2020年能源行业专题报告

来源：长江证券

报告综述

“碳达峰·碳中和”趋势再起，海内外减排几何？

为了控制气候变暖，21 世纪以来全球碳排放量增速明显下滑，节能减排成为主要共识和历史趋势，目前全球已有 54 个国家的碳排放实现达峰。对我国而言，能源消费中占据主导地位的依然是原煤，其次依次是原油、非化石能源和天然气。在如此资源禀赋之下，我国做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺，彰显大国雄心。

“碳达峰·碳中和”下，能源电力怎么发展？

新的发展背景下，我国中长期能源消费总量增速或将放缓，其中一部分来自经济增速的放缓，另一部分来自生产能耗水平的降低。预计未来煤炭消费占比明显下降，能源消费转向以新能源为主的非化石能源是必然性的结果，未来增量的电力需求主要由风电、光伏和核电的增长来满足，水电虽有增长但增幅相对有限。新能源装机的快速提升将对处于消纳优先级末端的火电带来明显挤压，火电利用小时将持续下探。

“碳中和”路上的机遇和挑战

频繁落子布局，央企彰显转型雄心：以发电集团为代表的大型电力央企参与新能源发电项目的积极性显著提升，一方面源于“碳中和”的时代号召和央企觉悟，另一方面得益于央企低利率的资金优势，更灵活的目标IRR，因此对平价项目的建设意愿更加充分。

身位优势，造就龙头企业资源护城河：部分企业在早期即开始布局新能源发电，随着产业的积极发展，成为市场上规模领先的新能源运营商。先发优势使得这些公司具备资源优势，在国家推进“碳中和”、能源转型加快的背景下，龙头优势有望得到进一步巩固。

赛道切换急先锋，享“盈利+估值”改善双循环：传统能源运营商因煤价起伏带来业绩波动、新能源发展挤压火电空间，估值长期处于低位，发展空间也十分受限。部分公司发掘自身区位资源优势谋求转型，积极切入新能源赛道，成为传统能源转型的践行者。

“碳中和”下煤炭消费前置的可能性探讨：新能源设备制造需要消耗能源，或将改变原煤消费的节奏。短期内，由于煤炭消费的前置动力煤有望呈现量价齐升的现象；而在长期，受“碳中和”政策影响面临需求下行压力，供给预计也会被进一步压缩。在此情况下，资源禀赋优异、吨煤成本较低、管理能力较强的龙头煤炭企业有望脱颖而出。

“碳达峰·碳中和”趋势再起，海内外减排几何？

进入 21 世纪以来，中国经济的快速腾飞使得碳排放压力与日俱增，在全世界二氧化碳排放量年均增长 1.85%的背景下，中国二氧化碳排放量年均增速高达 5.51%，2019 年中国的二氧化碳排放总量已经达到 98.25 亿吨，相较 2000 年增长 2.92 倍。人均方面， 2019 年我国人均二氧化碳排放量已经达到世界平均水平的 1.58 倍，虽然距离发达经济体仍有差距，但按照目前的趋势，2030 年左右我国人均碳排放量便将超越美国。

2020 年 9 月 22 日，我国在第 75 届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力争在 2030 年前达峰，努力争取 2060 年实现“碳中和”，是中国在《巴黎气候协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期“碳中和”问题上设立的更高目标。该目标提出后，“碳排放”、“碳中和”以及我国可再生能源发展空间等话题再次引发市场广泛关注。

能源消费结构优化已现，碳减排仍需加码

在“碳达峰”和“碳中和”两个概念中，“碳达峰”相对更好理解和单一，而“碳中和”则更加深刻和多元。 “碳达峰”，即二氧化碳排放总量达到峰值，且此后开始逐年减少，主要实现路径便是减少二氧化碳排放。

按照此前的承诺，我国“碳达峰”将力争于 2030 年完成，但部分地区如上海等已进一步加码承诺将确保在 2025 年提前完成“碳达峰”。“碳中和”是指企业、团体或个人在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式抵消自身产生的二氧化碳排放，实现二氧化碳的“零排放”。

基于这一点来说，要想实现“碳中和”，广义上来说有 2 种路径：一是通过特殊的方式去除温室气体，总体思路是在温室气体排放后尽可能地对其进行弥补和中和，例如碳补偿；二是尽可能使用“可再生能源”，从源头上减少碳排放。

遏制温室气体无序排放，“碳中和”承诺彰显大国雄心：其实，早在 2009 年，我国就已在国际上做出了“碳减排”承诺，并分别于 2016 年和 2020 年又首次在国际社会上做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺。截至 目前，我国历次在国际社会上做出的“碳减排”承诺均较好地完成：1）截至 2019 年， 我国碳排放强度比 2005 年降低 48.1%，提前实现了 2015 年提出的“2020 年碳排放强 度比 2005 年下降 40%~45%”承诺。2）截至 2019 年，我国非化石能源消费占比为 15.3%，提前完成 2020 年非化石能源消费占比达到 15%目标。

2020 年 12 月 18 日，中央经济工作会议将做好“碳达峰”、“碳中和”工作列入 2021 年要抓好的八大重点任务之一，进一步强调了“碳中和”工作的重要性，并提出调整能源结构、加快碳市场建设、国土绿化等更细化的要求。随后，多部委跟进发布所在领域的相应部署和安排，促进“碳中和”的工作以全方位、高姿态的形式铺开。

能源消费总量随经济发展提升，但结构有所优化：社会和经济的发展离不开能源的供给，参考发达国家的发展历程，能源消费强度与工业化进程密切相关。通常来说，在经济发展迈入工业化进程的初期和中期，能源消耗越多，国民生产总值就越大，社会也就愈发先进和富裕。近年来，伴随着宏观经济的发展和工业化进程的推进，我国能源消费总量整体呈现逐年上升趋势，2019 年总体规模达到 48.70 亿吨，同比增长 3.19%，相较 2010 年增加 35.03%。

在我国能源消费中，占据主导地位的依然是原煤，其次依次是原油、非化石能源和天然气。从占比的结构来看：2010-2019 年原煤在我国能源消费中的占比逐年下降，但 2019 年57.70%的比例表明原煤仍然占据着绝对主导地位；原油同期占比相对保持平稳，2019 年 18.90%的比例仅比 2010 年高出 1.50 个百分点；能源消费中的非化石能源占比在过去的一段时间里快速提升，2019 年已经达到 15.30%，相较 2010 年提升 5.90 个百分点；天然气在能源消费中占比低、增长快，2019 年我国能源消费中天然气的比例达到 8.10%，占比相较 2010 年实现翻倍。

我国现有能源消费结构与固有资源禀赋密切相关：在能源行业的研究和分析中，通常难以像消费或者科技等赛道一样，通过“中外对比” 或者“线性外推”的形式获得有效结论，其核心原因在于：能源行业的需求很大程度上受限于供给，而供给因为资源禀赋存在着天花板。“多煤、少油、缺气”的资源格局，正是煤炭长期以来担任我国能源消费中主力地位的核心原因。根据《2020 年中国矿产资 源报告》以及世界能源委员会数据，2019 年我国原油已探明技术可采储量为 261.90 亿桶，仅占全世界总量的 1.51%，天然气已探明技术可采储量为 8.40 万亿立方米，仅占全世界总量的 4.23%，而煤炭已探明可采储量为 1415.95 亿吨，占全球总量高达 13.20%。

整体而言中国煤炭资源在成矿空间上展现出西部多、东部少；北部多、南部少的地质特征。但是从煤炭消费需求来看，除一些产煤大省外，排名前列的地区多为山东、江苏、广东、浙江等东南沿海经济强省，因此供需逆向的格局使得我国被迫兴建大量“北煤南运”、“西煤东运”的铁路运输通道，进而导致能源消耗进一步加大。

石油和天然气同样面临着资源供给与需求在地理分布上的错配。我国石油资源集中分布在例如渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、东海陆架等八大盆地，这些地区的可采资源量占据全国总量约八成左右；而天然气资源则集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、渤海湾等九大盆地，其可采资源量同样占据全国总量的八成以上。从地理分布来看，东南沿海及中部地区作为经济较发达、能源消费较强地区，距离华北、西北等盆地较远，因此“西气东输”等跨区域能源调配工程便成为了我国能源供给侧的“大动脉”。此外，除了区域资源的地理错配，我国的原油和天然气如前文所说还面临着整体资源储量匮乏的禀赋瓶颈。

全球“碳达峰”颇具成效，“碳中和”任重道远

根据《BP 世界能源统计年鉴（2020）》，2019 年全球碳排放量为 341.69 亿吨，同比仅微增 0.47%，对比之下 2010 年碳排放量相较 2000 年的 236.76 亿吨基础上大增至 310.86 亿吨，2000-2010 年间全球碳排放量 CAGR 高达 2.76%。换而言之，进入 21 世纪以来，全球碳排放量增速明显下滑，节能减排成为主要共识和历史趋势。

全球能源消费总量增速放缓，煤炭消费占比下降。从一次能源消费量视角来看，2019 年 全球一次能源消费总量达到 583.90EJ，较 2018 年增长 7.67EJ，同比增速降至 1.3%， 低于过去十年的平均水平（1.6%）。从能源消费种类上看，2019 年全球一次能源消费构成中化石能源（石油、天然气和煤炭）消费量占总消费量的 84.3%，其中石油消费量仍是全国能源中占比最高的，2019 年石油占一次能源消费总量的比例便高达达 33.1%。 在 OECD 需求急剧下降的带动下，煤炭消费量在过去 6 年中出现第 4 次下降，2019 年 煤炭消费同比降低 0.5%，在一次能源结构中比重创出近 16 年以来最低水平。

我们认为，近年来全球碳排放量增速放缓主因系主要碳排放国家已逐步实现“碳达峰”：碳排放量排名前列的国家中，美国、俄罗斯、日本、巴西、印度尼西亚、德国、加拿大、韩国、英国等都已经实现碳排放达峰；中国、墨西哥等国家则承诺在 2030 年前实现“碳达峰”，届时全球将约有 58 个国家实现“碳达峰”，约占全球碳排放量的 60%。

从更广的维度来看，全球目前已经有 54 个国家的碳排放实现达峰。目前实现“碳达峰” 的国家中，一部分是由于经济衰退和经济转型碳达峰，另一部分则因为在经济发展的同 时实行了严格气候政策。

具体分析目前已实现“碳达峰”国家在气候行动上采取的措施，一方面，在履行《巴黎气候协定》要求和推进能源转型的双重背景下，目前 80 多个国家和地方政府及企业加入“燃煤发电联盟”，承诺逐步淘汰燃煤发电，减少“化石能源”依赖；另一方面，各国加大可再生能源投资，尤其是近年来海上风电投资屡创历史新高。

截至 2019 年底，可再生能源发电装机容量占全球装机容量的 34.7%，同比提升 1.4 个百分点；2019 年水电、光伏和风电发电量占全球发电量提升至 23.6%，同比提升 1.0 个百分点，可再生能源发电量增长的贡献率达到 72%，其中约 90%来自光伏和风电，全球能源消费增量已经从“化石能源”转向“清洁能源”。

减排现状与巴黎协定目标存在差距，碳中和仍需大力推进：2015 年 12 月，巴黎气候变化大会通过《巴黎气候协定》，核心目标是将全球气温上升控制在远低于工业革命前水平的 2℃以内，并努力控制在 1.5℃以内。根据 IPCC 发布的《Global warming of 1.5℃》，只有在 21 世纪中叶实现全球范围内的净零碳排放——“碳中和”目标，才有可能将全球变暖幅度控制在 1.5℃以内，从而减缓气候变化带来的极端危害。但联合国环境署（UNEP）发布的《排放差距报告 2019》指出，当前各国的减排现状与 1.5℃目标的要求之间仍存在较大差距。

为此，越来越多的国家在气候变化国际条约进程的长期低排放发展战略（LTS）中通过碳中和目标来明确面向 21 世纪中叶的长期减排任务，《巴黎气候协定》鼓励各缔约方在 2020 年底前提交 LTS。截至 2020 年 11 月 10 日，已有 19 个国家向联合国气候变化框架公约秘书处（UNFCCC）提交了 LTS 文件，多个国家明确提出了碳中和目标。

日本已在 2020 年 10 月宣布在 2050 年碳中和目标。从未来实现“碳中和”目标的技术行动与手段方面来看，能源系统低碳转型是重要的技术手段，主要包括大力发展可再生能源、推动能源消费终端电气化等。能效提高则是核心技术，如欧盟提出最大程度提高能效，到 2050 年能源消耗减少至 2005 年的一半。此外，“碳中和”承诺强调了温室气体净零排放，考虑到深度减排的成本和难度，多数国家强调相对于某一基准年实现某一比例的减排目标（小于 100%），而非完全意义上的“零排放”，因此通过负排放技术来抵消一部分温室气体排放是保障碳中和目标实现的关键。目前负排放技术主要是碳捕捉、利用和封存技术（CCUS），现阶段仍面临减排成本较高、工程难度较大等问题，发展中国家对于该技术的接受度仍较低。

“碳达峰·碳中和”下，能源电力怎么发展？

根据国家统计局初步核算，2020 年我国全年能源消费总量比上年增长 2.2%，全年单位 GDP 能耗比上年下降 0.1%，其中天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年提高 1.1 个百分点，煤炭消费所占比重下降 1.0 个百分点。

据此计算，我国 2020 年能源消费总量约为 497714 万吨标准煤，其中煤炭占比 56.7%，约为 282204 万吨标准煤，天然气、水电、核电、风电等清洁能源占比 24.5%。

更长期来看，“十二五”以来我国能源结构中煤炭占比在 2011 年达到高点后持续下降，原油占比稳中略升，清洁能源消费占比持续增加。

从“十二五”以来我国的能源消费情况来看，虽然能源消费总量逐年増长，但单位 GDP 能耗水平持续下降，其中 2020 年虽受限于疫情影响，但能耗强度依然实现了 1%的下降。

在气候雄心峰会上我国提出力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取 2060 年前实现“碳中和”，在“碳达峰、碳中和”的目标下，未来我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。

什么样的能源消费总量规模是合理的？

对于 2025 年我国能源消费总量的预测，2020 年中以来来自国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、电力规划设计总院、北京理工大学能源与环境政策研究中心和深圳大学深地科学与绿色能源研究院多个机构的研究给出了相对差异不大的判断，即 54.5-56 亿吨标准煤左右。

对于 2030 年能源消费总量的预测差异较大，其中 2016 年的相关研究预期值偏低，2020 年以来的两份研究均给出了≤60 亿吨标准煤的指引。

根据我国近年能源消费情况以及未来经济增速的预期，假设 2025 年能源消费总量约为 56 亿标准煤、2030 年能源消费总量约为 60 亿标准煤。

从增速上来看这一设定也是较为合理的：根据计算，“十五五”期间我国能源消费总量年均复合增速 1.39%，较“十四五”期间 2.39%有所降低，我们认为能源消费总量增速的放缓其中一部分来自经济增速的放缓，另一部分来自生产能耗水平的降低。

能源消费结构如何变化？

为了测算能源消费结构的变化，我们在确定能源消费总量后，需要进一步确定各个细分能源类别的消费占比。首先确定原油和天然气消费占比，随后能源消费结构中其他的两 项，煤炭和非化石能源，呈现互相挤压、确定的关系。➢ 原油：《能源发展“十三五“规划》提出 2020 年原油消费占比目标 17%，2020 年 实际完成 18.8%，且“十三五”期间原油消费占比均在 18.7%-18.9%附近。现阶 段（截至 2021 年 1 月底）国家对原油消费占比尚无相关规划，考虑到相关产业的 发展需要，预计在 2025 年之前原油消费量仍将增长，但增速趋缓，从能源消费占比角度看，考虑我国贫油的资源禀赋，预计原油消费量占比下降，且 2020 年已经出现占比下降。

假设 2025 年原油消费占比为 18.4%，2030 年进一步下降到 17%。➢ 天然气：2016 年国家发改委曾提出目标，2020、2030 年天然气能源消费占比分别达到 10%和 15%。虽然 2020 年数据尚未披露，但从 2019 年天然气 8.1%的占比及历史变化来看，2020 年大概率无法达到 10%的目标；同时考虑我国天然气资源并不富裕，且天然气亦属化石能源，同样存在碳排放的问题，因此我们预计 2030 年 15%的目标也应下调。

假设 2025 年天然气消费占比为 11%，2030 年为 12.5%。考虑到 2030 年 25%的非化石能源消费占比是我国面向世界许下的目标，这一占比目标的实现不仅关系到我国能源结构的转型和碳减排，更关系到大国责任担当，因此我们预计这一目标能够在国家重点推进之下顺利完成。2025 年非化石能源消费占比并无国家层面指导性目标，根据相关研究的测算，假设 2025 年非化石能源消费占比为 20%。此外，在不同推进进程之下，2030 年目标存在超额完成的可能，因此在 2030 年 25% 这一“完成目标”的谨慎情景以外，同时考虑不同程度超额完成的略超目标和快速推进 情景，略超目标情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 21%和 26.5%，快速推进情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 22% 和 28%。

无论针对哪一情景，我国煤炭消费占比均有明显下降，“十五五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下，能源消费转向以新能源为主的非化石能源是必然性的结果。

能源转型下电力供给的新面貌

非化石能源消费占比的提升，对水电、核电、风电、光伏提出的更高的增长要求，但是水电和核电的建设周期较长，通常需要 5-6 年左右的建设时间，且我国未经开发且具备开发价值的水资源比较有限，此前核电审批的“断档”使得当前处于在建状态的核电机组偏少，“十四五”期间的核电新增装机也不多，风电光伏将肩负更重要的作用和使命。

根据当前在建的水电与核电机组情况，“十四五”水电新增主要考虑尚未投产的乌东德机组、白鹤滩电站、杨房沟电站和两河口电站，外加其他中小电站，假设水电“十四五” 新增 3000 万千瓦（不考虑抽水蓄能）；核电新增主要考虑福清 5-6 号机组、田湾 6 号机 组、红沿河 5-6 号机组、防城港 3-4 号机组、漳州 1-2 号机组和惠州 1-2 号机组，考虑到部分预期 2025 年投产的机组可能在年底或次年初投产，假设核电“十四五”新增 1000 万千瓦。

“十五五”方面，虽然雅砻江中游其他电站滚动开发，以及其他流域电站有望在“十四五”期间核准开工并于“十五五”期间投产，但总体预计水电新增规模较比“十四五”略有减少，假设水电“十五五”新增装机 2000 万千瓦；核电方面则考虑审批常态化， “十四五”期间以 6-8 台/年的进度审批机组并大部分于“十五五”期间投产，预计核“十五五”新增装机 3000 万千瓦。

在相对合理的利用小时之下，可以由装机容量和利用小时得到 2025 年和 2030 年水电、核电的发电量水平。为了匹配非化石能源消费量，剩余发电空间主要由风电和光伏提供，同样在合理利用小时预期下，风电和光伏的装机增量即可确定。

在以上测算逻辑及预期之下，我们预计风电光伏的新增容量将在“十四五”迎来显著提升，且高增长将延续到“十五五”：

从电力供给的绝对量来看，风电、光伏装机容量和发电量提升的趋势和幅度十分明显，水电虽有增长但增幅相对有限，核电在低基数下同样实现较高的增长，火电装机仅有少量增长，即增量的需求主要由风电、光伏和核电的增长来满足。

从电力供给的结构占比来看，风电、光伏占比显著提升，火电、水电由于增量规模不大，占比呈现下降趋势，核电装机的绝对量虽然显著提升，但由于新能源规模的高增长，核电占比基本持平。

新能源浪潮给火电出力带来多大挤压？

新能源装机的快速提升将对处于消纳优先级末端的火电带来明显挤压，虽然从上述测算来看，即便考虑快速推进的情景 2025 年的火电电量仍较 2020 年略有增长，但考虑到火电仍有一定新增装机，三种情景之下 2025 年火电利用小时均较“十三五”均值及 2020 年水平有所下降。“十五五”期间，风电、光伏装机增长更超“十四五”，对火电电量的挤压更为明显，其中在略超目标和快速推进这两种情景下，2030 年火电发电量将较 2025 年净减少，三种情景下火电利用小时均显著下降。

“碳中和”路上的机遇和挑战

光耀风起，拥抱高成长的确定性赛道

自 2020 年 9 月中国宣布“碳达峰”和“碳中和”目标后，从各省的高层战略部署，到各大发电集团的积极转型布局，国内各界在能源转型方面按下加速键。随着各地区各层面具体方案的陆续制定，新能源转型路径更趋清晰；叠加风电、光伏产业链的持续提效降本能力，内生动力也在持续加强。

频繁落子积极布局，新能源转型彰显央企雄心。地方政府方面，在各省 2021 年政府工作报告中，“碳达峰”和“碳中和”方面的布局成为诸多省份未来重点工作。针对我国二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值的承诺，上海、江苏、广东、海南等地分别在省级两会上提出，力争在全国率先实现碳排放达峰。其中，上海给出了明确的时间表：将确保在 2025 年前实现碳排放达峰，相较全国性目标提前 5 年。能源央企中，以五大发电集团为代表的大型电力央企参与新能源发电项目建设的积极性显著提升，一方面源于“碳中和”的时代号召和央企觉悟，另一方面得益于央企低利率 的资金优势，目标 IRR 灵活度更高，因此对于平价项目的建设意愿更加充分。

2020 年 12 月 8 月，国家电投率先宣布初步测算到 2023 年就可以实现碳达峰，计划到 2025 年清洁能源装机比重提升至 60%，2035 年清洁能源装机比重提升至 75%。

2021 年 1 月 17 日，华能集团提出到 2025 年新增新能源装机 8000 万千瓦机上， 清洁能源装机占比 50%以上，到 2035 年清洁能源装机占比 75%以上。

2021 年 1 月 20 日，华电集团提出到 2023 年实现“5318”目标，有望在 2025 年 实现碳达峰。

2021 年 1 月 21 日，大唐集团提出到 2025 年非化石能源装机超过 50%，提前 5 年实现碳达峰。

对比来看，华能集团由于现有装机规模较大，因此目前来看其设置的清洁能源装机绝对增长目标最为宏大，为此华能集团已进行了诸多布局：2020 年，华能新能源建设基金正式成立，基金首期规模 50 亿元，由开发公司全部认缴出资，主要投资领域为风力发电、光伏发电等清洁能源产业新建、在建项目。2021 年 1 月，华能集团与漳州市政府签署战略合作框架协议，计划在漳州投资 1000 亿 元，建设漳州外海千万千瓦级海上风电能源基地和古雷开发区综合能源基地等。2021 年 2 月，华能内蒙古东部能源有限公司与内蒙古赤峰市巴林右旗人民政府举行了项目合作签约仪式，初步规划建设 100 万千瓦风电储能电站，利用沙化、荒漠化土地新建 50 万千瓦光伏发电项目。

转型新能源，资金压力几何？在“碳中和”的号召之下，“十四五”期间各大能源央企均制定了雄心壮志的清洁能源发展规划，然而伴随着批量上马的项目开发强度，随之而来的便是巨额的资本开支需求。为了考察各大发电集团能否负担“十四五”期间的清洁能源建设投资强度，从而将清洁 能源跃进式发展最终落实到运营商的产能扩张上，我们基于以下假设进行相应测算：

1、“十四五”期间的清洁能源建设投资为年度平均投入，不考虑实际资金投入的年际变动；

2、电力企业建设电源项目通常资本金和贷款比例为

3：7，且项目建设期无需偿还借款本金，利息的支付可以通过借新偿旧等方式，因此刚性支出为 30%的资本金。仅考虑主业经营的情况下，各大集团的经营活动现金流净额基本可以覆盖 30%的资本金投入，项目建设期的贷款利息可以通过债券融资或者借新偿旧滚动解决；考虑投资方向转换的情况下，即过往的投资由新能源投资取代，除华电集团和华润电力以外，其他集团的过往购置固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金及投资支付的现金总和（即多数集团往年资本开支）基本覆盖了清洁能源建设所需的年均投资总额，仅华电集团和华润电力或需其他融资补充投资所需。

融资条件方面，2021 年 2 月 8 月，全国首批六只碳中和债在银行间债券市场发行成功，这是全球首次以“碳中和”命名的贴标绿色债券产品，共计发行规模 64 亿元。参与发行该债券的企业包括三峡集团、华能国际、南方电网、雅砻江流域和四川机场集团，募集资金将专项用于具有减排效益的绿色项目。三峡集团募集资金主要用于金沙江白鹤滩水电站项目建设，白鹤滩电站是规模最大的在建水电站，投产发电后，与同等供电量的火力发电相比，每年可协同减少二氧化碳排放量 3367.79 万吨，协同减少二氧化硫排放量 1.18 万吨。

南方电网募集的资金将用于阳江抽水蓄能项目和梅州抽水蓄能项目的建设或置换项目建设贷款，抽水蓄能电站对提高电力系统安全稳定运行、电网供电质量和可靠性起到重要作用，项目每年可减排二氧化碳 74.34 万吨、可节约标煤 33.64 万吨、可减排二氧化硫 6862.56 万吨。

华能国际募资将用于其下属三个风电项目建设，其中昌图风电项目投产为公司在辽宁规模化发展清洁能源项目开辟了先河，每年可减排二氧化碳 69.60 万吨、可节约标煤 29.19 万吨、可减排二氧化硫 178.18 万吨。

国家电投募投项目为风电和光伏发电类项目，募集资金用于吉林扶余三井子风电场一期项目、临泽县 50 兆瓦光伏并网发电项目和高台县高崖子滩 50 兆瓦光伏并网发电项目，每年可减排二氧化碳 22.23 万吨、可节约标煤 8.29 万吨、可减排二氧化硫 50.58 万吨。

雅砻江流域公司拟募资 3 亿元用于两河口水电站，项目兼具蓄水蓄能、分担长江中下游防洪任务、改善长江航道枯水期航运条件的功能和作用，每年可减排二氧化 碳 628.76 万吨、可节约标煤 337.04 万吨、减排二氧化硫 2057 万吨。

根据长江电新组观点，从内生动力的角度考虑企业的积极性，在 1.6 元/W 的组件价格水平下，装机成本在 3.5 元/W 左右，不考虑发电增益，以资金利率 6%计算，国内光伏项目平均 IRR 将在 6.0%左右，但以基准利率 4.9%计算，IRR 水平将达到 6.7%左右。若考虑少量的 5%发电量增益，项目收益率将达到 8%左右，高于当前多数央企对于光伏项目的 6.0%-6.5%的收益率标准。对于有低利率资金优势的央企而言，大力发展光伏发电同样具备经济性。风电方面，风机价格逐步调整至 3000 元/kW 以下，有望刺激平价项目加快推进。在政策支持及新能源收益率能够得到保障的基础上，发电央企凭借低利率资金优势，在碳中和的指引下积极布局未来新能源建设规划，是十四五期间新能源装机规模大幅增长的基础，亦为我国在 2030 年前实现碳达峰奠定了坚实的基础。

综合来看，在“碳中和”的号召之下，各大发电集团均在“十四五”期间有着大力发展清洁能源的计划，清洁能源装机占比在 2025 年都将至少提升至 50%以上。同时，除华电集团和华润电力外，各大发电集团均能够较好地负担清洁能源大力发展所带来的高额资本开支。而对于需要融资的企业而言，近期相关企业“碳中和”债券的发行提供了一个良好的样本，企业进行新能源发展转型在融资渠道方面有着更加多元化的选择。与此同时，央企自身融资成本的优势叠加光伏、风电设备成本下降，项目收益率或好于预期，企业发展转型具备内生意愿和经济考量。

先发优势造就资源护城河，赛道龙头具备领先身位。在发电运营商中，部分企业在早期即开始布局新能源发电，并随着产业的发展一步步做大做强，成为当前市场上规模较大的新能源运营商。战略上的先发优势，使得这些公司在资源布局上具备领先身位，在国家推进“碳中和”、能源转型加快的大环境下，龙头优势有望得到进一步巩固。

掘金传统能源转型急先锋，“盈利+估值”的改善双循环。对于传统的火电运营商来说，煤价起伏带来业绩波动、新能源发展挤压火电空间，使得火电估值处于较低位置，火电电源的发展空间越来越有限。部分公司利用火电带来的优质现金流，谋求转型，积极发展新能源，成为传统火电转型的第一批践行者。

核电：实现“碳中和”的必选路径之一

长期以来，世界主流的能源发展趋势，基本可以概括为尽早实现“能源供给多元化”、“传统能源清洁化”以及“清洁能源规模化”。

作为“清洁能源”中不可忽视的一份子，不同于水电、风电和光伏，核电的运营生产不需要受制于自然资源波动的限制，因此可以实现人为控制功率的大小、运营的启停等基本操作，从而契合波动日益增大的全社会用电负荷曲线。因此，在所有“清洁能源”中，核电是唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源。在“碳中和”的远景下，核电发展成为必选路径之一。

运营稳定高效，政策强力保障。核电是所有“清洁能源”中运营最高效、最稳定的电源。2020 年我国核电机组平均利用小时高达 7453 小时，同比增加 59 小时，远超过火电（4216h）、水电（3827h）、风电 （2073h）以及光伏（1281h），机组利用效率位列所有电源之首。从运行稳定性方面来看，由于核电的发电原理更加人为可控，因此机组出力季度间的波动率明显低于其他“清洁能源”电源，2018-2020 年核电出力季度波动最大仅 20.08%，相比之下水电、风电和光伏等“清洁能源”的波动率分别达到 50.77%、45.85%以及 29.68%。需要指出的是，核电机组 20.08%的波动率发生在 2020 年二季度，一定程度上是由于疫情压制全社会用电需求，导致大量核电机组在 2020 年一季度被迫降负荷运行造成基数偏低，从而放大了 2020 年二季度的环比波动，而消纳优先级比核电更加靠前的其他“清洁能源”电源则受此影响较少。如果剔除疫情期间的特殊情况，则核电季度出力的最大波动率进一步降低至 14.04%。

核电高效稳定的运行基因，得益于消纳政策的强力护航。由于受到福岛核事件以及供需环境影响，在 2015 年 12 月防城港核电 4 号机组获批后，2016 年新建项目审批又重回“零封”状态。虽然 2016 年起核电新机组项目审批停滞，但自 2017 年起国家便陆续出台一系列政策促进核电消纳，护航核电发展，本质上仍然是在积极促进行业发展。其中，主要政策包括：

1）2017 年 3 月 1 日，国家发改委、国家能源局联合印发《保障核电安全消纳暂行办法》；

2）2017 年 3 月 29 日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序放开用电计划的通知》；

3）2018 年 10 月 30 日，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》；

4）2019 年 6 月 22 日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》。

自此可以看出，短期事件或形势延缓行业发展速度，但在无法从规模增量的角度出发解决实质问题时，国家相应出台法律法规解决存量问题，因此从行业发展方向的角度来看具备高度确定性，即核电是完成“碳中和”承诺拼图中不可或缺的一部分。作为印证， 2020 年在新冠疫情冲击全社会用电需求的情况下，核电成为所有电源中，除来水极度偏丰的水电外唯一一个实现正增长的电源。

核电装机突破 5000 万千瓦，“十四五”有望再度加速。在 2021 年 1 月 30 日中国核电旗下福清 5 号机组正式成功并网发电后，截至 2020 年 2 月，我国在运核电机组 49 台，总装机容量达到 5103.82 万千瓦，在役核电装机正式突破 5000 万千瓦；在建核电机组 12 台，总装机容量 1166.20 万千瓦；待建机组 5 台，总装机容量 611.20 万千瓦。2016 年我国电力“十三五”规划正式出台时，文件曾提出在“十三五”期间全国核电实现投产规模约 3000 万千瓦、项目开工建设规模达到 3000 万千瓦以上，到 2020 年底实现核电装机规模达到 5800 万千瓦。对比之下，核电“十三五”规划的目标显然没有完成，即使以最新的数据来计算，目前距离“十三五”装机目标仍有 700 万千瓦装机的差距。

核电“十三五”规划未完成具备历史原因，后续期间行业发展有望迎来加速。“十三五”期间核电行业发展放缓主要受福岛核事件、供需环境变化以及“华龙一号”验证等诸多客观原因影响，但 2019 年福建漳州、广东惠州核电项目率先获得国常会核准，随后 2020 年我国进一步审批了海南昌江、浙江三澳以及福建霞浦核电项目，正式确认了我国核电新机组项目审批在经历 2016-2018 年三年“零封”后正式迎来重启。基于我国核电项目建设周期 60-70 个月的假设，通过梳理目前我国核电机组获批在建情况，保守估计我国在 2021-2026 年间还将会迎来约 1777.40 万千瓦核电装机投产，相较截至 2021 年 2 月初的 5103.82 万千瓦增长 34.82%，其中“十四五”期间投产 1472.40 万千瓦，“十五五”期间投产 305.00 万千瓦，最终全国核电装机规模有望在 2026 年达到 6881.22 万 千瓦。

2030 年前迎来投产“黄金期”，上市公司产能扩张拐点已至。核电新机组审批呈现加速之势，2030 年前有望迎来投产“黄金期”。2020 年我国共计核准包括浙江三澳、海南昌江以及福建霞浦在内的 5 台机组，相较 2019 年的 4 台机组获批稳步增加 1 台，核电新机组核准呈现加速的态势。在新项目审批实现常态化的前提下，基于“十四五”期间每年审批 6-8 台的预期，审慎假设“十四五”期间全国每年新核准 7 台机组，则我国有望在“十四五”期间审批通过 35 台新机组、“十五五”期间迎来 38 台新机组投产。“自主可控”浪潮之下，上市公司领先于行业迎来扩产拐点。目前我国核电运营赛道主要有上市公司中国核电、中国广核以及未上市的国家核电等 3 个主要竞争者，其中未上 市的国家核电主要负责引进、吸收美国西屋公司的 AP1000 堆型技术。在当前的国际形势以及“自主可控”号召之下，目前我国新获审批的项目均采用上市公司中国核电以及中国广核联合研发的国产“华龙一号”堆型技术。短期来看这一趋势难以逆转，这也就意味着未来核电行业的集中度或进一步提升，上市平台或在未来产能扩张期获得更多份额。基于此前“十四五”期间我国有望审批通过 35 台核电新机组的假设，同时审慎假设“十四五”期间国家核电获得 5 台新机组份额，在不考虑例如昌江核电、防城港核电等股权比例问题的基础上，则上市公司中国核电和中国广核或将均分剩余 30 台新机组的份额，则到2030年两者的核电装机规模将分别较2020年底增加135.89%和101.68%， 其中中国核电的新增产能拐点将提前至 2022 年。实际上，如果考虑近年来中国核电在新能源分部的持续发力，其产能扩张周期拐点将进一步提前。

“碳中和”下煤炭消费前置的可能性

煤炭的消费总量在现阶段的约束条件之下，到 2025 年基本维持在 40 亿吨的水平，“十四五”期间年化增速仅为 0.11%；到 2030 年会下降到 38.8 亿吨左右，“十五五”期间为负增长，年化增速为-0.74%。

然而我们认为，目前的约束条件可能存在考虑不周的情况，尤其是对于能源消费总量的约束，实际的能源消费总量可能要高于之前发改委在《能源生产和消费革命战略（2016- 2030）》文件中提出的 2030 年 60 亿吨标准煤的约束条件。主要原因有二：

“十三五”以来不断提升的能源消费弹性我国的电力消费弹性和能源消费弹性在 2003-2005 年创新高以来，后续主要是在 2008 年的经济危机、2015 年时期向下探底，在经济表现相对较好的“十一五”末期和“十三五”期间，整体呈现的是向上的趋势。2020 年我国的电力弹性系数已经上升至 1.35， 2019 年的能源弹性系数（20 年数据尚未公布）则为 0.54。

因此，如果我国在接下来的十年保持大约每年 6%左右的 GDP 增速，能源消费弹性系数保持在 2019 年 0.5 的水平，则每年的能源消费总量增速为 3%，而以 3%的增速计算，2025 年和 2030 年能源消费总量分别将达到 57 亿吨标准煤和 66 亿吨标准煤，超出了之前发改委在文件中的预期。

“碳中和”自身带来的煤炭消费前置。虽然碳中和政策会长期压制煤炭的消费总量，但我们认为，碳中和对风光新能源设备的鼓励政策本身或将改变原煤消费的节奏。具体来看，由于风光新能源设备的投资和组装同样需要耗材和耗能，因此为提升非化石能源比重，近年来必然大幅提升风光设备规模， 而无论是风电还是光伏，在制造的时候都要耗用铜、钢、铝等材料，这些材料在制造的 过程当中不可避免的要以电力的形式消费能源（钢铁、有色、建材、化工为电力行业四大高耗能），风电光伏的设备制造本身也要耗能。我们根据现有资料进行如下推算：

1、 钢材：风电设备和光伏设备都要用到钢材，风电主要用于塔架、主轴和部分铸件， 光伏设备主要用于支架。风电装机的耗钢量约为 150 吨/MW 左右2，光伏设备的耗钢量约为 25 吨/MW 左右3。

2、 铝材：铝材主要用于光伏设备边框制作，耗铝量大约为 20.7 吨/MW 左右4。

3、 铜材：铜在风电设备中主要用于电缆，在光伏设备中主要用于辅材。风电的耗铜量约为 2.5-6 吨，平均值 4.25 吨/MW 左右；光伏设备的用铜量约为 4 吨/MW 左右5。

4、 玻璃及玻纤：光伏设备在制作封装面板的时候需要玻璃，而风机的叶片制造离不开玻纤。风电的玻纤需求大约为 7 吨/MW 左右6，光伏对于光伏玻璃的消耗大约为 85- 90 吨/MW 左右7。

5、 硅：主要用于光伏设备组件，平均耗量约为 3-3.5 吨/MW 左右。根据之前的假设，我们可以计算得出：考

虑到各种材料的耗能和设备制造本身的用能，每生产 1 千瓦装机的风电，大约需要耗电 115-120 度左右；每生产 1 千瓦装机的光伏， 大约需要耗电 470-500 度左右。

而按照当前的用电结构，我国大约 70%的电能都是火电贡献，以 2020 年我国的能源结构来看（中电联数据）：2020 年全年所有电源总发电量 76236 亿千瓦时，其中火电 51743 亿千瓦时，占比 67.87%；煤电 46316 亿千瓦时，占比 60.75%。

按照我们前面的计算，为了满足 2030 年非化石能源占比达到 25%的目标，“十四五”期间我国风电和光伏的年均装机增量大约为 3500 万千瓦左右和 6500 万千瓦左右，“十 五五”期间的增量大约为 4600 万千瓦左右和 8000 万千瓦左右。然而根据新闻披露：在 2020 年 12 月 22 日召开的中国能源政策研究年会 2020 暨“中国电力圆桌”四季度会 议上，有代表表示“目前国家能源局已经提出了‘2021 年我国风电、太阳能发电合计新 增 1.2 亿千瓦’的目标”。而在中电联发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中，则预测 2021 年的非化石能源装机投产达到 1.4 亿千瓦以上。根据以上信息，我们可以推断 2021 年在“十四五”期间属于风光投产装机容量相对较高的年份。而考虑到当前我国的能源消费仍然以煤炭为主，因此预计风光的投运会在 2021 年带来 额外的煤炭消费。

风光新能源设备的制造及安装过程会带来额外的用电消费，中电联在发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中也提到 2021 年的用电增速大约在 6%-7%左右，一定程度上肯定了 2021 年经济和能耗的相对高速发展。考虑到清洁能源的挤压、 水电的出力同比消退等影响，预计火电的增速大约在 5%左右。结合冶金、化工、建材等行业用煤，2021 年的动力煤需求增速预计在 4%-5%左右。

看好高景气赛道和优质公司投资价值

为了兑现我国向国际社会许下的“碳达峰”、“碳中和”目标和承诺，预计未来以风电光伏为主的非化石能源将成为我国能源消费的主要增量，并带动整个能源和电力结构的转型升级。在这一过程中，新能源行业的价值将愈发得到凸显，建议关注新能源发电领域投资机会，其中包括具备先发优势的新能源运营商，以及积极转型新能源的火电标的：

先发优势造就资源护城河，赛道龙头具备领先身位：部分企业在早期即开始布局新能源发电，随着产业的发展做大做强，成为市场上规模较大的新能源运营商。先发优势使得这些公司具备资源优势，在国家推进“碳中和”、能源转型加快的大环境下，龙头优势有望得到进一步巩固。

掘金传统能源转型急先锋，“盈利+估值”的改善双循环：对于传统火电运营商，煤 价起伏带来业绩波动、新能源发展挤压火电空间，使其估值长期处于低位，火电发 展空间也越来越有限。部分公司利用火电带来的优质现金流，谋求转型，积极发展 新能源，成为传统火电转型的第一批践行者。

此外，虽然煤炭等传统化石能源的空间将越来越小，但“碳中和”下煤炭消费前置同样有望带来投资机会：新能源设备制造需要消耗能源，或将改变原煤消费的节奏。短期内， 由于煤炭消费的前置动力煤有望呈现量价齐升的现象；而在长期，受“碳中和”政策影 响面临需求下行压力，供给预计也会被进一步压缩。在此情况下，资源禀赋优异、吨煤 成本较低、管理能力较强的龙头煤炭企业有望脱颖而出。

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