2022年煤炭行业研究报告

导语

“双碳”政策的主要目标，是要减少二氧化碳的排放量，我国化石能源是主要的一次能源消费结构，占比高达 83%，且其中煤炭占一次能源消费的比重高达 57.6%（2019 年）。

来源：中信期货 作者：辛修令，俞尘泯

一、“双碳”政策推动我国发电结构变化

（一）我国电力结构：火电职责重心从“主力→调峰” 转移

“发电主力”是火电的职责重心。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋现状决定了我国以煤炭为主的一次能源结构，也使得火电在电力领域处于绝对的主导地位。根据历史发电量数据及装机规模，我们发现从新中国成立到 2013 年前火电承担了我国主要的电力供应角色。在此期间，火电装机（CAGR=10.4%， 1957-2012 年）和火力发电量（CAGR=9.6%，1989-2012 年）快速增长，6000 千瓦及以上电厂火电装机占比也持续高于 70%，进而在中国尚未于清洁能源发电方面取得有效进展时，满足“工业化时代”高强度用电需求。

2013 年开始，6000 千瓦及以上电厂火电装机占比开始低于 70%且逐年下降，火力发电 5 年复合增速也进入下降趋势；同时，《环境保护税法》将排污费改为环保税，标志着新一轮电力体制改革开始、《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》要求到 2020 年把能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内， 如此一系列促进生态文明建设的政策也开始陆续出台，叠加可再生能源也在技术进步、补贴政策下高速发展，火力发电主力的职责在其他能源发电增长中逐渐转移。

火力发电已逐渐从发电主力调整至调峰职责。技术完备、电力消纳等问 题需要时间解决，因此清洁能源发电的接入会伴随着电力系统调峰、调节问题出现，火电的调峰职责也逐渐重大。对比欧美等发达国家电力发展历史，我们发现欧美等国火电也是经历“主力→调峰”等过程，例如丹麦从 2000 年电力市场接入可再生能源开始，便持续进行了近十几年的火电机组灵活性改造战略，这样的经验也已经遍布欧洲各国，使得欧洲在进入 21 世纪以后火电职责发生了明显的变化。我们从数据中也会发现我国火电也逐渐转为“调峰”职责，即在全社会发电增速较低时，火电增速弱于全社会发电增速，反之当全社会发电需求大幅增加时，火电增速将高于全社会发电增速，因此 2021 年当全社会发电量超预期高速增长时，火电增量贡献占比高达 71%。

（二）“双碳”政策推动我国发电结构变化

电力控煤是“双碳”政策中控煤途径的关键。“双碳”政策的主要目标，是要减少二氧化碳的排放量，我国化石能源是主要的一次能源消费结构，占比高达 83%，且其中煤炭占一次能源消费的比重高达 57.6%（2019 年），因为煤炭的碳排放强度（单位热量所排放的二氧化碳量）远高于石油、天然气等其他能源，所以我国目前位 GDP 的二氧化碳排放量为 0.69kg/$，远高于世界平均水平 0.39kg/$。因此，“控煤”将成为“双碳”政策主要实现途径，而动力煤最主要的下游是电力行业，且煤电目前仍是我国电力供给主体，所以电力控煤成为关键。

“双碳”政策近年来逐渐落实，推动我国发电结构变化。政策方面，相关部门对“控煤、减煤”提出了严格要求，尤其在煤炭消费量与煤电建设方面。国家能源局在《2021 年能源工作指导意见》中明确了 2021 年 “煤炭消费比重下降到 56%以下”的预期目标；2021 年 2 月 2 日，国务院印发《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》表示，严控新增煤电装机容量，坚持节能优先，完善能源消费总量和强度双控制度。

控煤目标推进的快慢关键在于非化石能源的发展增速。通过政策分析， 可知“控煤”目标实际上是减少煤炭在一次能源消费中的占比以及煤炭消费 总量，这条路径实现中涉及两个博弈，一是日益增长的经济水平带动煤炭消费总量增加与控制煤炭消费总量的博弈，二是能源结构的稳定与煤炭在一次能源消费中占比减少的博弈。所以若想突破矛盾，实现“控煤”目标，关键在于提高非化石能源及其他化石能源（如天然气）在能源消费中的比重，并力争非化石能源供给增量完全替代一次能源消费消费增量，且当此增量结构逐渐增长后，煤炭消费总量也将出现缩减。

因此，对于主要途径电力控煤，我国发电结构的更迭，因“双碳”政策的逐渐落实和强调，也将走的更快速和确定。下一部分将是对清洁能源发电以及电力储能、运输等行业的现状及发展空间的分析。

二、绿电将替代火电进入历史舞台

（一）绿电发展进入快速时期

清洁能源发电进入快速发展时期，煤电发展接近尾声。从电力生产供应 来看，清洁能源发电装机比例提高，截至 2020 年底，全国全口径发电装机容量 22 亿千瓦.CAGR=7%（2017 年至 2020 年），其中火电装机容量 12.45 亿千 瓦，CAGR=4%（2017 年至 2020 年），非化石电装机容量 9.85 亿千瓦，CAGR=13% （2017 年至 2020 年），2020 年非化石能源新增发电装机占全口径 55%。

从新增发电设备容量来看，2020 年全口径新增发电装机容量 1.91 亿千瓦、同比+81.8%。其中，新增太阳能发电设备占比最高为 38%，新增设备容量 0.72 亿千瓦，同比+178.7%；新增火电装机容量 0.56 亿千瓦，同比+27.4%， 在新增装机设备中占比达到 30%；另外水电新增装机 1323 万千瓦、风电新增装机 4820 万千瓦、核电新增装机 112 万千瓦。

综上，从装机规模和新增装机增速来看，火电虽依旧占主要地位，但其核心地位已逐渐下降，且新能源发展已处于高速时期，发展增速大于火电发展速度，故绿电将替代火电进入历史舞台。

（二）风电、光电是绿电未来发展主力

上文分析了绿电替代火电的发展趋势，但是在清洁能源发电中，不同能 源结构仍面临不同的发展空间，下文将从绿电主力（风电、光电）以及绿电重要补充（水电、核电等）分析不同能源发电结构差异的原因并对未来发电量空间进行预测。

1.风电、光电是绿电未来发展主力

成本推动风、光发电增长。随着 2022 年起国补全面取消，风、光电平价 上网时代开启，2021 年 10 月中国第一批海上风电平价项目招标均价 4000 元 /kW（行业前值 7000 元/kW），这将倒逼产业链上游降成本，且风电、光电行业投资成本下降，会带动了其行业投资规模和增速的扩大，形成了风电、光电行业发展的良性循环。

随着技术不断进步、规模经济日益发展，可再生能源的发电成本大幅下 降。根据 IRENA 最新数据显示，2020 年，陆上风电新增产能的全球平均发电加权平均成本 (LCOE)较 2019 年下降 13%。与此同时，聚光太阳能发电 LCOE 下降 16%，海上风电 LCOE 下降 9%，并网太阳光伏 (PV) 发电 LCOE 下降 7%。结合 IRENA 报告分析，我们预计，2030 年 G20 国家陆地风电发电成本将降至 0.038 美元/千瓦时；海风发电成本将降至 0.083 美元/千瓦时；光伏发电成 本将降至 0.04 美元/千瓦时。

从风电、光电成本结构分析，我们将其分为材料端、制造端、投资运营端三部分，在大宗商品领域主要从材料端影响风、光电成本，风电机材料主要是钢材（中厚板）、光伏的上游原料主要是多晶硅。因钢材主要需求下游地产行 业未来将周期性走弱，中厚板价格也预期下移，叠加技术改革等影响，风电材 料端成本预期逐渐下降。光伏行业则是多晶硅的主要下游，因 2020 年抢装期 等影响，多晶硅需求大幅增加带来其价格上行，预计未来多晶硅的价格将会 在产能释放与光伏需求韧性的博弈中震荡调整，综合全产业链规模发展，以 及光电成本下移的趋势，多晶硅的价格中枢或将下行，光电材料端主要成本预期也将下降。

根据历史数据，回溯成本与风、光电新增装机的关系，我们可以发现其成 一定的相关性，即在成本预期下行的规模化发展中，风电、光电新增装机增量将加速，行业发展将迎来高速的增量空间。

政策支持行业发展，风光电需求增加。上文从“成本下降→行业投资增 加→良性循环行业发展”的逻辑梳理风光电高速发展的可行性，行业的需求 增量更是行业发展空间的重要一部分，相关政策出台将会直接带动风、光电需求增加。2021 年 10 月 17 日，“风电伙伴行动”计划出台，要求“十四五” 期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 5000 万千瓦；2021 年 9 月 14 日，国家能源局正式发布《关于公布整县（市、 区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，内容中要求纳入名的的 676 个 县（市、区）不同结构的建筑屋顶总安装光伏发电比例的最低下限，根据不完全统计，2021 年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量 4623 万千瓦、累计并网容量 1778 万千瓦。综上，政策会直接推进风、光电装机的需求增量，促进行业的高速发展。

风、光发电将成为主角。通过上文“成本推动+政策推动”两个角度，得出风电、光电行业高速发展的可行性，并结合全球能源互联网发展合作组织、中国光伏协会等权威机构的行业分析报告，以及国家“2025 年，清洁能源发电占比将达到 20%”等最新要求，我们预计 2030 年中国风电累计装机容量将达到 980GW，CAGR=13.3%（2020 年至 2030 年），2030 年中国风能发电量将达到 1995TWh， CAGR=15.6%（2020 年至 2030 年）；光电累计装机容量将达 到 1250GW，CAGR=17.3%（2020 年至 2030 年），2030 年光伏发电量将达到1320TWh，CAGR=17.6%（2020 年至 2030 年）。

（三）其他绿电：电力供应的重要补充

水电资源发展悠久，绿电中主要贡献。我国水力资源蕴藏量世界第一， 根据全国水利复查成果，中国水力资源技术可开发装机容量为 660GW（实际经济可开发水电为 400GW），年发电量 30000 亿千瓦时。水电发展早于风电、光电近 10 年，除怒江、雅鲁藏布江外，主要河流干流水电发展完善，故目前是电力供给的主要贡献力量，根据 Wind 数据，2020 年我国水电装机累计 370.16GW，CAGR=3.3%（2014 年至 2020 年），2021 年我国水电发电量达 11840.2 千瓦时，CAGR=1.5%（2014 年至 2021 年），占全口径发电量 14.6%,占绿电发 电量近 51%。结合国家能源局最新在建和已建装机规划数据，以及 NROC 报告 预测数据，中国 2025 年储水在运装机总规模将达到 68GW，我们预计 2030 年 水电累计装机容量将达到 525GW，CAGR=3.6%（2020 年至 2030 年），2030 年 水电发电量将达到 1580TWh，CAGR=2.7%（2020 年至 2030 年）。

随着技术稳定和产业链发展, 中国核电进入持续增长阶段。与燃煤发电 相比，核能发电减少排放二氧化碳 27442.38 万吨，发展核电也是电力控煤减的重要途径。根据中国核能协会数据，2020 年中国运行核电机组共 49 台，总装机容量为 49.89GW，CAGR=16.45%（2010 年至 2020 年）；2021 年中国运行核电机组累计发电量407.5TWh, CAGR=17.41%（2014 年至 2020 年)，占全口径发电量 5.02%。根据中国核能协会数据，“十四五”期间，我国运行核电机组预计以 6-8 台/年稳定推进，2025 年在运核电装机将达 70GW。在维持核电利用小时数稳定条件下，我们预计 2030 年核电累计装机容量将达到90GW， CAGR=6.08%（2020 年至 2030 年），2030 年核电发电量将达到 690TWh， CAGR=6.54%（2020 年至 2030 年）。

能源化利用推进生物质能成为清洁电力的重要组成部分。根据前瞻研究院报告，我国生物质资源转换为能源的潜力可达 10 亿吨标准煤，拥有巨大潜力。2020年中国生物质发电装机29.52GW，CAGR=16.33%（2013 年至 2020 年），2020 年生物质发电量 1326 亿千瓦时，占全口径发电量约 1.7%。根据 NRDC 数据，在维持生物质能发电利用小时数稳定条件下，我们预计 2030 年生物质发电装机累计容量将达到 70GW，CAGR=9.02%（2020 年至 2030 年），2030 年生物质发电量将达到 385TWh，CAGR=11.2%（2020 年至 2030 年）。

规模化与挤出效应影响气电难以发展成为煤电替代的主力。“十四五” 期间，可再生能源是天然气的主要制约因素，可再生能源发电成本大幅降低挤压了气电的市场空间。同时，天然气价格机制矛盾带来的终端用户价格承受能力限制，将影响天然气发电的增量上限；叠加运输能力不完善、产业链利润不均匀等因素，天然气发电行业仍未达到规模化发展条件。根据 NR0C 报告和国网经济技术研究院论文（李晖，2021），我们预计“十四五”期间气电将 因刚性需求拉动下有所增长，“十五五”期间气电增速将放缓，预计 2030 年 气电装机累计容量将达到 185GW，CAGR=6.56%（2020 年至 2030 年）；2030 年 天然气发电量将达 500TWh，CAGR=7.4%（2020 年至 2030 年）。

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