出：

从

2021

年起，不再审批焦炭

（兰炭）、电石、聚氯乙烯（PVC）、合成氨（尿素）、甲醇、乙二醇、烧碱、纯碱、磷铵、

黄磷、水泥（熟料）、平板玻璃、超高功率以下石墨电极、钢铁（已进入产能置换公示阶段的，

按国家规定执行）、铁合金、电解铝、氧化铝（高铝粉煤灰提取氧化铝除外）、蓝宝石、无下

游转化的多晶硅、单晶硅等新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置

换。除国家规划布局和自治区延链补链的现代煤化工项目外，

“十四五”期间原则上不再审

批新的现代煤化工项目。目前针对煤炭行业的增产保供措施频频出台，内蒙尤其是鄂尔多斯原煤产量的释放力度是影响国内动力煤供给端边际变化的关键因素3.

“碳中和”“碳达峰”带来供给侧巨变和能源革命。能源领域是控制大气污染的主战

场，生产过程温室气体排放占全行业比重约为

70%，钢铁、有色、化工等行业是降低碳排放

量的关键主体。国务院印发的《中国制造

2025》为绿色发展提出了绿色生产制造、污染防治

和加强资源综合利用三项措施，重点行业的绿色转型和系统改造势在必得。2020

年“30+60”

的“双碳”目标提出后，我国经济的绿色发展进入新征程。7

月

16

日上午，全国碳排放权市场经过

10

年的地方试点正式开市，首批成交企业多为上中游重点排

放企业。在产能转型和新增高能耗产能成本上升的双重预期下，企业注入投资扩张旧有生产线

的后续动力不足，从旧向新的转换时点供给能力面临不足。4.

疫情反复、气候因素及限电政策等短期压缩相关产品供给。三季度以来，江苏南京、

福建莆田等地时有出现疫情反弹，并向其他地区有小幅扩散，截至

10

月

11

日

0

时，国内（除

中国台湾）现有确诊病例共

834

例，其中福建和云南分别现存

171

例和

199

例。气候反复无常也在

影响供应，暑期东南沿海地区台风“组团登陆”，近期山西省遭遇多日暴雨天气，能源开采、

运输存在风险，东北、华东等地应急保供迫在眉睫。此外，广西、云南、江苏等多地区此前出

台“限电”政策，如云南省要求钢铁、水泥、黄磷和绿色率等

9

至

12

月产量均不得高于

8

月

产量的一定比例，若按照目前政策，供应链脆弱性进一步增强，年内供给量或将继续收缩。（二）需求端持续增长，冬储需求释放在即虽然供给侧改革已经深入，但需求端行情仍在。首先，清洁能源现有的产业结构尚难以

承接经济恢复之后巨大的消费需求，石油、天然气、煤炭等资源品的用量不减反增，叠加高概

率的冷冬天气，将显著增加用电、取暖负荷，进一步加剧能源供给的紧张形势，冬储需求释放

在即。例如，今年

7

月及

8

月用电高峰期，全国发电量分别为

7586

亿千瓦时和

7383

亿千瓦时，

同比分别上涨

11.5%和

2.0%，而火电依然是主要的发电方式，1

至

8

月累计同比上升

12.6%，

风电占比快速扩张，但绝对水平仍只有

4.36%。全球宽松货币政策带来大量流动性，PPI指数

同比自

1

月以来持续走高，二季度已超过

19%，8

月数据收于

19.9%，海外石油、有色金属等

资源品价格大幅走高。最后，光伏发电、新能源汽车等概念的火热为上游材料供应商带来了发

展良机，主要体现为

EVA、氟化物等化工品以及锂、铝、稀土等有色金属供不应求，期货、

现货价格显著上升。二、原油：2021

年油价大幅上涨，未来有望进一步上行（一）2021

年油价中枢不断上移，目前涨幅高达

60%2020

年疫情严重冲击油价，4

月油价一度跌至历史谷底，5

月重心上移，6

月进入窄幅震

荡阶段，12

月开始反弹。Brent和

WTI原油

2020

年均价分别为

43.21

美元/桶、39.47

美元/桶，

均价创

2005

年以来新低。2021

年

Q1，Brent和

WTI季度均价分别为

61.32

美元/桶、58.08

美元/桶，Brent季度均价

同比上行

20.7%、环比上行

35.5%。1

月受沙特宣布

2

月和

3

月将主动实施

100

万桶/日单边减

产等利好因素刺激，油价延续

2020

年

12

月的反弹行情。受全球新冠肺炎确诊人数连续数周下

降带来需求向好预期、美国财政刺激、美国极寒天气带来原油供应减少等利多因素刺激，2

月

油价迎来大幅上涨。3

月油价亦实现小幅上扬，主要影响因素有：除哈萨克斯坦和俄罗斯少量

增产外，OPEC+其他成员国延长减产计划；拜登正式签署

1.9

万亿美元的新冠刺激法案，同时

美联储保证利率将在一段时间内维持低位，提振了投资者的风险偏好。2021

年

Q2，Brent和

WTI季度均价分别为

69.06

美元/桶、66.18

美元/桶，Brent季度均价

同比上行

106.8%、环比上行

12.6%。俄罗斯副总理诺瓦克表示，OPEC+将在

5-7

月逐步恢复

石油产量，4

月延续

3

月震荡行情。5

月份，美国申请失业金人数下降、机场客流量创疫情以

来最高水平，市场预期美国需求回升；欧洲重新开放经济带来流动性改善以及疫苗接种为原油

需求复苏铺平道路；受压抑的夏季出行需求进一步提振汽油和航空燃料消费，以上多重利好刺

激油价震荡上行。6

月油价中枢上移，主要影响因素有：OPEC月报称其坚持对

2021

年全球

石油需求强劲复苏的预测，预计

2021

年下半年的石油消费量将较上半年增加约

500

万桶/日，

增幅约

5%；叠加伊朗核协议谈判再次暂停，为油价提供支撑。2021

年

Q3，Brent和

WTI季度均价分别为

73.23

美元/桶、70.57

美元/桶，Brent季度均价

同比上行

68.9%、环比上行

6.0%。OPEC+在北京时间

7

月

18

日晚达成一致：将

2020

年

4

月

开始执行的减产协议延长至

2022

年

12

月

31

日；并从

8

月起每月增产

40

万桶/日，直至逐步

结束当前

580

万桶/日的减产规模（即

2022

年

4

月）；将部分产油国（阿联酋、沙特、俄罗斯、

伊拉克和科威特等国）产量基线上调，自

2022

年

5

月起生效。受此影响，原油价格应声下跌。

8

月油价先跌后涨，维持震荡格局。进入

10

月，油价继续震荡走高。10

月

4

号，OPEC+会议延续此前的增产节奏并未大幅增

长。叠加煤价、气价大幅上涨因素刺激，10

月

5

日

Brent油价达

82.56

美元/桶，创

2018

年

11

月以来新高。（二）预计石油供需进一步趋紧，价格中枢有望继续上移1、经济持续复苏支撑原油需求，燃料转换下推动原油需求进一步上涨随着世界经济从新冠疫情的深渊中复苏，将带来原油需求上涨，对油价形成强有力支撑。

多国正逐步解除新冠隔离措施：泰国入境前已完整接种新冠疫苗的外籍游客隔离期从

14

天缩

短为

7

天；美国计划从

11

月对包括中国、印度、巴西和大部分欧洲国家在内的

33

个国家的航

空旅客重新开放，解除旅行禁令；澳大利亚表示最迟到

2021

年圣诞节开放国境；英国简化入

境政策，将琥珀色和绿色名单合并为非红色名单国家，即对来自非红色名单国家的完全接种疫

苗的旅客制定更简单、更便利的规则；丹麦成为欧盟内首个解除所有新冠相关限制措施的国家。

世界各国逐渐解除隔离措施、开放国境等措施，将提振世界经济贸易、旅游等对原油的需求。天然气、煤炭价格上涨将增加原油替换需求。在取暖和发电领域，能源是可以相互替代

的。比如近期天然气和煤炭价格的暴涨，将导致燃料转换下原油需求的进一步增加（预期在

50-100

万桶/日区间）。去年寒冬和今年高热酷暑导致欧洲能源储备水平降至历史低位以及对

冬季到来前供应的担忧等原因，天然气、煤炭价格大幅上涨。10

月

8

日荷兰

TTF天然气价格

由年初的

7.12

美元/百万英热单位上涨到

29.7

美元/百万英热单位（相当于

160

美元/桶的油价），

上涨幅度达

317%；欧洲

ARA港动力煤现货价由年初的

69.25

美元/吨上涨到

254.40

美元/吨，

上涨幅度达

267%，屡创历史新高。在此背景下，瑞典近期重启了燃油发电厂。欧盟认为，欧

洲天然气市场的主要供应商俄罗斯的供应下降是能源价格飙升的主要原因。俄罗斯表示将加大

对欧洲的天然气供应量，但预期短期内不足以缓解欧洲天然气短缺的局面，预计将会持续催生

原油替换需求。总体来看，天然气和煤炭价格大幅上涨将带动燃料转换下原油需求的增加。OPEC、IEA、EIA预计

2022

年原油需求将显著好于

2021

年。OPEC、IEA、EIA月报改

变了

2021年对全球原油需求的预期，需求数据较上月分别上调

11、-10、-25

万桶/日达到

0.967、

0.961、0.974

亿桶/日；2022

年对全球原油需求数据较上月分别上调

97、-10

和-24

万桶/日达到1.008、0.993、1.010

亿桶/日。虽然

IEA、EIA9

月月报下调了对于

2021

年和

2022

年的需求数

据，但

2022

年需求预期仍高于

2021

年。2、OPEC+维持增产目标不变，短期内原油供给难言大幅增加OPEC+：伊朗、委内瑞拉受美国制裁预计短期内不会放松，基本不会对市场供应带来扰

动；OPEC+从

8

月起每月增产

40

万桶/日，直至逐步结束当前

580

万桶/日的减产规模（即

2022

年

4

月），目前保持增产计划不变，预期难以跟上需求增长。美国：油价上行，美国有增产动力，但考虑到美国大多数页岩油企业制定资本开支对应的

油价为

49

美元/桶，且面临债务压力需要削减支出，以及钻机数处在相对低位，预计

2021

年

增产有限。短期来看，由于天然气、原油价格持续上涨导致制造业成本不断提升，美国能源部

部长提出了从政府战略石油储备中释放原油的可能性，但目前仍无具体时间表；中长期来看，

EIA预计美国原油产量将于

2023

年恢复到

2019

年的水平。总体来看，预计未来几个月内石油需求将超过供应，价格中枢有望进一步上行；中长期来

看，油价易涨难跌。三、煤炭：基本面无虞，静待市场情绪释放之后重拾升势（一）煤炭供需持续偏紧，煤价强势上涨1、需求超预期增长，供给受限需求方面，2021

年

1-8

月火电、粗钢、水泥产量累计同比增长

12.6%、5.3%、8.3%，供

给方面，1-8

月份国内原煤产量累计同比增长

4.4%，增速比

1-7

月下滑

0.5

个百分点，进口量

同比下降

10.3%。在今年

6

月份进入迎峰度夏旺季以来，水电出力不足，6、7

月份火电产量

单月同比增速为

10.1%/12.7%，而水电同比下降

5.6%/4.3%。受淡季及环保限产因素影响，粗

钢及水泥产品产量

7、8

月份有小幅下滑，原煤产量

8

月当月同比回正，为

0.8%，供需紧张格

局略有缓解。8

月份之后，发改委针对大宗商品尤其是煤炭行业的增产保供措施发布频率加快，力度不

断提高。但是煤矿产能的核增需要较长周期不能一蹴而就，同时受矿难、疫情、天气等因素影

响，国内煤矿产量释放幅度非常有限，进口端也难以形成有效补给，8

月份进口量环比下降

7%。

且煤炭当前各环节库存处于历史低位，煤炭供需紧张的格局难以实质性扭转，预计未来双碳背

景下，供给较难有明显增量，行业进入高景气周期加速期，煤价有望稳定在较高水平。2、供需紧张推动煤价强势上涨，中枢逐季抬升9

月份整月，动力煤价不断创历史新高。9

月

30

日，秦皇岛港

5500

大卡动力煤价格为

1682.5

元/吨，9

月份涨幅达

50%，年初至今涨幅

136.5%。煤价大幅上涨的原因主要是能耗双控遇上

冬储需求释放，逐渐进入用煤旺季，供需不匹配。随着天气转冷，民用电需求逐渐下降，工业

仍保持旺盛需求，加之终端库存下降趋势较为陡峭，可用天数降至

10

天左右。发改委能源局

加大价格管控力度，后续仍有增产空间，对价格形成一定的压制，但考虑到冬储的强劲需求，

煤价预计仍保持高位。炼焦煤方面，本周价格环比持平，但是

3

季度以来焦煤价格累积上涨接

近

100%，考虑到，蒙古煤进口的通关效率仍因疫情反复，下游钢焦企业库存位于历史同期低

位，预计焦煤供需仍偏紧，短期仍维持高位。我们对四季度煤价的判断：需求：进入冬储用煤旺季，电煤需求保持相对高位，补库需求旺盛，下游钢铁、建材产量

维持高位拉动煤炭需求增长；供应：预计增产保供政策将陆续显效，但同时安监环保压力将制

约煤炭产能释放，增长幅度有限；煤价：煤价整体均价高于

2020

年，预计四季度仍持续走高，

支撑较强。3、海外煤价创历史新高，进口煤补给作用有限截至

10

月

8

日，欧洲

ARA三港动力煤现货价报收

254.4

美元/吨，创历史新高，月环比

上涨

51.7%，同比上涨

340%；理查德

RB动力煤现货价报收

227.78美元/吨，月环比上涨

49.9%，

同比大涨

278.6%；纽卡斯尔

NEWC动力煤现货价报收

244.11

美元/吨，月环比上涨

37.7%，

同比大涨

321%。国内外煤价价差缩窄，进口煤补给作用有限。2020

年全年，中国共进口煤炭

3

亿吨（包括动力煤、焦煤、焦炭），其中澳大利亚对华

出口煤炭

7844

万吨。2020

年下半年开始，中国逐步减少澳煤进口直至

2020

年

12

月份为零。

2021

年

1-8

月，中国共进口煤炭

1.99

亿吨，同比减少

2356.3

万吨，降幅

10.3%。去年

1-8

月

澳洲对华出口动力煤和焦煤共计

7068.5

万吨，今年除了

7

月份澳洲对华出口焦炭

3.85

万吨外，

其他煤种均为

0。印尼、俄罗斯、美国等国家提高了对华煤炭输出。印尼依然巩固其第一大供

应国地位，1-8

月份对华煤炭出口由

2020

年同期的

1

亿吨提升

1953

万吨至

1.22

亿吨，增速

19%。俄罗斯

1-8

月份对华出口煤炭

3694.7

万吨，同比增加

1406

万吨，增幅

61%。美国对华

煤炭出口由

2020

年

1-8

月份的

73.4

万吨增至

2021

年同期的

572

万吨，增幅高达

680%。加拿

大同比增幅达

67%，哥伦比亚增幅达

175%。蒙古国同比去年略降

291.5

万吨。（二）保供措施频出台部分奏效，行业维持高盈利1、保供措施频频出台，鄂尔多斯产量释放力度为关键因素年初至今，针对煤炭行业的增产保供措施频频出台。作为煤炭三大主产地，2021

年

1-8

月份，山西、陕西原煤产量增速为

12.7%/6%，整体实现平稳增长。主产地内蒙受“反腐倒查

20

年”影响，2020

年内蒙原煤产量同比下降

7.8%，2021

年

1-8

月原煤产量同比

0

增长。我们

认为，山西和陕西原煤增产弹性相对有限，内蒙尤其是鄂尔多斯原煤产量的释放力度是影响国

内动力煤供给端边际变化的关键因素。2、高煤价促行业盈利能力大增，三四季度业绩仍有超预期可能2021

年上半年，煤价走势呈现“N型”，1

月份一度突破千元。2

月份降至

570

元/吨左右。

3

月之后，随着工业复苏，煤价重新进入上升通道，5

月达到

970

元之后又受政策影响回落至

840

元，当前在供需紧张格局下，再次反弹至高位，10

月初突破

1700

元并创新高。2021

年

1-8

月，煤炭行业累计实现利润总额

3290

亿元，同比增长

145%，行业亏损面也

较

2020

年同期下降

9

个百分点，主要原因是受煤价上涨的驱动。预计三四季度煤价维持高位，

全年利润翻倍增长。行业亏损面呈现下降趋势：煤炭行业亏损面从

2020

年

8

月的

37.5%下降至

2021

年

8

月的

28.6%，呈现快速下降趋势，盈利能力好转。从基本面来看，受价格上涨推动，上市煤炭板块

整体

Q2

单季利润创历史新高，预计三四季度业绩仍有超预期可能。（三）双控限电带来短期扰动，煤炭供需缺口是根本因素1、限电限产频发影响情绪，板块资本市场表现与大宗商品背离据统计，2021

年

8

月份下旬以来，已有云南、浙江、江苏、广东、辽宁、重庆、内蒙古、

河南等

20

个省、自治区、直辖市出台了限产限电措施。从

9

月份以来，公告限电限产的上市公司家数的增速较快。截止

10

月

11

日，公告受限电

限产影响的上市公司家数为

36

家，处于历史高值，主要分布在基础化工、有色金属、煤炭行

业。限电限产犹如达摩之剑时刻高悬，影响市场投资情绪。我们复盘了近四周的煤炭指数表现

与动力煤商品指数表现，可见二者的走势相背离，此期间（9.13-10.8），动力煤商品指数涨幅

超过

30%，但是煤炭行业指数跌幅为

14.3%。我们认为，“能耗双控”对限产限电的影响有限，不是根本性因素，局限于部分地区。2021

年

9

月，经国务院同意，国家发改委印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，更加

强调能耗强度优先、鼓励使用可能生能源，对于能源消费总量的管理更有弹性，使得能源结构更加优化。《方案》明确提出，坚决管控高耗能高排放项目，坚决遏制“两高”项目盲目发展，

成为能耗双控和碳达峰、碳中和工作的当务之急和重中之重。2、动力煤供需缺口加大是限产限电的根本因素根据统计，动力煤下游主要包括电力、冶金、化工、建材、供暖及其他。从历年的产量减

去消费量的差值可以看出，除去

2016

年，历年的产量消费量差值在

2.5

亿吨。2021

年

1-8

月

份，该差值达

2.67

亿吨，已经超过了近四年的历年平均差值，说明今年动力煤供需缺口尤其

明显，我们认为，煤炭供需缺口的持续加大是限电限产产生的根本因素。3、冬储旺季叠加高概率拉尼娜，预计四季度煤价仍有强支撑国庆之后，大秦线进入检修时期，短期对煤炭的发运产生负面影响；冬储旺季在即，各环

节煤炭极低库存和电厂存煤可用天数持续历史低位都预示了四季度强劲的煤炭补库需求，电价

调整改革也将为煤电企业成本端进行疏导；9

月

29

日，中国气象局召开

10

月新闻发布会，国

家气候中心副主任表示，根据最新监测，赤道中东太平洋海温为中性偏冷状态，预计未来

3

个月（10-12

月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。高概率的冷冬天气，将显著增

加用电、取暖负荷，进一步加剧动力煤供给的紧张形势。预计四季度煤价仍有强支撑。四、电力：着力调整电力结构

有序推进电价改革（一）电力供应结构转型是我国减碳的关键手段“十三五”期间用电增速有所回落。2020

年受疫情影响，全社会用电量

7.51

万亿千瓦时，

同比增长

3.1%，较增速最高的

2018

年下降了

5.4

个百分点，回落至

2014

年水平。“十三五”

期间全社会用电量增长

1.8

万亿千瓦时，年均增长

5.7%，超过了《电力发展“十三五”规划》

提出的预期性年均增速

3.6-4.8%，一方面是得益于电能替代推动的终端电气化，另一方面则

是中国复产复工推进顺利，疫情后期用电需求恢复强劲增长。三产和居民用电比重持续提升。2020

年二者比重之和达到

30.6%，较

2015

年提升

5.2

个

百分点，全社会用电结构逐步调整。但是三产和居民用电激增也使得用电负荷尖峰化、日间和

夜间双高峰出现，叠加波动性新能源占比提升的影响，给电力安全可靠供应带来了巨大挑战也

为加速推动我国能源结构转型提供了动力。电力热力生产是产生碳排放的主要部门。根据国际能源署（IEA）披露的数据，2018

年中

国二氧化碳排放量合计

95

亿吨，其中电力和热力领域最高，占总排放量的

51.4%，其次是工

业领域，占总排放量的

27.9%，交通运输领域占

9.7%，建筑领域占

4.1%，余下的其他能源、

商业及公共服务和农业分别各占

3.3%、1.6%和

1.2%。能源、工业和交通运输三个领域合计碳

排放占比超过

90%，是未来实现碳中和目标节能减排的关键领域。在双碳目标下，电力行业

的低碳转型都是任重道远。国家采用多重手段化解煤电过剩产能。“十三五”以来，煤电产能过剩逐渐成为电力行

业焦点问题，全行业也在煤电供给侧改革工作上达成共识，通过化解煤电产能过剩，提高煤电

机组发电效率进而降低电力行业煤炭消费量。《电力发展“十三五”规划》中明确指出，在

2020

年前取消和推迟煤电建设项目

1.5

亿千瓦以上，淘汰落后煤电机组约

2000

万千瓦，将全

国煤电装机规模控制在

11

亿千瓦以内。清洁能源发电成为了最重要的低碳转型方向。根据英国石油公司（BP）发布的数据，2019

年我国我国

67.8%的电量由火电提供，发电碳排放占到全部碳排放的

37.6%。光伏发电、风力

发电、水力发电、核电等清洁能源发电成为了最重要的低碳转型方向。其中光伏发电是最主要

部分，2020

年中国光伏新增装机

48.2GW，连续

8

年位居全球首位；累计装机量达到

253GW，

连续

6

年位居全球首位。其次是风能，2020

年中国海上风电新增装机连续三年领跑全球，新

增容量超过

3GW，占全球新增一半以上，成为全球第二大海上风电市场。随着可再生能源应用的不断增长，储能行业也将迎来发展良机。由于可再生能源具有的

波动性、间歇性、随机性会对电网带来挑战，因此需要储能技术和设备来对过多的电能进行消

纳和存储。2020

年中国储能市场装机功率为

36.04GW，

位居全球第一，预计到

2025

年我国大部分地区用电侧储能可实现平价，市场空间或达

6500

亿元；到

2030

年我国大部分地区光储结合可实现平价，市场空间可达

1.2

万亿元以上。煤电装机容量首次降至

50%以下。2020

年，全国全口径火电装机容量达

124517

万千瓦，

同比增长

4.7%，占全部装机容量的

56.58%。其中，煤电装机容量为

107992

万千瓦，同比增长

3.8%，占全部装机容量的

49.07%，首次降至

50%以下；气电装机容量为

9802

万千瓦，同比增

长

8.6%，全部装机容量的

4.45%。截止

2020

年底，全国十大火电装机省份分别是：山东

11135

万千瓦、江苏

10079

万千瓦、广东

9550

万千瓦、内蒙古

9385

万千瓦、河南

7068

万千瓦、山

西

6878

万千瓦、浙江

6358

万千瓦、新疆

6337

万千瓦、安徽

5561

万千瓦、河北

5301

万千瓦。火电新增装机受限，在新增装机中占比逐渐降低。2017

年国家能源局发布

2020

年煤电规

划建设风险预警的通知，要求按适度从严的原则核准、开工煤电项目；2020

年

7

月份，国家

能源局又下达了

2020

年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知，年底拆除

733.35

万千瓦老旧

煤电机组。受政策指向，火电新增装机受限，在新增装机中占比逐渐降低。“十四五”期间，

火电在我国能源结构比重还将持续下降。受到电力辅助服务市场拉动，以及局部地区分布式电

源需求，火电板块中的气电比重将有稳步提升。燃气发电装机比重或将在“十四五”期间逐步加大。2019

年全球天然气发电量为

6297.9

太瓦时，在全球总发电量中占比

23.3%，天然气作为第二大电源，是除可再生能源以外增长最

快的电源类型。我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋导致天然气发电发展较慢，“十三五”

电力规划预期气电装机达到

1.1

亿千瓦以上，2020

年末为

0.98

亿千瓦。预计在“十四五”期

间，我国缺气状况会得到一定程度改善，燃气发电装机比重将逐步加大。水电装机容量稳定增长，主要以南方地区为主。2020

年末，全国全口径水电装机容量达

37016

万千瓦（含抽水蓄能

3149

万千瓦），同比增长

3.4%，占全部装机容量的

16.82%。分省

份看，截止

2020

年底，全国十大水电装机省份分别是：四川

7892

万千瓦、云南

7556

万千瓦、湖北

3757

万千瓦、贵州

2281

万千瓦、广西

1756

万千瓦、湖南

1581

万千瓦、广东

1576

万千

瓦、福建

1331

万千瓦、青海

1193

万千瓦、浙江

1171

万千瓦。可供开发的规模极为有限，水电开发已步入后期。根据《中华人民共和国水力资源复查

成果(2003

年)》，我国大陆水力资源理论蕴藏总量为

6.94

亿千瓦，技术可开发装机容量

5.42

亿千瓦，经济可开发装机容量

4.02

亿千瓦。2020

年末，我国水电总装机容量已经达到

3.7

亿

千瓦，距离经济可开发量仅相差

3200

万千瓦。核电增速有限，主要装机以沿海省份为主。2020

年，全国全口径核电装机容量达

4989

万

千瓦，同比增长

2.4%，占全部装机容量的

2.27%。全国八大核电装机省份分别是：广东

1614

万千瓦、浙江

911

万千瓦、福建

871

万千瓦、江苏

549

万千瓦、辽宁

448

万千瓦、山东

250

万千瓦、广西

217

万千瓦和海南

130

万千瓦。核电利用率维持高位，远优于其他能源。与传统化石能源相比，核电具有清洁、环保、

能耗低的优势；与可再生能源相比，核电还具有占地面积小、出力稳定的优势。光伏发电占地

约为同等规模核能发电的

20

倍，风电约为

80

倍。此外可再生能源受天气的影响较大，光伏利

用小时数约

1200

小时，风电约

2100

小时，利用率较低。近

5

年我国核电机组平均利用小时数

高达

7308

小时，是优秀的基荷能源。国家政策支持核电积极有序发展。自

2011

年福岛核事故发生后，中国政府对于核电一直

持保守态度，核电装机增长较慢。2020

年双碳目标提出后，核电因其环保、成本低、利用率

高的优势重新走进大众视野。近期国家不断出台相关政策，支持核电安全有序发展。我国从未

发生过二级以上核事故。我国现役及在建机组除秦山三期重水堆和中国台湾地区少量沸水堆外，全

部采用压水堆堆型，从源头上避免出现类似于切尔诺贝利和福岛的核事故。近期核电批准加速。批准的五个反应

堆包括四个常规核装置-田湾核电站的

7

号和

8

号核反应堆，以及辽宁省的徐大堡的

3

号和

4

号核反应堆。根据2021年政府工作报告的规划，十四五末期核电在运装机将达到7000万千瓦，

预计在建装机也将达到

5000

万千瓦，据此测算核电有望按照每年

6-8

台机组核准推进。风电和光伏将在中长期逐步发展为主力电源。2020

年，全国并网风电装机容量达

28153

万千瓦，同比增长

34.6%，占全部装机容量的

12.79%。全国十大风电装机省份分别是：内蒙古

3786

万千瓦、新疆

2361

万千瓦、河北

2274

万千瓦、山西

1974

万千瓦、山东

1795

万千瓦、

江苏

1547

万千瓦、河南

1518

万千瓦、宁夏

1377

万千瓦、甘肃

1373

万千瓦、辽宁

981

万千瓦。

2020

年，全国并网太阳能发电装机容量达

25343

万千瓦，同比增长

24.1%，占全部装机容量的

11.52%。全国十大太阳能发电装机省份分别是：山东

2272

万千瓦、河北

2190

万千瓦、江苏

1684

万千瓦、青海

1601

万千瓦、浙江

1517

万千瓦、安徽

1370

万千瓦、山西

1309

万千瓦、

新疆

1266

万千瓦、内蒙古

1237

万千瓦、宁夏

1197

万千瓦。从电力供给的角度来看，风电、光伏装机容量和发电量提升的趋势和幅度十分明显。

按照

2030

年

12

亿千瓦的累计太阳能、风电装机容量来算，目前距离最低要求仍有逾近

7.5

亿千瓦的装机差额，如果以此数据按

10

年平均计算，则意味着风、光每年的新增装机将不低

于

7500

万千瓦。（二）限电背景下，火电压舱石效应凸显限电背景下，二、三产业让位居民用电。根据中电联发布的数据，1-8

月，全国全社会用

电量

54704

亿千瓦时，同比增长

13.8%。其中，8

月份全国全社会用电量

7607

亿千瓦时，同比

增长

3.6%。分产业看，1-8

月，第一产业用电量

660

亿千瓦时，同比增长

19.3%；第二产业用

电量

36529

亿千瓦时，同比增长

13.1%；第三产业用电量

9533

亿千瓦时，同比增长

21.9%；城

乡居民生活用电量

7981

亿千瓦时，同比增长

7.5%。8

月份，第一、二、三产业用电量增速分

别为

13.7%、0.6%和

6.2%；城乡居民生活用电量同比增长

12.5%。非化石能源装机量维持高速增长。截至

8

月底，全国发电装机容量

22.8

亿千瓦，同比增

长

9.5%。其中，非化石能源装机容量

10.4

亿千瓦，同比增长

18.1%，占总装机容量的

45.6%，

同比提高

3.3pct。水电

3.8

亿千瓦，同比增长

4.9%。火电

12.8

亿千瓦，同比增长

3.8%，其

中，燃煤发电

10.9

亿千瓦，同比增长

2.2%，燃气发电

10656

万千瓦，同比增长

11.8%，生物

质发电

3458

万千瓦，同比增长

32.3%。核电

5326

万千瓦，同比增长

9.2%。风电

3.0

亿千瓦，

同比增长

33.8%。太阳能发电

2.8

亿千瓦，同比增长

24.6%。多因素影响导致电力供应偏紧。1-8

月份，全国规模以上电厂发电量

53894

亿千瓦时，同

比增长

11.3%，增速比上年同期提高

11.0pct。全国规模以上电厂水电发电量

7617

亿千瓦时，

同比下降

1.0％，增速比上年同期提高

1.3

个

pct;全国规模以上电厂火电发电量

38723

亿千瓦

时，同比增长

12.6％，增速比上年同期提高

13.0pct;全国核电发电量

2699

亿千瓦时，同比增

长

13.3%，增速比上年同期提高

7.1pct;全国并网风电厂发电量

4301

亿千瓦时，同比增长

42.0%，

增速比上年同期提高

27.8

个

pct。火