电力建设研究报告

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】来源：信达证券 作者：左前明核心观点：当前各界对“十四五”电力行业发展争议很大，尤其伴随碳排放目标更新，规划更加重视新能源发展，如何协调经济性、安全性、可消纳与碳排放等因素显得尤为重要。总体研判，“十四五”新能源将加速发展，但相对火电仍处增量替代阶段，当前资本市场或存在对新能源装机及电量预期过高的风险，此外水电、核电将稳健增长，电化学储能曙光初现，而煤电或因预期过于悲观从而“危中存机”。看好新能源长期发展，但中短期存在不及预期风险：2030年前碳达峰政策目标大体对应2025年非化石能源占比提前达到20%（原方向为2030年达到该比例）。我们测算，在20%非化石能源占比条件下，“十四五”新能源装机将达到8.5-10.5亿千瓦，即新增3.7-5.7亿千瓦；进一步考虑电力系统整体运行，则新能源装机超过10亿千瓦的难度较大。目前权益市场存在对风电、光伏“十四五”规划装机预期过热的现象，普遍预期新能源新增装机高于6亿千瓦，或较未来公布的实际规划有较大预期差，在此提示不达预期的风险。煤电在成本高企、电价下降、电量不足等综合因素影响下困境重重、举步维艰，建议关注容量补偿机制和辅助服务市场建设进展：加速新能源发展压制煤电利用小时数的增长，但大概率“十四五”期间煤电从装机到电量仍将总体保持增长。相比利用小时，短期更应关注动力煤价格走势。当前动力煤价格已走出谷底逐步上行，预计明年上半年煤电企业业绩下行概率较大。然而煤电、新能源博弈加剧，倒逼容量市场、辅助服务市场加快建立。建议重点关注煤电在悲观预期下超预期可能性，以及容量补偿机制和辅助服务市场定价机制建立后，为煤电企业带来的额外收益下的机会。水电平稳发展，建议关注大型水电站投产带来的业绩增长机会：预计“十四五“期间全国投产常规水电4000-5000万千瓦，建议关注乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟等大型水电站投产带来的业绩增长机会。看好电化学储能发展，“十四五”有望开启储能在电力系统大规模应用时代：当前电化学储能在电力系统中的应用规模较小，“十四五”期间，随着“提升新能源装机+严控煤电装机”政策组合的实施，电化学储能将在电力系统中加快应用，装机规模预计将达到千万千瓦级。预计“十四五”特高压投资走低，叠加电网剥离装备制造业务，或将出现量价齐跌：预计“十四五”特高压投资明显低于“十三五”，加之国家电网剥离装备制造业务，特高压产业链或将迎来量价齐跌。风险因素：1、经济减速，用电量增速大幅下滑，2、碳减排目标调整，3、新能源大规模接入导致电网无法安全稳定运行等。【点击图片可查看大图】免责声明：以上内容转载自北极星电力网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】先上表，建议收藏！电力消费与生产供应2019年，全国全社会用电量72486亿千瓦时（注1），比上年增长4.4%，增速比上年回落4.0个百分点；全国人均用电量5186千瓦时/人，比上年增加241千瓦时/人；全国电力供需形势总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余，部分省级电网在局部时段采取了有序用电措施。截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万千瓦，比上年增长5.8%。其中，水电35804万千瓦，比上年增长1.5%（抽水蓄能3029万千瓦，比上年增长1.0%）；火电118957万千瓦，比上年增长4.0%（煤电104063万千瓦，比上年增长3.2%；气电9024万千瓦，比上年增长7.7%）；核电4874万千瓦，比上年增长9.1%；并网风电20915万千瓦，比上年增长13.5%；并网太阳能发电20418万千瓦，比上年增长17.1%。2019年，全国全口径发电量为73266亿千瓦时，比上年增长4.7%，增速比上年降低3.6个百分点。其中,水电13021亿千瓦时，比上年增长5.7%（抽水蓄能319亿千瓦时，比上年下降3.0%）；火电50465亿千瓦时，比上年增长2.5%（煤电45538亿千瓦时，比上年增长1.6%；气电2325亿千瓦时，比上年增长7.9%）；核电3487亿千瓦时，比上年增长18.2%；并网风电4053亿千瓦时，比上年增长10.8%；并网太阳能发电2237亿千瓦时，比上年增长26.4%。截至2019年底，初步统计全国电网35千伏及以上输电线路回路长度194万千米，比上年增长3.4%；全国电网35千伏及以上变电设备容量65亿千伏安，比上年增长7.6%；全国跨区输电能力达到14815万千瓦（跨区网对网输电能力13481万千瓦；跨区点对网送电能力1334万千瓦）。电力投资与建设2019年，全国新增发电装机容量10500万千瓦，比上年少投产2285万千瓦。其中，新增水电445万千瓦（新增抽水蓄能30万千瓦）；新增火电4423万千瓦（新增煤电3236万千瓦，新增气电630万千瓦）；新增核电409万千瓦；新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2572万千瓦和2652万千瓦。2019年，全年新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量57935千米和31915万千伏安，分别比上年增长1.7%和2.9%。全年新投产4条特高压输电线路，其合计输电线路长度和变电容量分别为5432千米和3900万千伏安。2019年，全国主要电力企业合计完成投资（注2）8295亿元，比上年增长1.6%。全国电源工程建设完成投资3283亿元，比上年增长17.8%。其中，水电完成投资839亿元，比上年增长19.8%；火电完成投资634亿元，比上年下降19.4%（煤电506亿元，比上年下降21.4%；气电104亿元，比上年下降26.4%）；核电完成投资382亿元，比上年下降14.5%；风电完成投资1244亿元，比上年增长92.6%。全国电网工程建设完成投资5012亿元，比上年下降6.7%。其中，直流工程249亿元，比上年下降52.1%；交流工程4411亿元，比上年下降4.4%，占电网总投资的88.0%。电力绿色发展截至2019年底，全国全口径非化石能源发电装机容量84410万千瓦，比上年增长8.8%，占总装机容量的42.0%，比重比上年提高1.2个百分点。2019年，非化石能源发电量23927亿千瓦时，比上年增长10.6%，占总发电量的32.7%，比重比上年提高1.7个百分点。2019年，初步统计，全国完成跨区送电量0.5万亿千瓦时，比上年增长12.2%；跨省送电量1.4万亿千瓦时，比上年增长11.4%。2019年，国家电网经营区域新能源利用率为96.8%，比上年提高2.7个百分点，新能源发电量及其利用率比上年双提升；调峰弃水电量比上年减少12.1%。南方电网经营区域弃风率、弃光率均为0.2%；云南弃水电量减少90%。新能源消纳情况持续好转。2019年，全年累计完成替代电量2065.55亿千瓦时（注3）,比上年增长32.6%。其中，全国工（农）业生产制造领域完成替代电量1303.0亿千瓦时，约占总替代电量的63.1%；居民取暖、交通运输、能源生产供应与消费等领域电能替代也在快速推广，约占总替代电量的31.9%，替代电量逐年提高。2019年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗306.4克/千瓦时，比上年降低1.2克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.70%，比上年提高0.01个百分点（水电0.24%，比上年下降0.01个百分点；火电6.03%，比上年提高0.08个百分点）；全国线损率5.93%，比上年下降0.34个百分点。全国火电厂单位发电量耗水量1.21千克/千瓦时，比上年下降0.02千克/千瓦时；粉煤灰、脱硫石膏综合利用率分别为72%、75%，均比上年提高1个百分点，综合利用量持续增加。2019年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为18万吨、89万吨、93万吨，分别比上年下降约12.2%、9.7%、3.1%；单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放约0.038克/千瓦时、0.187克/千瓦时、0.195克/千瓦时，分别比上年下降0.006克/千瓦时、0.024克/千瓦时、0.011克/千瓦时。单位火电发电量废水排放为54克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时。截至2019年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.9亿千瓦，约占全国煤电总装机容量86%。2019年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约838克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时；单位发电量二氧化碳排放约577克/千瓦时，比上年下降15克/千瓦时。以2005年为基准年，从2006年到2019年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约159.4亿吨，有效减缓了电力行业二氧化碳排放总量的增长。其中，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为37.0%，非化石能源发展贡献率为61.0%。电力生产安全与可靠性2019年，全国未发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生水电站大坝漫坝、垮坝事故以及对社会有较大影响的电力安全事件。电力安全生产事故起数连续三年下降，电力建设领域安全状况明显好转，电力设备事故总量显著减少，大部分监管区域安全状况稳定。2019年，全国电力可靠性继续保持较高水平。发电方面，纳入电力可靠性统计的各类发电机组等效可用系数均达到90%以上。其中，燃煤机组等效可用系数92.79%，比上年提高0.53个百分点；燃气-蒸汽联合循环机组等效可用系数92.37%，比上年降低0.1个百分点；水电机组等效可用系数92.58%，比上年提高0.28个百分点；核电机组等效可用系数91.01%，比上年降低0.83个百分点。输变电方面，架空线路、变压器、断路器三类输变电主要设施的可用系数分别为99.453%、99.641%、99.873%，架空线路可用系数比上年提高0.124个百分点，变压器和断路器可用系数比上年降低0.100和0.035个百分点。直流输电系统合计能量可用率86.165%，比上年降低5.893个百分点，合计能量利用率46.44%，比上年提高2.33个百分点。供电方面，全国平均供电可靠率99.843%，比上年提高0.023个百分点；用户平均停电时间13.72小时/户，比上年降低2.03小时/户；用户平均停电频率2.99次/户，比上年降低0.29次/户。电力企业经营截至2019年底，根据国家统计局统计，全国规模以上电力企业资产总额151253亿元，比上年增长5.4%，增速比上年提高2.8个百分点。其中，电网企业资产总额比上年增长9.9%；发电企业资产总额比上年增长2.2%（火电企业资产总额比上年下降0.3%）。2019年，规模以上电力企业负债总额87989亿元，比上年增长1.8%，增速比上年提高1.1个百分点。其中，电网企业负债总额比上年增长6.3%；发电企业负债总额比上年下降0.5%（火电、水电企业负债总额分别比上年下降3.8%、3.7%）。2019年，规模以上电力企业利润总额3834亿元，比上年增长18.1%。2019年，各方继续落实国家一般工商业平均电价再降低10%的要求，全年降低企业用电成本846亿元。电网企业利润总额持续下降，在上年下降24.3%的基础上再下降4.9%，亏损企业亏损额为145亿元，比上年增长22.6%。中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，2019年全年综合价平均价格576元/吨，比上年降低19元/吨，但仍然超过绿色区间上限。在市场化交易规模持续扩大、国家推进降电价等形势下，大型发电集团煤电业务继续总体亏损，煤电企业亏损面仍接近50%。风电、太阳能发电利润增速分别为3.5%和7.3%，但多数企业由于补贴不及时、不到位，企业账面利润短期内难以转化为现金流,导致资金周转困难。电力市场化改革2019年，国家发展和改革委员会出台了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，提出合理设计电力现货市场建设方案、统筹协调电力现货市场衔接机制、建立健全电力现货市场运营机制、强化提升电力现货市场运营能力、规范建设电力现货市场运营平台和建立完善电力现货市场配套机制，电力现货市场顶层设计进一步完善。八个试点省份开展试运行，其他省份上报了电力现货建设方案和时间表。2019年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量（注4）28344亿千瓦时，比上年增长37.2%。其中，全国电力市场电力直接交易电量（注5）合计21771.4亿千瓦时，占全社会用电量的30.0%，占电网企业销售电量的36.8%。全国电力市场化交易规模再上新台阶。截至2019年底，北京电力交易中心举行增资协议签约仪式，共引入10家投资者，新增股东持股占比30%。此外，国家电网区域24家省级交易机构均已出台股份制改革方案，22家增资扩股实施方案已报国务院国资委审批，6家交易机构增资方案获得国务院国资委批复，实现进场挂牌。我国电力交易机构股权结构进一步多元。 2019年，国家发展和改革委员会修订颁布了《输配电定价成本监审办法（试行）》，在强化成本监审约束和激励作用、细化成本监审审核方法和规范成本监审程序要求三个方面进行了完善，助推电网企业加强内部管理、降本增效；对全国除西藏以外的30个省份省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网全面开展第二监管周期输配电成本监审，全面提升监审的科学化、规范化水平。2019年，国家密集出台了加快推进增量配电业务改革的多项政策与措施，取消了前三批不具备试点条件的项目，公布了第四批试点项目名单，开启了第五批试点项目申报程序；就项目业主确定、增量和存量范围界定、做好增量配网规划工作、规范增量配电网的投资建设与运营等一系列共性问题给出了指导性意见。2019年国务院，国家发展和改革委员会、国家能源局等政府部门出台了一系列政策文件，内容涉及建立以信用为基础的新型监管机制、完善失信联合惩戒“认定—发布—推送—惩戒—修复”全流程闭环管理制度、推动公共信用综合评价落地等多个方面，进一步健全社会信用工作机制，积极有效引导行业企业共同构建诚信营商环境。2019年全国340家企业参与涉电领域信用评价工作，199家企业取得了电力行业AAA信用等级。电力标准化和科技成效2019年，经有关政府部门下达中电联归口的电力标准计划503项，批准发布中电联归口的电力标准共321项；中电联发布团体标准111项。截至2019年底，电力标准共有3578项（电力国家标准552项，电力行业标准2787项，中电联标准239项）。2019年，主要电力企业科技投入资金746.7亿元，其中，电网企业389.9亿元，发电企业139.1亿元，电建企业217.7亿元。主要电力企业申请国内专利40108项，授权28872项，有效153784项；申请涉外专利1406项，授权904项，有效3253项。涌现出一批国内国际领先的科研成果。电力国际合作向IEC申报《配电网接纳分布式电源承载能力评估导则》等2项国际标准提案并获得通过。截至2019年底，共完成321项电力标准英文版翻译工作，初步形成了工程建设标准英文版体系，基本满足电力企业在国外工程建设中所需中国标准英文版的需求。自成立以来，全球能源互联网发展合作组织发挥专业优势和平台作用，推进“一带一路”电力互联示范项目落地和中非能源合作机制创新。全球能源互联网发展顶层设计顺利完成，组织开展近百项全球能源互联网课题研究，面向全球发布26项有影响力的成果，完成了在理论、规划、技术等方面的顶层设计。截至2019年底，中国主要电力企业境外累计实际投资总额878.5亿美元,对外工程承包新签合同额累计2848.5亿美元。2019年，中国主要电力企业对外直接投资项目共32个，投资金额42.6亿美元，比上年下降26.4%；中国主要电力企业年度新签合同项目129个，合同金额240.9亿美元，比上年减少20.2%。电力发展展望2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年。受全球新冠肺炎疫情冲击，综合考虑国内外经济形势对电力的影响，预计全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供应偏紧。预计2020年全年全社会用电量7.38—7.45万亿千瓦时，增长2%—3%。非化石能源发电新增装机成为新增发电装机主体，电力结构绿色低碳化特征明显。预计2020年全国发电新增装机容量1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产约8900万千瓦，约占全部发电新增装机的四分之三。预计截至2020年底，非化石能源发电装机将达到9.3亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至43.6%。电力投资企稳回升，特高压投资占比继续提高，新能源汽车充电桩成为投资新增长点。展望未来，中国经济长期向好的基本面和内在向上的趋势没有改变，经济内在韧性强劲，工业化、城镇化持续推进，电力行业服务经济、社会发展任务依然艰巨。2020年—2035年，是我国基本实现社会主义现代化时期，电气化进程加速发展。新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量；新型城镇化建设，推动电力需求刚性增长，未来西部地区用电比重将有所提高，东中部地区仍是我国的用电负荷重心；预计“十四五”期间电能替代规模超过5000亿千瓦时；加快建设能源互联网，提高电网互济能力，共享备用资源，减缓最高负荷增速，可以带来巨大的经济社会效益。这一时期，通过有序发展水电、加快发展抽水蓄能、适度加快发展气电、安全发展先进核电、合理发展新能源发电、用好煤电托底保供和调节作用，电源结构更加优化，电力系统更加安全。预计2035年我国非化石能源发电装机比重超过60%，发电能源占一次能源消费比重超过57%，电能占终端能源消费比重超过38%。通过统筹源网荷储发展，推进发展集中式与分布式相结合的清洁能源供能方式，进一步增强能源资源的市场化配置能力，电力可持续保供能力将不断提升。（注1）2019年电力数据均来自中电联2019年度统计数据（简称年报数据），后同。（注2）本报告中电力投资（含电源投资、电网投资）均为主要电力企业电力工程建设投资。其中，全国主要电网企业指国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、陕西省地方电力（集团）有限公司；全国主要发电企业指中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、广东省能源集团有限公司、浙江省能源集团有限公司、北京能源集团有限责任公司、申能股份有限公司、河北省建设投资集团有限责任公司、华润电力控股有限公司、国投电力控股股份有限公司、新力能源开发有限公司、甘肃省电力投资集团有限责任公司、安徽省皖能股份有限公司、江苏省国信集团有限公司、江西省投资集团公司、广州发展集团股份有限公司、深圳能源集团股份有限公司、山西国际电力集团有限公司。全国主要电建企业指中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司。（注3）数据来源为国家电网公司和南方电网公司统计口径。（注4）指电力交易中心组织开展的各品类交易电量的总规模，分为省内交易和省间交易，其中省内交易包括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易；省间交易包括省间电力直接交易、省间外送交易（网对网、网对点）、发电权交易和其他交易。以交易的结算口径统计。（注5）指符合市场准入条件的电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模，包括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易（外受）电量。当前仅包括中长期交易电量，以交易的结算口径统计。免责声明：以上内容转载自北极星电力网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

6月12日，中国电力企业联合会（简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2020》。报告显示，2019年，全国电力生产平稳运行，电力供需总体平衡，部分省份采取有序用电措施，电力系统运行安全可靠，电力高质量发展取得新进展。报告指出，2019年，全国电力行业遵循“四个革命、一个合作”的能源安全发展新战略，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，坚持以供给侧结构性改革为主线，加大电力结构调整力度，着力推进煤炭清洁高效利用，合理发展可再生能源，提高电力绿色低碳发展水平；据悉，2019年以来，我国能源互联网建设加快，终端能源电气化水平有所提高；电力体制改革进一步深化，电力市场建设提速；电力科技创新加快，标准化建设取得显著成效；同时，构建全球能源互联网成为全球共识和行动,电力国际合作进一步深化。报告预计，受全球新冠肺炎疫情冲击，综合考虑国内外经济形势对电力的影响，预计2020年全年全社会用电量7.38—7.45万亿千瓦时，增长2%—3%。预计2020年全国发电新增装机容量1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产约占全部发电新增装机的四分之三。预计到今年底，非化石能源发电装机将达到9.3亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至43.6%。电力投资将企稳回升，特高压投资占比继续提高，新能源汽车充电桩成为投资新增长点。作为具有鲜明品牌特征和权威性的行业工具书之一，《中国电力行业年度发展报告》是中电联以电力行业统计与调查数据为依托，以企业和相关机构提供的资料为补充，自2006年以来每年组织编制和发布的年度报告，力求全面、客观、准确反映电力行业发展与改革情况及行业数据，为政府、企业、社会提供相关信息及决策参考。数读“中国电力”电力消费与生产供应2019年，全国全社会用电量72486亿千瓦时，比上年增长4.4%，增速比上年回落4.0个百分点；全国人均用电量5186千瓦时/人，比上年增加241千瓦时/人。2019年，全国全口径发电量为73266亿千瓦时，比上年增长4.7%，增速比上年降低3.6个百分点。电力投资与建设2019年，全国新增发电装机容量10500万千瓦，比上年少投产2285万千瓦。2019年，全国主要电力企业合计完成投资8295亿元，比上年增长1.6%。电力绿色发展2019年，非化石能源发电量23927亿千瓦时，比上年增长10.6%，占总发电量的32.7%，比重比上年提高1.7个百分点。2019年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为18万吨、89万吨、93万吨，分别比上年下降约12.2%、9.7%、3.1%。电力生产安全与可靠性2019年，全国未发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生水电站大坝漫坝、垮坝事故以及对社会有较大影响的电力安全事件。电力安全生产事故起数连续三年下降。2019年，全国电力可靠性继续保持较高水平。发电方面，纳入电力可靠性统计的各类发电机组等效可用系数均达到90%以上。电力企业经营截至2019年底，全国规模以上电力企业资产总额151253亿元，比上年增长5.4%，增速比上年提高2.8个百分点。2019年，电网企业利润总额持续下降，亏损企业亏损额为145亿元，比上年增长22.6%。电力市场化改革2019年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量28344亿千瓦时，比上年增长37.2%。全国电力市场化交易规模再上新台阶。电力标准化和科技成效截至2019年底，电力标准共有3578项（电力国家标准552项，电力行业标准2787项，中电联标准239项）。2019年，主要电力企业科技投入资金746.7亿元。主要电力企业申请国内专利40108项，授权28872项，有效153784项；申请涉外专利1406项，授权904项，有效3253项。电力国际合作截至2019年底，共完成321项电力标准英文版翻译工作，初步形成了工程建设标准英文版体系。全球能源互联网发展顶层设计顺利完成，组织开展近百项全球能源互联网课题研究，面向全球发布26项有影响力的成果。2019年，中国主要电力企业对外直接投资项目共32个，投资金额42.6亿美元，比上年下降26.4%；中国主要电力企业年度新签合同项目129个，合同金额240.9亿美元，比上年减少20.2%。（经济日报记者顾阳）

第一章 行业概况电力行业（Electric Power) 主要应用于生活办公、高耗能行业等传统领域以及目前兴起的电动汽车充电领域，火电为电能的主要获取方式，而随着资源的枯竭以及社会对于环保问题的关注度越来越高，可再生及新能源发电的占比正在越来高。从发电到用电中间需要经过输电、变电、配电，完全由国家电网、南方电网掌控，整个过程都牵涉到了电力设备行业，两大电网是电力唯一的收购者和出售者，而电价则由发改委进行行政审批，发电侧和售电侧的电价无法由市场决定，整个电力行业处于一种垄断经济状态，未来电力行业的发展如何，主要取决于电力市场化改革的进程以及电能替代的程度。根据国家统计局国民经济行业分类，电力行业包括发电和供电两个子行业，其中发电行业又可细分为火力发电（火电）、水力发电（水电）、核力发电（核电）和其他电力生产（包括：风力发电、太阳能发电、生物质能发电等）。图 电力行业产业链电力行业主要包括5个生产环节：1) 发电，包括火力发电、水力发电、核能和其他能源发电；2) 输电，包括交流输电和直流输电；3) 变电；4) 配电；5) 用电，包括用电设备的安装、使用和用电负荷的控制，以及将这5个环节所存在的设备连接起来的电力系统。此外，还包括规划、勘测设计和施工等电力基本建设，电力科学技术研究和电力机械设备制造。图 电力行业产业链及环节分布图 主要发电方式及优缺点中国电力的上游资源主要分布在西部区域，而主要用电方分布在东部区域，不同的资源秉性，决定了最具优势的发电方式，而因为这种资源分布特点及优势，加上社会对环保等问题的关注，使就近生产的呼声越来越高。全国电力供需局部地区、局部时段缺电的情况将依然存在，煤电衔接、电价改革、电源与电网的协调等仍是行业发展需要进一步解决的问题。由于行业发展临近拐点，电源建设应选择符合国家政策支持范围的项目，电网领域的投资价值则逐渐显现。电力工业的技术装备水平不断提高，到1984年底，到1985年底，单机容量10万千瓦以上的火力发电机组已达3094万千瓦，单机容量60万千瓦的火力发电机组已开始运行；在电站大机组上，安装了一些自动安全监测装置。发电量只有43.1亿度。有些电站采用了电子计算机分部监控；在电网中，到1949年全国发电设备容量为185万千瓦，比较普遍采用了提高电网运行稳定性的技术措施，并采用了载波、微波、特高频等多样化通讯手段。但增长速度缓慢。中国电力行业实行了水电、火电并举的方针。第二章 商业模式和技术发展2.1 产业链价值链商业模式2.1.1 电力产业链20世纪出现的大规模电力系统是人类工程科学史上最重要的成就之一，是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电力生产与消费系统。它将自然界的一次能源通过机械能装置转化为电力，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。图 电力行业与电力消费产业链上游发电行业包括五大发电集团：中国华能、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电、国家电投；“四小豪门”发电集团：国投集团、神华集团、华润集团和中广核，以及众多的地方性发电企业。中游输配电行业形成寡头垄断格局，中国南方电网、国家电网两家公司占了94%的输电线路。下游用电按行业分为六种，分别是工业用电、商业用电、住宅（居民）用电、排灌用电、非工业用电和农业生产用电，不同的用电类别执行不同的电价。图 电力行业产业链及价格链构成 产业链上游及趋势1) 火电发展趋缓重点是节能减排和成本控制。目前中国电力供给结构中，火电占比最大，其次是水电。水电和核电的比例虽有所提高，但仍然占比较小，一次能源消费结构没有出现太大的变化。2015-2019年，全国电力行业整体增速放缓。其中，水电和火电的增速出现明显下滑，核电增长平稳，主要原因是中央陆续出台政策带动火电企业的供给侧改革，工业转型升级逐步淘汰落后产能，电力的发展重心放到调整电源结构和技术升级上。图 2019年中国电力供给结构2) 水电资源开发基本完毕，开发成本上升，行业发展空间被压缩可再生资源包括水能、生物质能、风能、太阳能、地热能和海洋能等，他们具有可持续利用和环保的特性，其中水电是目前成熟的可再生能源发电技术，在世界各地得到广泛应用。水电开发面临的生态环保压力较大，因为水电建设过程中对周围生态环境会有一定影响，造成生物生存环境、植被和地貌的改变，因此要对水电项目周围的居民进行移民安置。3) 核电迎来发展良机国内电力供需结构调整，传统火电被去产能化，水电高速成长期已过，部分地区在用电高峰期出现供给偏紧的情况，核电是电力行业在当前政治经济形势下大基建政策的最好发力点之一。同时核电技术作为技术成熟的清洁能源，相对于传统电力，可以有效地减少工业污染排放。 产业链中游及趋势网包含变电、输电、配电三个单元，它的任务是输送与分配电能，改变电压。电网连接能源生产和消费，是能源资源转换利用的枢纽和基础平台，在适应和引领电气化进程中发挥关键作用。从能源生产环节看，清洁能源大规模开发利用，客观上需要大幅提高电网大规模、远距离优化配置资源的能力。 从终端消费环节看，随着电动汽车、电加热、电采暖、冷热电多能联供、分布式能源系统等各种能源利用方式蓬勃发展，对电网安全稳定控制能力和灵活性、智能化水平提出新的要求。图 核电产业链2.1.2 商业模式 火电企业商业模式在电力体制改革前，火力发电企业作为整个发输配售一体化垄断经营的电力企业的一个部分存在，其商业模式主要表现为一个电力生产车间、资产管理单位﹑成本中心。，研究认为，火电企业是典型的资产集中的 MED（维护Maintenance，维修Repair，运行Operation）型企业，信息化在其中起着非常重要的作用，包括降低成本（节能降耗、提高效率)，优化经营（优化调度，组合效益)，实现管理规范化、创新和效率平衡，提升企业价值。电力体制改革后，火电环节从电力企业中分离出来，将生产的电力卖给电网企业。理论上，火电企业特别是集团公司层面的火电企业应该与一般工业企业本质上没有差异，比如在满足顾客需要比如安全生产的基础上，通过降低成本和改进服务，实现利润最大化。国外虽然揭示了电力市场条件下火电企业的一些特殊性，比如日前市场火电容里抑制的投机行为，长期市场减少投资提高火电利用小时和单位容量利润的对策等，但是﹐总体上仍然为我们提出了一个更加接近市场竞争行业企业的运营模式。当前我国火电企业的生产经营行为可以概括为三个方面：第一个方面是安全生产行为。电力行业作为国家基础性产业，其安全生产保障的重要性毋庸置疑。第二个方面是员工负责行为。火电企因为其国有企业的背景，企业员工基数较大，且员工收入水平一直维持在所在地的中上游水平，维持员工收入水平并加强员工培训﹐提高员工素质，一直都是火电企业的重要经营目标。第三个方面是预算指标讨价还价行为。面对挑战与机遇并存的外部环境，火电企业作为一个市场主体，转变经营理念，建立预算管理体系，并选择合理的预算管理模式和预算指标无疑是非常重要的。图 火电行业主要商业模式图 风电产业链概览目前，国内风电企业的商业模式主要是，通过严格控制项目造价和运营成本，获得所属风电标杆价区的上网电价收入。由于风电设备价格趋于稳定且透明，所以风电发电利用小时数成为影响项目收益最关键的指标。但是，电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等问题却又导致大量的弃风限电问题，风电项目单纯依靠电量上网难以保证合理的收益水平。图 国内主要风电企业及比重 水电商业模式一般水电开发具有初期投资巨大、建设周期漫长、以贷款资金为主的高杠杆、运行成本低、投资回收期长、强大的现金流等特点，水电站建成投入后其营运就相对简单。水电站的收入主要依赖于发电量（机组利用率)、电量结构（丰枯峰谷之间的分布)及上网价格，作为公共事业上网价格虽然近年有不断上涨的趋势但总体上仍受严格管制，而机组利用率及电量结构基本靠天吃饭，但对那些具有年或多年调节能力的梯度水电可以经过有效调度不仅能够提高机组利用率而且能够在电力紧张电价较高的枯期分配更多的电量，这类水电站将具有巨大的经济效益，比如澜沧江上具有调节能力的小湾电站投入运营后就给下游的漫湾、大朝山和景洪电站带来巨大的补偿调节效益。图 水电公司商业模式 光伏发电商业模式包括大型地面光伏发电商业模式和分布式并网光伏发电商业模式，国际上对于分布式光伏发电系统所采用的激励政策或商业模式目前有3种:“上网电价”(Feed-in Tariff， FIT）政策，“净电量结算”(Net Metering）政策，和“自消费”(Self-Consumption)政策。图 光伏发电市场分类2.2 技术发展 智能电网技术智能电网已经成为全球电网发展和进步的大趋势，欧美等发达国家已经将其上升为国家战略。我国在智能电网关键技术、装备和示范应用方面具有良好的发展基础和国际竞争力。智能电网技术体系涵盖发电、输电、变电、配电、用电和调度等多个环节。 我国新一代能源系统技术能源开发实施清洁替代，能源消费实施电能替代，是人类用能模式的发展趋势与终极目标。构建新一代能源系统，需要重点研究解决源端、受端和传输的一系列重大科学和工程技术问题。 全球能源互联网技术全球能源互联网技术是基于清洁能源主导、能源消费电气化和全球配置能源资源的思路，解决可再生能源大规模利用在空间和时间上扩展的前瞻性技术问题。“十三五”期间，需要研究全球能源互联网战略规划技术；重点突破适用于大容量、远距离输电技术，以及大电网安全稳定运行和控制技术等。 高效清洁火力发电技术发展高效、清洁、低碳的燃煤发电技术与清洁的燃气发电技术是我国经济社会发展的迫切要求和维护国家安全的重大战略需要。其发展方向一是提高煤炭的能源利用率；二是降低发电机组的污染物排放浓度和总量；三是减少CO2的排放强度。 可再生能源发电及利用技术可再生能源是世界各国科技创新部署的重点，是未来能源电力技术发展的方向。当前，以新能源为支点的我国能源转型体系正加速变革，大力发展新能源已经上升到国家战略高度，未来我国新能源还将大规模发展。 水力发电技术我国的大坝设计和建设、地下大型洞室设计和建设、大型水轮发电机制造等技术均已跻身世界先进水平行列。未来水电发展重点将在高坝工程防震抗震技术、超高坝建设技术、大型地下洞室群关键技术、流域梯级水电站联合调度运行技术、环境保护、移民安置与生态修复技术、数字化、智能化等方向。 先进核能发电技术核能发电是我国能源战略的重要选择，核能技术是我国少数几个在世界上有望获得核心竞争力的高新技术领域，核电“走出去”作为国家战略进行部署的态势已逐渐明确。“十三五”期间，我国核电技术需要重点攻关和提高第三代压水堆核电技术和装备、研究开发第四代核电技术以及模块化小型核反应堆技术等。2.3 政策监管 行业主要监管部门1) 国家发展与改革委员会国家发展与改革委员会作为国家经济的宏观调控部门，负责制定我国的能源发展规划、电价政策，并具体负责项目审批及电价制定。2) 国家能源局2013年国家能源局、原国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发展和改革委员会管理。 行业自律组织行业全国性自律组织主要有中国资源综合利用协会可再生能源专委会、中国可再生能源学会等。1) 中国资源综合利用协会可再生能源专委会中国资源综合利用协会可再生能源专委会致力于推动可再生能源领域技术进步和先进技术的推广，积极促进中国可再生能源产业的商业化发展，是联系国内外产业界与政府部门和科研机构的重要纽带。2) 中国可再生能源学会中国可再生能源学会是国内可再生能源领域全国性、学术性和非营利性的社会团体，下设光伏专委会、风能专委会等多个专业委员会，旨在成为科技工作者、企业和政府之间的桥梁，对外学术交流和技术合作的窗口，致力于促进我国可再生能源技术的进步，推动可再生能源产业的发展。第三章 行业估值、定价机制和全球龙头企业3.1 行业综合财务分析和估值方法图 综合财务分析电力行业估值方法可以选择市盈率估值法、PEG估值法、市净率估值法、市现率、P/S市销率估值法、EV/Sales市售率估值法、RNAV重估净资产估值法、EV/EBITDA估值法、DDM估值法、DCF现金流折现估值法、NAV净资产价值估值法等。表 境外电力公司估值对比3.2 行业发展和驱动机制及风险管理3.2.1 行业发展和驱动因子电力行业是关系国计民生的重要基础产业和公用事业。电力的安全、稳定和充分供应，是国民经济全面、协调、可持续发展的重要保障。新中国成立以来，特别是改革开放以来，电力工业走过了一条不平凡的发展道路，发展速度不断加快，发展质量日益提高，服务党和国家工作大局、服务经济和社会发展、服务电力用户的能力逐步增强，取得了举世瞩目的成绩，实现了历史性的跨越。据国家统计局统计数据显示，2014年以来，我国电力生产行业总发电量呈现稳步增长趋势。2019年，我国总发电量为75034.3亿千瓦时，同比增长4.7%。2019年以来，我国能源互联网建设加快，终端能源电气化水平有所提高；电力体制改革进一步深化，电力市场建设提速；电力科技创新加快，标准化建设取得显著成效；同时，构建全球能源互联网成为全球共识和行动，电力国际合作进一步深化。2020年1-2月，全国发电总量为10982亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比2019年同期下滑8.1个百分点。图 国内电力消费结构变化图 全国累计用电量增速驱动因素1) 质量变革上要以供给侧结构性改革为主线，大力提高电力供给的清洁化、低碳化和智能化水平。要进一步明确电力行业可持续发展的战略方向和目标，按照“全国一盘棋”的思路不断改进电力布局和配置方式，推进跨区跨省资源优化配置、电源集中与分散开发并举，鼓励多能互补和智慧能源发展。2) 效率变革上要以电力交易为突破口，加快推进相关领域各个环节的重大改革。需进一步打破计划思维和体制的束缚，全方位推动电力体制改革，有力推进与电力企业密切相关的国资国企改革以及煤炭、天然气、铁路等行业改革，进一步释放改革红利和发展活力。进一步明确和完善电力市场交易品种和规则、电力系统辅助服务激励机制、可再生能源价格机制和激励政策、交叉补贴、输配电价、普遍服务、热力与燃料价格联动机制等核心制度，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体。3) 动力变革上要以培育新动能为着力点，全面实施电力行业创新驱动发展战略。扎实推进先进技术的产业化、商业化进程。创新应用上，要积极引导和鼓励先进适用技术装备在发、输、配、用等环节的应用，加快探讨实施电力现货以及期货等金融产品和商业模式的创新和应用，大力推动“互联网＋”、人工智能、大数据应用等信息化行动的落地实施，持续提升电力系统的自动化、数字化和智能化水平，为广大用户提供选择多、响应快、质量好、费用省、体验佳的电能产品和服务。4) 智能电网技术。建设智能电网在客观上为调整、优化电力和能源结构提供了有利条件和机遇，并且可为电力企业提高运行效率及可靠性、降低成本。通过对电力生产、输配、用电各个环节的优化管理，可以节省电费、实现智能管理、具有更强的可靠性和使用效率、增加可再生能源的使用、支持混合动力车的接入等。5) 清洁能源发电继续快速发。未来一段时期，除发展清洁高效、大容量燃煤机组，优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站外，还将积极推进西南地区各型水电站建设；在确保安全的基础上高效发展核电；同时还将加强并网配套工程建设，有效发展风电；积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源。3.2.2 行业风险分析和风险管理 信用风险电力行业装机量和发电量持续增长但增速不断放缓，清洁能源占比持续上升，电力行业仍面临较为复杂的外部环境。电力行业杠杆水平较高，固定资产占比很大，资产流动性较弱，部分杠杆水平较高的电力企业将面临一定流动性风险。电力企业经营性现金流持续大幅流入，但短期债务偿债压力仍较大，部分偿债能力较弱的电力企业仍需加强关注。 运营管理风险。风险不是只针对发电、售电主体，也需要关注作为市场运营商、系统运营商的调度、交易中心的行为，即他们作为管理者在应急管理、操作流程合规，还有一些具体细节上做法是否合理，是否存在优化的可能。 燃料风险燃料风险是当前和未来几年时间里电力行业面临的最主要的风险。无论是发电用天然气还是电煤，价格都在一路猛涨。而国家对于梳理煤电矛盾还没有特别高效实用的手段。 宏观经济波动风险宏观经济波动导致经济基本面出现波动，继而导致全社会用电普遍出现波动，因此，宏观经济波动主要通过电力需求把风险传递给电力行业。 产能过剩风险《大气污染防治行动计划》和《关于促进我国煤电有序发展的通知》进一步督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。3.3 竞争分析图 电力行业100强企业的国家分布全球经济发展动力不足和电力需求持续低迷的背景下，中国电力企业发展后劲充足，在国际电力领域占据了较好的优势地位。无论是规模、成长还是安全方面，中国企业都已经占据了头部地位，表明中国电力行业发展水平处于综合优势地位。中国已经成为与美国相当的世界电力大国。 水力发电：中国、巴西和美国是全球三巨头水力发电(Hydropower)是利用工程措施将天然水能转换为电能的过程，也是水能利用的基本方式。水力发电常与防洪、灌溉、航运等相结合，进行综合利用。根据IHA（国际水力发电协会）2020年的报道，2019年水力发电总装机容量为1308GW，中国为356.40GW，占总量的27.2%。在全球发电份额中，水力发电仅次于燃煤发电和燃气发电，居世界第三。水力发电是再生能源发电的“领头羊”，远比风力和太阳能的发电量多。图 世界上最大的20个电站 风力发电：中国名列前茅风电场(Wind Farm)，又称“风力发电场”。由一批风力发电机组或风力发电机组群组成的电站。风力发电的成本接近天然气发电，是目前较经济的再生能源之一。海上风能比陆上多40%的产能，但装置成本比陆地高60%，并且风险高。尽管如此，与成本昂贵的光伏发电比较，发电量大的离岸风力发电仍然显示出优越性。根据BP2020年的报告，2019年全球风电场年增长12.5%，发电量为1429.6TWh，其中发电量最多的国家是中国，中国于2016年超过美国，2019年增长10.9%，发电量为405.7TWh，占全球风电场发电总量的28.4%。 太阳能发电：中美两国发电量占比近半根据REN212020年的统计，2019年全球光伏装机容量增加了115GW，装机容量达到627GW。根据BP2020的报告，2019年全球太阳能发电占全球发电总量的2.7%，占再生能源发电总量的10.0%，其份额较少，但进展较快。太阳能发电最多的国家是中国和美国，两国之和占全球太阳能发电总量的45.9%。图 电力消费最高的20个国家中国电力行业与国际企业比较 国内外电网区别：经营方式不同：中国国家电网是由国家统一规划、修建。国外电网公司（如欧美地区）是由私人建立，而不是国家建立，用户可以轻易地选择自己喜欢的价格低廉的电力公司。标准不统一：美国发出电的频率是60HZ，欧洲地区与我国发出电的频率则为50HZ；美国、加拿大民用电是110V、日本100V、中国220V、澳大利亚240V等。 中国仍然是世界上电力生产最多的而且是增幅最大的国家，2019年发电量达7503.4TWh，比2018年增加了4.7%，中国发电总量占世界总量的27.8%；而美国、日本、德国、法国和英国均降低。 中国绿色能源程度刚超过世界平均。2019年我国的能源绿色程度达到27.5%，超过全球平均线；全球国家中，中南美洲的能源绿色程度最高，其中巴西的绿色能源度达到82.6%。水力发电特别多的国家如巴西、加拿大；利用风力发电和光伏特别多的国家如意大利、西班牙、德国等，而富产化石燃料的国家如美国、俄罗斯较低。3.4 中国企业重要参与者中国主要上市企业有长江电力[600900.SH]、中国广核[003816.SZ]、华能水电[600025.SH]、中国核[601985.SH]、国投电力[600886.SH]、华能国际[600011.SH]、川投能源[600674.SH]、浙能电力 [600023.SH]、桂冠电力[600236.SH]、国电电力[600795.SH]、中电控股[0002.HK]、长江基建集团 [1038.HK]、电能实业 [0006.HK]、华能国际电力股份 [0902.HK]、大唐发电[0991.HK]、华电国际电力股份 [1071.HK]、内蒙古能建[1649.HK]、四川能投发展[1713.HK]、隆基泰和智慧能源 [1281.HK]、天保能源 [1671.HK]等。图 A股及港股上市公司1) 长江电力[600900.SH]：公司是国内最大的电力上市公司之一，主要从事水力发电业务，运营管理或受托管理三峡电站、葛洲坝电站、溪洛渡电站、向家坝电站等长江流域梯级电站，为社会和经济发展提供优质、稳定、可靠的能源保障。公司秉承精益生产管理理念，以提升流域梯级电站运营管理能力为目标，积极开展梯级水库优化调度，滚动实施设备检修和技术改造，不断提高设备运行可靠性，加强电站在线状态监测，优化设备运行管理，努力提高电站安全稳定运行水平，充分发挥梯级电站综合效益。公司运营管理的流域电站群规模巨大，地位重要，安全生产既是经济需要，又是政治责任。公司紧紧围绕安全生产关键环节、薄弱环节，切实提高安全生产水平。2) 国投电力[600886.SH] ：公司是一家以水电为主、水火并济、风光互补的综合电力上市公司，水电控股装机在国内上市公司中处于行业领先地位。公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。其中，发电业务为公司的核心业务，占公司营业总收入95%以上。同时，为适应电力体制改革，公司正在开展以电为主的相关业务拓展。公司作为国家开发投资公司电力业务国内唯一资本运作平台，在公司的发展过程中，得到了国家开发投资公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。3) 国电电力[600795.SH]：公司是中国国电集团公司控股的全国性上市发电公司，是中国国电集团公司在资本市场的直接融资窗口和实施整体改制的平台。公司资产结构优良，所属企业分布东北、华北、华东、华南、西南、西北等多个省、市、自治区。近年来，国电电力始终坚持科学发展，突出质量效益，做强做优主业，推动转型升级，公司电源结构和布局得到持续优化。3.5 全球重要竞争者全球非中国上市主要企业有新纪元能源[NEE.N]、杜克能源(DUKE ENERGY)[DUK.N]、南方电力(SOUTHERN)[SO.N]、爱克斯龙电力(EXELON)[EXC.O]、美国电力[AEP.O]、伊维尔德罗拉[0HIT.L]、SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA [51FL.L]、JERSEY ELECTRICITY [JEL.L]、KEPCO [015760.KS]等。图 国外上市企业1) 新纪元能源[NEE.N]：新纪元能源公司是佛州最大、全美第四大电力公司，致力于提供与电力有关的服务，旗下拥有佛罗里达电力照明公司和NextEra能源资源公司两大子公司。公司提供零售和批发电服务超过500万客户，拥有发电，输电和配电设施，以支持其业务。它还购买电力转售给客户，并提供相关的电力和天然气的消耗与自己的发电资产和批发客户在选定的市场上数量有限的风险管理服务。NEE是在北美可再生能源从风和太阳最大的发电机。2) 南方电力(SOUTHERN)[SO.N]：南方电力公司是一家电力控股公司，是美国最大的电力厂商，并且是世界独立电力厂商的龙头之一。其与旗下全资子公司以煤炭、核能、石油与天然气、水力进行发电、输电与配电，服务范围包括乔治亚、阿拉巴马、密西西比州东南和佛罗里达州，供应电力给阿根廷、巴哈马、巴西、智利、中国、英国、德国、菲律宾和美国部分地区等。3) KEPCO[015760.KS]：韩国电力公司是一家国营电力公司，韩国目前唯一的电力公司，致力于各种开发电力资源的项目的建设。韩国电力公司主要以输电、配电与电力销售为主要业务，服务区域不仅覆盖整个韩国，还在北京、中国香港、巴黎、纽约等地设立了海外办公机构。韩国电力公司的经营思想是倡导“电力文化”在丰富多彩的社会生活中起主导作用，通过电力生产和供给为国民经济发展作贡献。第四章 未来展望近年来，中国电力行业迅速发展，行业规模大幅增长，在5G、物联网等高新技术的影响下，中国电力行业进入了转型升级的新时期，“泛在电力物联网”、“微电网”等规划层出不穷。以下为电力行业发展的四个趋势：1. 深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程。2. 放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。3. 防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。4. 全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。受宏观经济形势影响，近两三年来，电力产业进入了一个相对缓慢的调整期，尽管如此，目前电力产业正在向摆脱颓势的方向发展。电力行业发展趋势分析，电力行业仍面临许多问题，但基本上都是由历史原因和体制问题造成的，虽然目前中国电力需求增速减缓，但是长期发展态势看好，未来中国电力市场的发展潜力仍然巨大。Photo Photo by Alexander Popov on Unsplash

如需报告请登录【未来智库】。总览国内电网投资增速经历了 2018-2019 的低位徘徊，目前有回暖趋势。本轮电网投资回暖是需求、基建加码共振并叠加政策导向的共同结果，在此支撑之下，我们预计电网投资预计将在 2020 触底反弹，并在 2020-2022 年间均维持稳定增长。 用电增速超预期，电力需求筑底电网投资。国内全社会用电量增速自 2015 年触底反弹，于 2019 年提前完成“十三五”发展规划中用电量发展目标，旺盛的用电需求催生结构优化与电力资源调配需求，这是电网投资回暖的根基。 “新基建”政策加持，助力电网投资复苏。新基建是稳投资、扩内需、拉动经济增长的重要途径，区别于传统基础设施建设，“新基建”更强调发展质量与科技含量，特高压、数字基建等电网建设项目是新基建的重要组成部分。 利好政策频发，回暖信号释放。2020 年发布的电网“8 号”文件已改 2019 年“826”号文件中“严格把控”的投资控制方针，释放出“强投资”信号，推出 12 项举措扩大投资采购规模，释放电网投资回暖信号。 建设提速，电网投资逆周期性凸显。电网投资被赋予兜底经济作用，在当前宏观经济承压之下被作为促进经济增长的着力点；2020 年初疫情严重冲击了国民经济，电网带头复产复工促进经济走出阴霾。电网投资预算上调，新一轮的电网投资高峰讲为相关电力设备产业链带来新的投资机会。国网在 2020 年 3 月将投资计划由原来的 4080 亿元提升至 4500 亿元，对应同比 2019 年投资略有增长。本轮基建重启不同于以往大水漫灌，精准落脚于“新基建”相关领域，电网方面基建将以电网信息化与特高压作为两大发展主线： 电网信息化，电网长期发展方向。电网信息化建设与国家“数字基建”概念高度切合，同时也是电网在电改压力影响下传统盈利模式承压而进行的新的尝试与探索，代表电网的长期发展方向，其核心是对当前电网的信息化提升，包括信息感知、信息传递和信息处理的信息化设备将迎来投资机会。 特高压工程，稳增长促发展利器。特高压工程作为坚强智能电网时代的代表项目，当前仍具有重大意义，根本原因是由于国内能源中心与负荷中心逆向分布格局长期存在，采用特高压输电方式对电力资源优化配置的需求仍旺盛，而在当前特高压项目重启被赋予稳增长、促发展，被作为短期提振经济发力点，重要性凸显。电网投资回暖在即，两大主线重点分明用电需求与基建加码共振，电网投资触底反弹 用电增速超预期，电力资源优化配置需求旺盛。“十三五”期间，我国用电量增速有所加快，自 2015 年触底后开始反馈，增速于 2016 年恢复至 5%，并于 2018 年达到 8.5%显著高于“十三五”电力工业发展目标中全社会用电量增速达到 3.6%-4.8%的目标，并于 2019年提前完成发展规划中全国用电量于 2020 年达到 70138-72603 亿千瓦时的发展目标。2020 年，电力消费虽短期受疫情波及，但整体将会延续平稳增长态势。疫情影响下，我们预计第一产业用电量所受影响较小；我们预计第二产业用电量所受影响集中在一季度、二季度及下半年有望分别受复工产能反弹及国家稳增长政策提振、用电增速有望持续回升；我们预计第三产业受影响时间较长，一季度用电增速大幅放缓，二季度有望有所改善，三、四季度有望维持在较快的增长水平。我们预计全社会用电量仍将保持 3%-5%增速。旺盛的电力需求催生电网建设及结构优化需求，是电网投资回暖的基础。电网投资增速与 GDP 增速波动存在明显的负相关性，经济下行压力下边际向好。通过对历史电网投资增速与 GDP 增速拟合，并统计其每一年增速波动方向，可以看到二者呈现负相关性，尤其在经济在目前经济下行压力较大的宏观环境下，电网投资被作为经济增长乏力阶段的发力点，呈现快速增长。电网投资增速与 M2 增速波动存在明显的正相关性，经济下行背景下，宽松的货币政策有利于电网投资的回暖。08-09 年金融危机后的“四万亿”以及 14-15 年去库存背景下宽松的货币政策，催生了电网建设的两次高峰，电网相关基建成为消纳过剩货币的重要蓄水池。“逆周期”属性凸显，疫情加剧经济下行压力，电网投资回暖在即。2018 年起，国际上中美贸易摩擦不断，国内经济面临转型的阵痛阶段，经济承担下行压力，而 2020 年初“新冠”疫情加剧了下行压力，2020 年 GDP 增速预期进一步下调，同时经济增长乏力的背景下，国内 M2 自 18 年开始呈上升趋势，而电网建设再次被赋予兜底经济的使命，投资回暖在即。政策引导依旧是核心驱动力，“严格把控”到“强投资”，释放投资回暖信号。2019 年，国家电网在战略转型的背景下，发布了“826 号”文件，提出“三严禁、二不得、二不再”的控制投资方针，被认为是面临内外压力的背景下国网主动的开源节流。2020 年，国家电网“换帅”后印发的“8 号”，推出的 12 项举措中释放了超千亿的投资、采购规模，释放出与此前不同的“强投资”信号。电网投资远落后规划预期，2020 年大概率重回增长。《电力发展“十三五”规划》中规划 2016-20 年电网投资 3.34 万亿元，其中国家电网占比大约 70%，而目前来看，2016-19E分别完成 0.57、0.57、0.52、0.49 亿元，完成度分别累计落后 3%、6%、10%、15%，远落后于规划预期，按照规划，仍有逾万亿元投资等待释放，市场空间巨大。我们认为此次电网投资的回暖是用电需求增加以及基建加码共振，结合政策引导共同作用的结果，我们预计电网投资预计将在 2020 触底反弹，并在 2020-2022 年间均维持稳定增长。“新基建”成为建设热点，两大主线重点突出 回顾电网发展历程，电网发展共经历三个阶段： 主干大发展时代：电力主网建设高峰，电力设备为投资重点。2003-2009 年，电网高速建设阶段，电网复合增速高达 25.49%，主要由于： 电网建设基础落后，尤其在配网和主网的建设空间较大； 全国用电量增速维持高位，2003-2009 年用电量复合增速为 11.55%，电力供求持续紧张； “厂网分离”后，市场竞争加强，投资活跃度提升。 坚强智能电网建设时代：电网智能化拉开序幕，特高压为建设重点。2010-2018 年，电力主干网络建设基本完成，电网投资增速放缓，复合增速降至 5.70%。2009 年 5月国家电网提出建设智能电网的发展战略，特高压开始作为国家电网发展重要方向，本轮发展主要驱动力源于： 主网架构基本建成，面临资源与需求逆向分布、清洁能源发展、智能化技术发展等问题； 2008 年全球金融危机后，“四万亿元”投资计划应运而生，期间智能电网带动电网投资迅速上量，2009 年电网投资增速增达到 34.7%，电网投资担负其提振经济的作用。 电力物联网时代：传统经营模式遭遇瓶颈，信息化能源物联网是转型方向。当前国内电网已具备跻身世界前列的技术水平和硬件条件，信息化成为至于制约电网运行效率提升的薄弱环节，随日益提升的新能源接入需求、业务创新需求、效率创新需求以及战略转型需求，信息化建设成为电网未来发展方向。本轮发展动因在于： 电改压力下，电网传统经营模式承压，利润不断下降，亟需信息化技术改善运营效率并挖掘新增长点，寻求战略转型机会； 5G 等数字化技术快速发展，催生新的用电需求同时也推动电网数字化进程； “新基建”发展战略开启新一轮基建高峰，推动电网信息化以及数字基建发展。电网信息化及特高压作为当前电网建设的重点，发展空间巨大。以电力物联网为代表的电网信息化是未来长期发展重点；特高压作为上阶段的发展重点，由于短期用电需求增大及结构优化需求长期存在，仍将贯穿当前电网建设阶段。自 2018 年起，电网信息化与特高压投资占比呈上升趋势，我们预计将在本轮建设中作为重点，占比由当前的占电网总投资 10%提升至 15%以上。本轮基建重启不同于以往大水漫灌，强调发展质量，投资精准落脚于“新基建”相关领域。3 月 4 日，中共中央政治局常务委员会召开会议，研究当前新冠肺炎疫情防控和稳定经济社会运行重点工作，会议强调要加快以 5G 基建、特高压、城际高速铁路和城际轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能和工业互联网七大领域为主题的新型基础设施建设。国家电网“新基建”领导小组会议明确电网投资方向：以数字基础设施设置建设为主要内容的电网信息化以培养战略新兴产业、以特高压为代表重点的新型能源基础设施建设以优化电力资源配置，促进能源结构调整和低碳清洁发展。4 月 2 日与 4 月 24 日，国家电网分别召开了“新基建”工作领导小组第一次和第二次会议。在第一次会议上，国家电网董事长毛伟明强调加快特高压工程项目建设，加快新能源汽车充电业务发展，加快现代信息通信技术推广应用，加强“新基建”项目配套电力建设。第二次会议再次强调：“新型数字基础设施建设是‘新基建’的重要内容，是数字经济发展的基础”建设能源互联网，当务之急就是加快新型数字基础设施建设。结合电网历史发展方向以及国家“新基建”发展战略，我们认为未来电网投资将遵循两大主线： 以数字基建为核心的电力物联网建设，信息化设备成为直接受益模块。电力物联网的核心是对当前电网的信息化提升，包括信息感知、信息传递和信息处理的信息化设备将迎来投资机会。 特高压为代表的实体输配电投资，核心设备产业龙头有望受益。对实体输电网络的优化仍将是未来与电网信息化并存的重要战略方向，相关核心设备产业均将受益于此轮建设。数字基建赋能电力物联网，电网信息化建设开启新篇章电网信息化建设是当前电网发展必然方向，也是电网传统营运方式受电改冲击后战略转型的尝试： 新能源接入需求：新能源的特点是随机、间歇、不可控，随着新能源接入使电网控制更为复杂，需要信息化技术支持其正常运行； 业务创新和服务创新需求：如分布式发电以及电动汽车接入等新业务，对于需求响应及延时有较高要求，需要以信息化技术支持的电力物联网作为载体； 战略转型需求：电网经历十年快速发展，主干网络基本建成，原投资建设方式达到瓶颈，投资增长乏力，电网面临战略转型； 效率提升需求：电网“物理网络”搭建基本完成，电网进一步效率提升需要依托于数据采集和数据分析等数字化信息化技术，而 loT、大数据、AI 和云计算等信息化技术是支持其效率提升的关键； 经营模式转型需求：电改及降电价政策发布后，电网传统经营模式面临挑战，内部以信息化提升效率降低经营成本，外部需开拓业务边界，寻求新增长点。电力物联网开启信息化发展新周期 通信信息平台建设开始于 2009 年的智能电网建设阶段，主要可分为四个发展阶段： 第一阶段（2009-2010 年）：随电网第一次建设高峰，以通信硬件为主，主要包括基础电力通信网络与通信平台搭建，用以提升电网运行效率与自动化水平，投资占比高于发输变配用环节； 第二阶段（2011-2015 年）：平均年投资额上升至 100 亿元以上，但投资增速不及电网总投资增速，占比下降至 14.9%。期间完成骨干及中压通信网络搭建，电力光纤到户与 SG-ERP 系统建设等百亿元级别以上重大项目，实现 35kV 及以上变电站 100%光纤化以及电力光纤、低压 PLC 及无线网络多种通信渠道用户覆盖； 第三阶段（2016-2018 年）：年投资额稳定于 120-130 亿元区间，未被作为该阶段投资重点，投资占比远低于用电-配电-变电环节； 电力物联网建设新阶段（2019-2025 年）：2019 年国网提出泛在电力物联网，即围绕电力系统各环节，应用现代信息技术，实现电力系统各环节万物互联、人机交互，建立在电力网络中的关键数据和信息进行采集和连接基础上，信息化是电力物联网投资的重点，电力物联网共规划 57 项建设任务，涵盖如营销 2.0 系统、数据中台、企业中台等重大工程建设，我们预计投资规模有望大幅上升，投资占比有望提升至10%-15%区间。电力物联网全面建设，信息化建设驶入快车道。2019 年 12 月国网印发《泛在电力物联网 2020 年重点建设任务大纲》明确了 2020 年将开启电力物联网的全面建设，2021 年初步完成平台层与网络层搭建，并在 2025 年全面建成电力物联网，电网信息化建设全面提速。电力物联网建设范围广泛，贯穿应用层、平台层、网络层和终端层各个环节。用户侧和电力软件及平台将成为建设重点： 应用层：旨在构建多元能源供给体系，满足用户多样化服务，促进源网荷储协调发展，主要建设内容包括虚拟电厂、电动汽车有序充电及“车-桩-网”互动技术、综合能源优化与电力市场运营优化等。 平台层：基于大数据、云计算、物联网等技术，实现统一物联管理与“云边协同”以及 IT 基础资源全局统一调配。 网络层：核心是建立全面覆盖、实时连接的能源基础设施，实现低延时、高可靠、广覆盖的接入网络。其中 5G 网络的接入和建设是其中的核心环节。 终端层：旨在实现能源电力全景检测和智能互动，实现全类型传感器及终端的统一接入。2020 年 1 月，国网新帅上任，上任后印发的首个重要文件：《国家电网有限公司关于印发 2020 年改革攻坚重点工作安排的通知》（国家电网体改[2020]8 号），其中再未提及“三型两网”和“泛在”概念，但是通信网络优化、物联管理平台以及能源互联网产业链等电力物联网建设仍然在重点任务之列，并且添加了结合智慧城市建设，构建能源大数据中心，作为电力物联网应用方向的拓展。“泛在”概念虽然不再提及，但是其对于企业转型所提倡的内涵以及信息化发展趋势并未消失，而是深入到国家电网工作的方方面面。数字基建构筑电力物联网建设核心环节 政策频发促进需求释放，数字基建推进全面提速。“数字基建”是以科技为核心驱动力的新经济发展模式，以 5G 技术为基础，并以物联网、人工智能、万物互联、工业互联网和信息化为载体，一方面作为中国高新技术产业发展的代表，另一方面作为提振经济的重要手段而又突破了传统铁路、公路、基础设施建设模式的瓶颈。尤其在今年 1 月份以来，新冠疫情影响下，全国经济、社会发展受到严重影响，数字基建被作为恢复经济发展的重要发力点，被提升到空前高度数字基建发力，助推电力物联网建设。自 2019 年 11 月来政治局会议、工信部等先后 6次就推动数字新基建做了相关表态，多次提及加快 5G、工业互联网、云计算、大数据等新基建。电力物联网作为数字基建与电网建设深度融合的产物，是顺应政策导向与电网转型发展的必然结果。 数字基建主要包括 5G 网络、人工智能、工业互联网、大数据等领域，是电力物联网建设的基础核心，覆盖除感知层外的应用层、平台层及网络层建设，提升经营效率同时，催生新的业务项目。信息化发展新篇章，市场规模有望快速发展 当前电网信息化基础较为薄弱，存在信息化发展不均衡、安全体系不健全等问题，随着电力物联网开启信息化建设新时代，我们预计投资金额将出现快速增长，年投资额有望由 100-200 亿元区间增长至 500 亿元左右，占比由最初不足 3%提升至电网总投资额的10%-15%。关于信息化投资测算建立在以下依据及假设上： 2017 年：国家电网社会责任报告披露信息化投资额约 124 亿元（信息化投资 53.4亿+通信项目投资 70.46 亿）。 2018 年：国家电网社会责任报告未披露信息化投资额，但招标量与 17 年相差不大，信息化投资占总投资约 3%。 2019-2021 年：电网投资回暖，投资额每年呈 5%增速提高，信息化投资快速发展，建设加速，最终于 2021 年投资占比约 10% 2025 年为全面建成电力物联网的收官之年，我们保守预计在其前后电网信息化相关投资额将重新回到 15%的电网总投资占比。 2019-2024 年：电网投资回暖，我们预计投资额每年呈 5%增速提高。基于此推算，信息化投资将在未来五年快速增长，2019-2025 年 GAGR 达到约 26.1%，2021年初步建成电力物联网时市场规模达到 500 亿元，并在全面建成时突破 900 亿元。顶层设计规划完成，电力物联网建设提速。2019 年度，国家电网公司计划分别就通信类设备集中招标 6 批次（一、二、三、四、新增一、新增二批次）。9 月份之前的招标批次均按年初招标计划正常推进，但 9 月 17 日国网新增了信息设备及服务增补招标 1 次，并将原定于 10 月下旬招标的第四批信息化设备集中也提前至 9 月 30 日招标；12 月底信息化设备及服务增补招标第二次公示完成。至此，2019 年度信息化设备及服务集中招标共计 6 批次，共计增补两次，合计招标数量 12.94 万件，信息化设备总招标金额 32.66 亿元，超额完成原定计划，其中第四季度（新增一批、第四批、新增二批）招标金额占比超过50%，显著放量，我们认为第四季度是电力物联网和数字基建引领的电网信息化新一轮投资的起点。 从招标设备数量来看：2019 年信息化设备招标数量反而呈下降趋势，主要是由于2019 年初国网电力物联网方向确认后，部分信通类项目被暂缓，重新调整以匹配泛在电力物联网的需求，国网信息化设备及服务集中招标有所滞后。从招标设备种类来看：除去 2018 年因冀北电力公司在云终端机房网络扩建需求了大量光模块，导致全年信息化硬件招标量猛增外，调度硬件招标量稳步提升，调度类软件、信息化软件有所下滑。我们认为其原因是目前处于调度系统基本铺设完毕，而新版本调度系统换代目前仅处于试点阶段尚未开始推广；国网关于物联网及信息化建设处于网络搭建阶段，软件需求尚未爆发整体订单具有滞后性，我们预计物联网发展重点领域方向确认，信息化硬件、软件会订单会出现补涨。 从招标节奏来看：2019 年新增两批招标额显著提高，放量明显，预示着电力物联网建设全面启动，我们预计 2020-2021 招标频率及数量将进一步提升，以满足信息化建设步伐。2020 年 3 月 2 日，在新冠疫情冲击经济，电网带头全力支持各类生产企业复工复产的背景下，国家电网公司电子商务平台发布了国家电网有限公司信息化项目 2020 年第一次设备招标采购公告，涉及信息化硬件、调度类硬件件、调度类软件等共计 28 包信息化设备。其中信息化硬件仍是重点，而调度类软硬件比重显著提升，分别达到 14.29%与 17.86%，调度系统的升级将于电力物联网建设思路紧密结合：目前国网调度具备系统庞大、数据丰富、处理能力强的特点，调度云已对电网 35kV及以上完成全部建模，可在未来对泛在建设提供电网数据服务支撑、信息通信服务支撑等重要作用。 从招标内容来看：目前招标内容已经覆盖电力物联网 57 项个建设任务中的 37 项、27 项重点建设任务中的 19 项 ，涉及金额 17 亿元以上。信息化设备招标涉及国家电网旗下 32 个项目单位，而其中已有包括江苏省电力公司、宁夏电力公司等 6 个省份开启了电力物联网建设专项招标，随着其他省份陆续跟进，后续信息化设备招标增量空间广阔。电网信息化相关产品确认交付周期一般为 1-2 年，由于招标进展推进慢于预期，我们预计 2020 年信息化设备招标将会大幅提升，而所带来的市场效应将于 2020 年下半年至2021 年逐步显现。市场格局集中，龙头强者恒强 电网信息化相关产品不同于传统电力制造产品，其科技附加值高，毛利润相对较高。信息化硬件（芯片、传感器、路由器、网关等）利润率较高，毛利率可达 30-50%，信息化软件设备（平台系统、营销系统、数据库等）毛利率可达 30-40%；而运维咨询服务与集成（EPC）利润率相对较低，毛利率在 10%-20%区间，项目、产品外包毛利率仅为 5-10%。信息化硬件、软件为市场主要产品，整体信息化设备市场毛利率水平较高，实力强大的项目总包可以获得丰厚利润，而技术实力较弱的外包厂商利润率稀薄，形成强弱分化、强者恒强的马太效应，龙头瓜分市场获取高额利润。信息化设备市场高度集中，国电南瑞和国网信通（信产集团）是市场中两大寡头，国网系优势地位显著。从近年招标情况来看，市场格局相对稳定，龙头地位有逐步强化的趋势。 信息化硬件（含信息化硬件及调度类硬件）：市场集中度高，2019 年国电南瑞、国网信通（信产集团）合计份额约 70%。信息化硬件是信息化设备中体量相对较大、利润率相对较高的板块，其市场基本均由此两家占据绝大部分份额，剩余市场由国电南自、积成电子、东方电子、许继电气等十余家企业瓜分。 信息化软件（含信息化软件及调度类软件）：国电南瑞在多数设备优势明显、国网信通（信产集团）在 Linux 和企业资源管理软件板块份额较高，国电南瑞和国网信通垄断了超过 60%的市场份额。 信息化服务：信息化服务市场规模较小，年平均几十亿元区间，并且是信息化设备中利润相对较低板块，国电南瑞、国网信通（信产集团）仍是市场主导者，二者共同占据市场超过 80%的份额，而中国电科院和远光软件（含国网电商）在 2019 年表现突出，尤其远光软件中标数个重要电力物联网建设项目。电网信息化市场由国网系企业主导，国电南瑞和国网信通龙头地位凸显，将充分受益于电力物联网引领信息化投资热潮。我们预计 4Q20 将成为电力物联网引领的信息化建设新阶段的起点；而通过对 4Q19 以来信息化投资（包括信息化设备及服务）中标金额（19年第四批，19 年新增一批，19 年新增二批以及 20 年第一批）的统计可得，国电南瑞和信产集团（含国网信通）中标金额各占据约三分之一市场份额，剩下三分之一由中国电科院、智芯微电子、许继电气等瓜分，其中中国电科院在信息化服务中是仅次于国电南瑞和国网信通的重要参与者，而智芯微电子在信息化设备中标金额紧随国电南瑞和国网信通。信息化双寡头，业务布局各有千秋 国电南瑞和国网信通业务作为电网信息化领域两大寡头，从国家电网对二者定位来看，国电南瑞侧重电力生产信息化和外部业务（调度、配电、综合能源服务、大数据等），而国网信通（信产集团）则侧重管理信息化（ERP、营销系统、供应链管理等），二者业务布局互有优势、侧重不同。 信息化硬件：国电南瑞集团在服务器、防火墙、网络设备、交换机、综合安全网关UTM 等领域优势显著；国网信通（信产集团）在 PC 服务器、分光机、负载均衡器、光缆终端设备、光网络单元设备、光机交换机、入侵防御系统、网络交换机以及安全数据交换领域份额较高。 调度类硬件：国电南瑞稳居龙头地位，产业覆盖调度类硬件全部招标项目，且在磁盘列阵、机架式服务器、台式工作站、百兆专用防火墙等诸多领域合计市场份额超过 50%，是调度类硬件市场唯一主导者；而国网信通（信产集团）仅在网络交换机和路由器市场占据不足 20%份额。 信息化软件：国电南瑞在数据库管理软件、数据抽取软件以及应用服务器软件等领域有压倒性优势；而国网信通（信产集团）则在企业资源管理软件、地图信息系统基地地理数据中拥有接近 100%的市场占有率。而在 LINUX 领域，国电南瑞、中电普华、凝思科技三家企业呈三分天下局面。 调度类软件：国电南瑞在电网调度控制系统中占据接近 100%份额，而在电网控制云、二次系统安全防御设备等领域份额均超过 50%，是市场中绝对龙头，而国网信通（信产集团）暂无此类业务。从电力物联网所规划制定的 57 项建设任务的中标情况来看，国电南瑞和国网信通（信产集团）均是电力物联网建设的最主要参与者。国电南瑞在配电物联网建设、新一代调度系统、新一代电力交易平台、综合能源服务平台等项目中优势突出，而信产集团在人力资源、能源管理体系全厂安全防护系统上占据主导，而在营配贯通、数据中台、实物 ID、智慧物联体系等方面，二者平分秋色。随着电力物联网的建设，电网信息化进程加速，我们认为国电南瑞和国网信通（信产集团）作为行业龙头均将充分受益。特高压领衔“新基建”，千亿市场方兴未艾能源格局优化、需求托底，特高压建设空间仍可期 国内发电与用电结构性失衡问题长期存在，能源中心与负荷中心不匹配格局未改变，叠加清洁能源消纳需求旺盛，特高压作为改善能源调配格局、促进清洁能源消纳的重要手段，仍有稳定的内生需求。2018 年我国西部地区（川贵滇等 8 省市）发电量占全国 34%，发电量富余 6845 亿 kWh，而华东地区用电量占全国 35%，用电缺口 3131 亿 kWh。我国存在西部电量富余与东部用电短缺的结构性失衡，远距离输电特高压建设是解决问题的必然方式。 能源中心在“三北”，负荷中心在东部及中部。供给端来看，“三北”地区集中了全国主要的能源中心，包括了“十二五“规划中 15 个煤电基地中的 14 个、以及 7 个千万千瓦级风电基地中的 6 个；需求端来看，全国 2/3 以上集中于东部及中部地区。 清洁能源消纳需求旺盛。2018 年全国可再生能源发电量 1.87 万亿 kWh，占全部发电量的 26.7%，弃风率 7%、弃光率 3%、弃水率 5%。未来来看，可再生能源占比继续提升大势所趋，随之带来的供需不匹配问题更是提升了跨省区输电压力，2019 年1 月，国家能源局发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，弃风、弃光仍为重点关注、亟需解决的问题。“新基建”发力，特高压规划超预期 我国特高压建设始于 2006 年，建设战略是以±1000kV 交流特高压线路为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；以±800kV 特高压直流输电进行远距离、中间无落点的大功率输电工程，主要用于能源基地的清洁能源外送。截至当前，我国有 25 条在运特高压线路（10 交 15 直）、7 条在建特高压线路（4 交 3 直）以及 7 条待核准特高压线路（5 交 2 直）。特高压线路投资大、建设周期长、专业性高，此前投资主体主要为国网、南网，因此存在着强政策导向的特性。2015 年第一轮核准高峰的背景是 2013-14 年国务院发布《大气污染防治计划》，能源局规划 12 条治霾跨区送点通道；本轮重启是在能源结构优化需求长期存在的基础上，被作为“新基建”的重要组成部分，用以提振经济。 2005 年成立顾问小组：全面启动特高压工程研究和设计工作。 2006 年首条交流、首条直流线路纷纷核准：国网核准首条“晋东南—南阳—荆门”特高压交流线路，该线路于 2009 年正式投运；南网核准首条“云南-广东”特高压直流线路，该项目于 2010 年正式投产。 “十二五”期间提出“三横三纵一环”规划、大气污染防治“四交五直”规划，核准 6 交 10 直，拉动第一轮特高压核准高峰：“十二五”之初提出目标建成三横三纵一环；2012 年特高压被列入《大气污染防治计划》；2014 年能源局配套国务院出台配套措施、规划 12 条重点输电通道，包括“四交五直”和 3 条 500kV 线路，总投资超过 2200 亿元。总体而言，“十二五”间国网核准 6 交 10 直，拉动 2015 年成为特高压第一轮核准高峰。 “十三五”期间特高压工程分三批建设：“十三五”规划中将特高压分“五交八直”（2016 年开工，2018-19 年投产）、“四交两直”（2018 年前开工，2019-20 年投产）和“三交一直”（2020 年前开工）三批建设，实际来看部分线路进度不及预期。 2018 年 9 月，以能源局下发通知加快 7 交 5 直特高压建设为标志，特高压工程重启。规划包括 7 条特高压交流路线、5 条特高压直流路线以及 2 条配套特高压路线。 2020 年 3 月，国家电网对 5 交+2 直+13 项重点项目进行具体规划，并计划新增 3 条特高压。国家电网 2020 年 3 月发布 2020 年特高压和跨省 500kV 及以上直流项目前期工作计划，对 2018 年 9 月规划但尚未完工的 5 交 2 直、以及共 13 项重点项目的投资规模、核准进程等进行了详细规划，并计划新增 3 条特高压直流线路，预计于今年 6 月完成工程预可研。助力经济走出阴霾，特高压建设再提速。2018 年发文重启后，受经济背景以及“826 号文件”影响，电网投资下滑，特高压实际推进速度远低于预期，所规划的 12 条线路中仍有 5 交 2 直尚未核准。而 2020 年特高压作为“新基建”重要组成，被视为兜底经济的主力军，从《国家电网出台应对疫情影响助推企业复工复产举措》中提出推进特高压复工、开工及未核准路线的前期进程，到《2020 年改革攻坚重点工作安排》中明确规划：1）2020 年核准剩余 5 交 2 直线路；2）2020 年开工 1 直多交线路；3）建成多条、按期推进多条线路。按照规划，2020 年核准 7 条、最低开工 3 条，涉及投资规模接近千亿，再到《国家电网有限公司 2020 年重点工作任务》，对特高压的重点部署。此次特高压的加码，不仅仅是电网升级的举措，更反应了国家利用特高压建设的社会效益促投资、稳就业，加速走出疫情对经济影响的决心。特高压产业潜力爆发，千亿市场待释放 2020 年国家电网预计开工“五交两直”共 7 条特高压线路，总投资额将近千亿元，特高压产业链潜力爆发在即。2018 年重启线路“七交五直”共 12 条线路中另包括蒙西-晋中以及长治站配套电站送出工程共 14 条线路，目前已有 7 条线路已启动建设，总投资额约为 1034 亿元。2020 年，国家电网公司计划于年内开工“南昌-长沙”、“荆门-武汉”、“南昌-武汉”、“南阳-荆门-长沙”、“白鹤滩-江苏”、“白鹤滩-浙江”等“五交两直”共 7 条特高压重点工程，涉及项目动态投资建设规模可达 919 亿元。千亿级投资将迅速带动特高压市场上下游产业链快速增长。在国家分布式能源战略部署以及发电与用电中心结构性失衡的背景下，未来长期特高压仍将保持巨大建设潜力。核心设备价值集中，龙头企业强者恒强 特高压直流线路换流站（交-直、直-交）主设备价值较高，占总投资约 35%。特高压直流单条线路总投资额约为 200 亿元，主要采用点对点结构共有 2 个换流站（交-直、直-交），其中每个换流站中包括 4 个换流阀，1 套直流保护系统，以及 26 台换流变（高端及低端换流变各 14 台）等，是直流特高压最核心环节；直流场设备包括 22 台直流断路器、2套直流电抗器、50 组直流电容器以及 50 台直流避雷器，占总投资比约 2%。特高压交流线路主设备与站点数量相关，以平均 3 个站点数量进行核算，核心设备占投资额为 25%。单条特高压交流线路造价约 150 亿元，单个站点核心设备包括 11 个间隔GIS（不同线路差别大）、7 台变压器、10 套电抗器、5 组电容器、5 台断路器、50 套互感器、30 台避雷器等，单条线路通常包括 3 个站点，核心设备约占投资额总比重的 25%。2020 年计划核准开工的“五交两直”共 7 条特高压线路，换流变、GIS、变压器等核心设备总金额将超过 300 亿，将为国电南瑞、许继电气、中国西电等市场主要参与者带来可观的营收增量。特高压市场，核心设备壁垒高，市场份额高度集中，格局稳定。设备价值较大的换流阀、直流保护控制系统、GIS 等关键设备领域市场份额集中在国电南瑞、许继电气、平高电气、中国西电、特变电工等企业。特高压直流市场：价值较大的换流阀、直流保护控制系统、GIS 等关键设备，技术壁垒高，市场份额集中，格局稳定。特高压直流核心设备中，换流设备主要包括换流阀、直流保护以及换流变，是特高压直流设备中技术壁垒最高、最核心部分，市场主要有国电南瑞（换流阀、直流保护系统）、许继电气（换流阀、直流保护系统）、中国西电（换流阀、换流变）以及特变电工（换流变）等少数具有强大技术实力企业瓜分；直流场设备市场中中国西电是主要参与者，在直流断路器、平波/直流电抗器、直流电容器以及避雷器中均占有显著优势；GIS 设备由平高电气、中国西电两大寡头占据超过 60%市场份额。特高压交流市场：技术壁垒较高，龙头效应显著。中国西电在特高压交流市场拥有最全面产业链，业务覆盖 GIS、变压器、电抗器等几乎所有特高压交流核心设备，其中断路器市场占据超过 80%市场份额为绝对主导者；平高电气在 GIS 和变压器以及断路器市场占据半壁江山，为绝对龙头；特变电工与思源电气分别是电抗器与电容器市场重要参与者。2020 年规划建设的“五交两直”共 7 条特高压线路的核心设备将为龙头企业带来可观营收。中国西电凭借其在特高压直流及交流全面产业链将充分受益于本轮重启，我们预计在此 7 条特高压线路中营收增量将接近 70 亿，平高电气凭借其在 GIS 等核心设备的优势地位，我们预计营收增量也将超过 60 亿元，特变电工受益于在直流换流阀与特高压交流变压器市场的龙头地位也将获得逾 50 亿营收增量，国电南瑞以及许继电气作为国网系龙头也将充分受益于本轮特高压工程重启。特高压建设周期长，期间对企业经营有持续影响，股价表现出两轮行情：特高压规划落地及特高压相关营收集中确认。参考历史建设进度，特高压建设周期一般在 2-3 年，周期较长，对于相关企业股价影响并非一步到位。本轮特高压工程重启线路于 2018 年，我们预计已开工线路将于 2020 年进入集中确认周期，而随着 2020 年审批提速与集中开工，我们预计后续工程相关营收将在 2021-2022 年集中确认，并掀起相关企业第二轮行情。投资建议与风险提示投资建议 电力设备行业属于政策性较强行业，与国家政策及电网投资密切相关。当前电网投资有回暖趋势，电力设备有可观增长潜力，本次电网投资将精准落脚于当前国家大力支持的“新基建”概念相关领域，形成以 1）电网信息化和 2）特高压两大发展主线。当前时点下，我们推荐关注电力物联网与特高压概念相关龙头企业： 推荐：国电南瑞（国网系全领域龙头，信通业务覆盖电力物联网终端层、网络层、平台层及应用层全领域，是电网信息化建设最重要参与者，并且是特高压直流核心设备直流换流阀龙头供应商，电力物联网、特高压两大发展主线双重受益），思源电气，特变电工，平高电气。 建议关注：国网信通（重组后成为的国网体系内信息化全产业龙头，国网营销系统更新换代核心供应商，受益于电力物联网建设）；中国西电（特高压领域重要参与者，业务覆盖特高压交直流核心设备，受益于特高压工程重启）。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：中金公司）如需报告原文档请登录【未来智库】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星售电网讯:2020年7月30日，电力规划设计总院（下称电规总院）在北京召开线上发布会发布了《中国能源发展报告2019》和《中国电力发展报告2019》。《中国电力发展报告2019》从发展环境、需求分析、电源发展、电网发展、供需形势、电力技术、电力经济、电力改革、政策解读、观点汇编等多个方面，对2019年我国电力发展状况进行全面梳理；分析预测了未来3年电力需求水平，在此基础上提出了各类电源、各级电网发展展望；深入解读了过去一年重点行业政策及电价政策；在全面总结电力体制改革进展与成效基础上，分析展望了近期改革重点；在总结上年度电源电网造价水平基础上，对未来3年电力工程造价变化趋势进行了分析判断；以专题文章形式深入剖析了当前电力行业热点焦点问题。《中国能源发展报告2019》回顾了新中国成立70周年以来能源发展的总体历程；从能源消费、能源供应、能源技术、能源政策、国际合作等多个方面，围绕能源安全、能源转型等焦点问题，对2019年我国能源发展总体状况进行了全面分析和总结；对未来能源转型发展趋势做出研判，并结合新冠疫情影响对2020年我国能源消费和供应情况进行了分析预测；深入解读了过去一年能源行业重点相关政策；提出了做好2020年和“十四五”时期能源工作需重点关注的问题。电规总院副院长徐小东表示，“能源和电力行业砥砺奋进，攻坚克难，为全面完成“十三五”规划主要目标，构建清洁低碳、安全高效的能源体系奠定了坚实基础。”2019年，我国能源供需总体平稳增长，能源消费结构继续优化。煤炭消费量占能源消费总量的比重下降至57.7%，非化石能源消费比重达到15.3%，均已提前完成“十三五”规划目标。油气增储上产态势良好，原油产量企稳回升，比上年增加约200万吨；天然气产量比上年增加约160亿立方米，增幅创历史记录。电源结构不断优化，可再生能源发电装机占比达到39.5%，同比上升1.1个百分点，发电量占比达到27.9%，同比上升1.2个百分点。新能源消纳水平不断提高，全国新能源电量渗透率达到9%以上，西北地区渗透率达到16%左右，与欧洲整体水平相当，全国平均弃风率、弃光率分别下降至4%、2%，连续3年大幅改善。能源储运设施建设不断完善，保障了能源安全生产和有效供给。油气体制改革继续推进，电力体制改革持续深化。在取得成绩的同时，2019年我国能源和电力发展仍面临不少困难和问题。“能源安全保障外部风险增加，能源供需总体宽松与个别品种区域性时段性供给紧张并存，能源和电力发展不平衡不充分的问题依然存在，部分能源电力关键技术受制于人，体制机制改革进入深水区。”徐小东指出。电规总院规划部主任刘世宇介绍，《中国电力发展报告2019》指出，2019我国电力供应保障能力进一步提升，国内生产总值接近100万亿元，同比增长6.1%；全国发电装机20.1亿千瓦，同比增长5.8%，全国发电量7.3万亿千瓦时，同比增长4.7%。新能源消纳水平显著提高，2019年，非化石能源消费比重达15.3%，超前完成“十三五”规划目标。全国风电平均利用率96%，同比提高约3个百分点；全国光伏发电平均利用率98%，同比提高约1个百分点。同时，电力资源配置能力持续加强，全国实现省间交易电量约1.25万亿千瓦时，同比增长10.1%。电力系统运行更加灵活高效，海上风电、单晶电池、电化学储能等多方面均有良好表现。电力服务水平显著提升，2019年我国营商环境在全球190个经济体中的排名由第46位跃升至第31位，其中“获得电力”指标排名从第14位提升至第12位。电力市场化改革持续推进，2019年全国完成市场化交易电量2.7万亿千瓦时，同比增长29%。关于未来3年电力发展情况，《中国电力发展报告2019》指出，根据目前经济运行总体态势和国家下半年宏观调控政策，初步预判2020年全社会用电量增速大约在0-2.8%左右，未来3年全社会用电量恢复至中速增长。受疫情影响，电力需求预测基数下降，未来3年全国电力供需形势总体稳定，但部分地区仍然趋紧，还需加强电力供应保障性建设。市场消纳将成为后补贴时代新能源健康发展的关键环节，未来3年全国新能源新增消纳空间约2.1亿千瓦，而“三北”地区新能源仍有较大发展潜力，预计未来3年“三北”地区新能源新增消纳空间约8700万千瓦。未来3年，部分沿海省份面临大规模海上风电的接入并网压力，需统筹开发时序与消纳条件。未来3年预计投产新增跨省区输电通道5100万千瓦。《中国电力发展报告2019》对“十四五”电力发展趋势进行了初步研判，安全、绿色、高效是新时代电力高质量发展的关键因素，要建立电力综合安全保障体系，守牢安全发展底线；要有效提升新能源电量占比，握紧绿色发展主线；要以创新引领电力转型升级，坚持高效发展路线；要优化电源结构与布局；要优化调整电力资源配置。《中国电力发展报告2019》预计，2025年全社会用电量9.1-9.5万亿千瓦时，“十四五”全国尖峰负荷控制规模5000万千瓦左右。电规总院能源研究所所长陈铮表示，《中国能源发展报告2019》首先总结了新中国70年能源发展成就：建国70年来，我国能源清洁低碳进程持续推进，能效水平显著提升，能源科技创新能力不断提升、技术装备突飞猛进，统一开放竞争有序的现代能源市场体系初步建成，能源国际合作向纵深发展。能源生产量有显著提升，2019年我国一次能源产量达到39.7亿吨标准煤，增长近200倍；能源消费水平不断提高，2019年能源消费总量达到48.6亿吨标准煤，增长90多倍。2019年能源消费结构不断优化，我国能源消费总量48.6亿吨标准煤，同比增长3.3%，增速较上年下降1.5个百分点。其中，煤炭消费低速增长，消费量约40亿吨。石油消费略有回升，达到6.5亿吨。天然气消费3067亿立方米，增速降至一位数。全社会用电量7.2万亿千瓦时，同比增长4.5%。2019年能源供应保障能力进一步提升。一次能源产量达到39.7亿吨标准煤，同比增长5.1%。电力装机达到20.1亿千瓦，炼油能力达到8.6亿吨，能源供应保障能力进一步提升。煤炭生产布局持续调整、行业集中度持续提高。油气勘探新发现加快增加，2019年原油生产增速由负转正，产量1.91 亿吨，增长0.9%，扭转了2016 年以来产量连续下滑的态势。在天然气生产方面，国内产量较快增长，同比增长10%；非常规气占比提高，致密气、页岩气等非常规天然气产量约占天然气总产量的1/3，其中页岩气产量已达到150亿立方米，同比增长46%。新能源消纳水平显著提高，整体弃风、弃光率持续下降，通过完善消纳保障机制和监测预警平台，加强调峰设施建设，我国清洁能源消纳情况持续向好，水电、风电、光伏发电全国平均利用率分别达到97%、96%和98%，核电机组平均利用率保持在7200小时以上。能源进口规模不断扩大，对外依存度提高。2019年，我国能源净进口量达到约10亿吨标准煤，整体对外依存度21%。在能源供应方面，需重点关注两个问题：一是油气安全风险比较突出，二是电力系统仍存在风险。2020年突如其来的疫情对我国能源消费造成较大影响。《中国能源发展报告2019》预计，2020年，一次能源、煤炭和石油消费都将出现下降，非化石能源、天然气和电力消费保持增长，但增速有所回落。一次能源消费总量约48.5亿吨标准煤，比2019 年下降0.2%。“十四五”期间，我国能源需求增速放缓，供需形势总体宽松。预计，“十四五”期间我国一次能源消费总量年均增长2.5%，低于“十三五”前四年3.1%的年均增速，到2025年一次能源消费总量预计达到54.6亿吨标准煤。电规总院是我国电力规划设计行业的“国家队”，连续4年推出的《中国能源发展报告》《中国电力发展报告》，对我国能源、电力发展状况进行全面梳理、综合归纳，以客观准确的统计数字为支撑，更好呈现了我国能源发展的主脉络。原标题:电规总院《中国能源发展报告2019》《中国电力发展报告2019》发布免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

图集 2020年7月30日，电力规划设计总院（下称电规总院）在北京召开线上发布会发布了《中国能源发展报告2019》和《中国电力发展报告2019》。《中国电力发展报告2019》从发展环境、需求分析、电源发展、电网发展、供需形势、电力技术、电力经济、电力改革、政策解读、观点汇编等多个方面，对2019年我国电力发展状况进行全面梳理；分析预测了未来3年电力需求水平，在此基础上提出了各类电源、各级电网发展展望；深入解读了过去一年重点行业政策及电价政策；在全面总结电力体制改革进展与成效基础上，分析展望了近期改革重点；在总结上年度电源电网造价水平基础上，对未来3年电力工程造价变化趋势进行了分析判断；以专题文章形式深入剖析了当前电力行业热点焦点问题。《中国能源发展报告2019》回顾了新中国成立70周年以来能源发展的总体历程；从能源消费、能源供应、能源技术、能源政策、国际合作等多个方面，围绕能源安全、能源转型等焦点问题，对2019年我国能源发展总体状况进行了全面分析和总结；对未来能源转型发展趋势做出研判，并结合新冠疫情影响对2020年我国能源消费和供应情况进行了分析预测；深入解读了过去一年能源行业重点相关政策；提出了做好2020年和“十四五”时期能源工作需重点关注的问题。电规总院副院长徐小东表示，“能源和电力行业砥砺奋进，攻坚克难，为全面完成“十三五”规划主要目标，构建清洁低碳、安全高效的能源体系奠定了坚实基础。”2019年，我国能源供需总体平稳增长，能源消费结构继续优化。煤炭消费量占能源消费总量的比重下降至57.7%，非化石能源消费比重达到15.3%，均已提前完成“十三五”规划目标。油气增储上产态势良好，原油产量企稳回升，比上年增加约200万吨；天然气产量比上年增加约160亿立方米，增幅创历史记录。电源结构不断优化，可再生能源发电装机占比达到39.5%，同比上升1.1个百分点，发电量占比达到27.9%，同比上升1.2个百分点。新能源消纳水平不断提高，全国新能源电量渗透率达到9%以上，西北地区渗透率达到16%左右，与欧洲整体水平相当，全国平均弃风率、弃光率分别下降至4%、2%，连续3年大幅改善。能源储运设施建设不断完善，保障了能源安全生产和有效供给。油气体制改革继续推进，电力体制改革持续深化。在取得成绩的同时，2019年我国能源和电力发展仍面临不少困难和问题。“能源安全保障外部风险增加，能源供需总体宽松与个别品种区域性时段性供给紧张并存，能源和电力发展不平衡不充分的问题依然存在，部分能源电力关键技术受制于人，体制机制改革进入深水区。”徐小东指出。电规总院规划部主任刘世宇介绍，《中国电力发展报告2019》指出，2019我国电力供应保障能力进一步提升，国内生产总值接近100万亿元，同比增长6.1%；全国发电装机20.1亿千瓦，同比增长5.8%，全国发电量7.3万亿千瓦时，同比增长4.7%。新能源消纳水平显著提高，2019年，非化石能源消费比重达15.3%，超前完成“十三五”规划目标。全国风电平均利用率96%，同比提高约3个百分点；全国光伏发电平均利用率98%，同比提高约1个百分点。同时，电力资源配置能力持续加强，全国实现省间交易电量约1.25万亿千瓦时，同比增长10.1%。电力系统运行更加灵活高效，海上风电、单晶电池、电化学储能等多方面均有良好表现。电力服务水平显著提升，2019年我国营商环境在全球190个经济体中的排名由第46位跃升至第31位，其中“获得电力”指标排名从第14位提升至第12位。电力市场化改革持续推进，2019年全国完成市场化交易电量2.7万亿千瓦时，同比增长29%。关于未来3年电力发展情况，《中国电力发展报告2019》指出，根据目前经济运行总体态势和国家下半年宏观调控政策，初步预判2020年全社会用电量增速大约在0-2.8%左右，未来3年全社会用电量恢复至中速增长。受疫情影响，电力需求预测基数下降，未来3年全国电力供需形势总体稳定，但部分地区仍然趋紧，还需加强电力供应保障性建设。市场消纳将成为后补贴时代新能源健康发展的关键环节，未来3年全国新能源新增消纳空间约2.1亿千瓦，而“三北”地区新能源仍有较大发展潜力，预计未来3年“三北”地区新能源新增消纳空间约8700万千瓦。未来3年，部分沿海省份面临大规模海上风电的接入并网压力，需统筹开发时序与消纳条件。未来3年预计投产新增跨省区输电通道5100万千瓦。《中国电力发展报告2019》对“十四五”电力发展趋势进行了初步研判，安全、绿色、高效是新时代电力高质量发展的关键因素，要建立电力综合安全保障体系，守牢安全发展底线；要有效提升新能源电量占比，握紧绿色发展主线；要以创新引领电力转型升级，坚持高效发展路线；要优化电源结构与布局；要优化调整电力资源配置。《中国电力发展报告2019》预计，2025年全社会用电量9.1-9.5万亿千瓦时，“十四五”全国尖峰负荷控制规模5000万千瓦左右。电规总院能源研究所所长陈铮表示，《中国能源发展报告2019》首先总结了新中国70年能源发展成就：建国70年来，我国能源清洁低碳进程持续推进，能效水平显著提升，能源科技创新能力不断提升、技术装备突飞猛进，统一开放竞争有序的现代能源市场体系初步建成，能源国际合作向纵深发展。能源生产量有显著提升，2019年我国一次能源产量达到39.7亿吨标准煤，增长近200倍；能源消费水平不断提高，2019年能源消费总量达到48.6亿吨标准煤，增长90多倍。2019年能源消费结构不断优化，我国能源消费总量48.6亿吨标准煤，同比增长3.3%，增速较上年下降1.5个百分点。其中，煤炭消费低速增长，消费量约40亿吨。石油消费略有回升，达到6.5亿吨。天然气消费3067亿立方米，增速降至一位数。全社会用电量7.2万亿千瓦时，同比增长4.5%。2019年能源供应保障能力进一步提升。一次能源产量达到39.7亿吨标准煤，同比增长5.1%。电力装机达到20.1亿千瓦，炼油能力达到8.6亿吨，能源供应保障能力进一步提升。煤炭生产布局持续调整、行业集中度持续提高。油气勘探新发现加快增加，2019年原油生产增速由负转正，产量1.91 亿吨，增长0.9%，扭转了2016 年以来产量连续下滑的态势。在天然气生产方面，国内产量较快增长，同比增长10%；非常规气占比提高，致密气、页岩气等非常规天然气产量约占天然气总产量的1/3，其中页岩气产量已达到150亿立方米，同比增长46%。新能源消纳水平显著提高，整体弃风、弃光率持续下降，通过完善消纳保障机制和监测预警平台，加强调峰设施建设，我国清洁能源消纳情况持续向好，水电、风电、光伏发电全国平均利用率分别达到97%、96%和98%，核电机组平均利用率保持在7200小时以上。能源进口规模不断扩大，对外依存度提高。2019年，我国能源净进口量达到约10亿吨标准煤，整体对外依存度21%。在能源供应方面，需重点关注两个问题：一是油气安全风险比较突出，二是电力系统仍存在风险。2020年突如其来的疫情对我国能源消费造成较大影响。《中国能源发展报告2019》预计，2020年，一次能源、煤炭和石油消费都将出现下降，非化石能源、天然气和电力消费保持增长，但增速有所回落。一次能源消费总量约48.5亿吨标准煤，比2019 年下降0.2%。“十四五”期间，我国能源需求增速放缓，供需形势总体宽松。预计，“十四五”期间我国一次能源消费总量年均增长2.5%，低于“十三五”前四年3.1%的年均增速，到2025年一次能源消费总量预计达到54.6亿吨标准煤。电规总院是我国电力规划设计行业的“国家队”，连续4年推出的《中国能源发展报告》《中国电力发展报告》，对我国能源、电力发展状况进行全面梳理、综合归纳，以客观准确的统计数字为支撑，更好呈现了我国能源发展的主脉络。责任编辑： 刘佳

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】10年、15年后，甚至更远的未来，我国电网将呈现怎样的格局？南网能源院一份名为《我国未来电网格局研究》的研究报告(以下简称《报告》)，就这个问题进行了预测。《报告》的主要观点是，中长期，我国电网结构形态将继续维持东北、华北、西北、华中、华东、南方的六大区域电网格局，区域间相对独立，跨区长距离输电应以直流线路为主，区域内进一步优化网架结构，形成清晰合理、分层分区的主网架；远期将从以集中式大电网为主，逐步向以分布式和综合能源利用的智能电网方向发展，储能、微网、智能通信、能源互联网等技术大范围推广应用，电网智能化水平全面升级。联网规模并非越大越好未来六大区域电网仍相对独立世界电网的历史走过百余年。百余年里，输电距离越来越远，电压等级越来越高。目前，最高等级的输电网已突破1100千伏，是最低等级家庭用电电压220伏的4500倍。从最高到最低电压等级，逐级降压，构成了庞大而复杂的输配电网络，各国皆是如此。就我国而言，特高压输电技术的广泛应用，将我国电力事业发展提升到一个前所未有的高度。但由此也引发了新一轮的“交直流路线之争”。从目前的电网结构看，我国呈现出东北、华北、西北、华中、华东、南方的六大区域电网格局。区域间大多通过直流线路实现异步互联，保证电力故障控制在区域内，避免事故跨区大面积蔓延。为解决能源资源与经济发展“逆向分布”的矛盾，我国实施远距离“西电东送”。特高压出现以后，±800千伏直流输电逐渐成为远距离跨区输电首选。而特高压交流亦开始了示范应用。2009年，1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流工程投产，将华北电网和华中电网联系起来，打破了六大区域电网通过直流异步互联的格局。从业内主流观点来看，对于特高压交流联网的诟病始终存在，主要聚焦于两点：一是安全性，认为区域电网大规模同步互联后，存在大面积事故风险；二是经济性，从我国投产运行的多条特高压交流工程运行情况来看，通道利用率不高，经济性相较直流工程要差。国家能源局曾委托中国工程院对我国未来电网格局进行专题咨询。咨询专家组出具的意见认为：继续坚持以六大区域电网为主体，区域电网之间以直流异步互联；不建议建设“三华”(华北、华中、华东)特高压交流同步电网。“我们《报告》的观点，跟专家组的意见是高度一致的，认为交流特高压大规模同步联网的确存在安全隐患。”南网能源院电力规划中心主任黄豫打了个形象的比喻，“通过交流特高压同步互联的各区域电网，就像赤壁之战曹军连环战船一样，虽然可以增加稳定性，但由于各船之间联系紧密，一旦一船被烧，火势将迅速向其他船蔓延，非常难以控制，很可能导致火烧连营、全军覆没。”工程院专家组与南网能源院《报告》的认识，除了理论分析外，也有实际的案例支撑。如历史上发生的美国、印度大停电，都与其交流同步电网规模过大的问题不无关系，局部故障蔓延引发大范围同步电网连锁反应，令整个电网及国家经济遭受巨大损失。有鉴于此，《报告》才认为，中长期，我国电网结构形态应继续维持东北、华北、西北、华中、华东、南方的六大区域电网相对独立的格局不变。我国《电力发展规划编制原则》对电力规划时段进行了细分，中期规划为5―15年，长期规划为15年以上。“我们‘中长期’预测的时间，大约可以到2035年。”黄豫说。电网分层分区平衡更安全分布式电源引领“电从身边来”《报告》指出，同步电网规模并非越大越好。从安全性上说，大同步电网短路电流问题突出、大面积停电风险大，一旦发生连锁反应事故，大同步电网所遭受的损失和影响远大于中小同步电网。从经济性上说，同步电网规模扩大到一定程度时，对改善电源装机结构布局的效果不再明显，联网错峰效益也将呈边际递减态势。因此，同步电网达到一定规模时，通过分层分区，形成清晰合理的电网架构，无论从安全、经济、技术等方面来说，都是势在必行的。“电源分散布局、就近供电，电网分层分区、就地平衡，受端电网多通道多方向接受外电，构建本质安全的未来电网。”黄豫称。西南电力设计院原副总工程师吴安平也认同这一观点。他表示，电网与其他行业很不一样，它有一个最基本最重要的规律是分区平衡。因此，区域电网体制并非主观臆想的方案，而是电网分区平衡规律的客观要求。况且，从长远来看，随着西部经济快速发展和能源资源平衡关系的变化，远距离大容量输电亦不可能永无止境地发展下去。《报告》预计，这种变化可能发生在2035年前后。届时，我国电网形态将发生较大转变，将逐步从以集中式大电网为主的发展模式，向集中式大电网与分布式、以综合能源利用为主的智能电网并重模式转变。“分布式发电与远距离输电是相辅相成的关系。”黄豫表示，当我国能源电力体制机制改革完善后，分布式能源发电技术将得到广泛应用，促进风电、光伏、氢能等分布式新能源就近供电、就地消纳，区域电网内部通过柔直异步互联，更加安全、友好地接受外电及本地分布式电源发电上网，实现分区平衡。现在电从远方来，可能在未来的某一天，这种状况会彻底改变。“从长远看，分布式风电、光伏的成本下降很快，各种储能技术成本也在下降，使得‘电从身边来’成为可能。”中国工程院院士杜祥琬表示。原标题:我国未来电网格局研究报告 六大区域电网仍相对独立免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

北极星智能电网在线讯：7月30日，电力规划设计总院线上发布年度旗舰报告《中国能源发展报告2019》、《中国电力发展报告2019》，全面总结2019年我国能源、电力行业发展状况，研究行业发展态势，研判行业发展趋势，为政府决策、企业经营和社会发展提供重要参考和专业服务。基于发布会文字记录，简要整理《中国电力发展报告2019》主要观点，数字信息均有遗误，仅供研究参考之用。一切权利归电规总院所有，请以其官方发布及正式书籍为准。电规总院《中国电力发展报告2019》提要电规总院自2016年起连续四年编著年度电力发展报告，有三个定位：一是统计分析电力工业发展基础的工具书，二是分析研判电力工业发展趋势的参考书，三是展示电规总院研究成果和主要观点的宣传册。2019年报告内容分为三个部分：一是2019年电力工业发展概况，二是未来三年电力发展展望，三是“十四五”电力发展趋势研判。2019年电力工业发展概况电力供应保障能力进一步提升。截至2019年底，全国发电装机超过20亿千瓦，同比增长5.8%；2019年，全国发电量达7.3万亿千瓦时，同比增长4.7%。新能源消纳矛盾得到大幅缓解。2019年，非化石能源消费比重达15.3%，提前超额完成“十三五”规划目标。2019年，全国风电平均利用率96%，同比提高3个百分点；光伏发电平均利用率98%，同比提高1个百分点。电力资源优化配置能力稳步提高。截至2019年底，我国西电东送总规模达2.5亿千瓦，同比增长2%；2019年，全国实现省间电力交易1.25万亿千瓦时，同比增长超过10%。电力系统更加灵活、更加高效。主要体现在风电单机容量、光伏转化效率、煤电灵活性改造、煤电平均供电效率、电化学储能总规模、抽水蓄能建设规模、电网综合线损率等典型指标。电力普遍服务水平持续提升。2019年，我国电力营商环境排名提高至第31名，获得电力指数提高2位至第12名。电力市场化改革稳步推进。2019年，全国完成市场化交易电量2.7万亿千瓦时，同比增长接近30%；电力现货试点地区陆续进入结算试运行。未来三年电力发展展望电力需求逐步恢复中速增长。预计2020年，全国全社会用电量在回正基础上实现低速增长，全年同比增长2.8%，各季度增速分别为-6.5%、3.9%、6.7%、6.3%。2021、2022年，我国全社会用电量恢复中速增长，增速分别为5.1%、4.7%，主要考虑是“两新一重”等重点领域有效投资扩大，消费快速回暖。预计未来三年，“三北”地区新能源新增消纳空间接近9000万千瓦。预计未来三年，全国新投产跨省跨区输电通道输电能力超过5000万千瓦。“十四五”电力发展趋势研判电力工业在新时代当中必须要重点解决好安全、绿色、高效三个方面核心要素。首先，充分调动电源侧、电网侧和负荷侧资源，合力建设综合安全保障体系，守牢安全发展底线。其次，新能源发展从注重装机规模增长向注重系统消纳能力转变，优化新能源发展布局，扩大系统调节能力。此外，要以创新引领电力系统的整体转型升级，坚持高效发展路线。电量：新冠肺炎疫情带来前所未有的冲击，但我国经济长期向好的基本面没有改变。初步预计，2025年全国全社会用电量达9.1万亿―9.5万亿千瓦时区间；2025年我国尖峰负荷控制规模有望达5000万千瓦。煤电：经量化计算分析，未来五年我国煤电发展首先以西部、北部的综合能源基地开发为依托，同时也包括东部沿海经济发达地区。初步建议在负荷密度比较高、电力需求比较大的江苏、广东、浙江等省，实事求是地发展一批保证本地电力供应安全的支撑性煤电机组。气电：从“十三五”发展实践看，我国天然气发电仍受气源、气价两个关键因素制约。未来发展仍集中于东部沿海及一些经济相对比较发达、财政相对比较充足的省份，重点如江苏、上海、广东、浙江。核电：以保障安全为基本前提，重点发展沿海核电。水电：以生态环境保护为前提，重点开发西南大型干流水电站。新能源发电：以风、光为代表的新能源发电将成为我国第二大电源。预计2025年，风光发电合计装机容量超过8亿千瓦，占比接近30%，合计发电量超过水电；非化石能源消费占比超过18%。新能源发电以市场消纳为核心，重点是在“三北”地区布局集中式大型场站，同时在东中部和南部地区结合负荷特点布局分布式电站。电力流：首先是立足存量，把已经建成投运的2.5亿千瓦和正在建设的5000万千瓦存量电力流进行适当优化调整；其次是在充分优化存量基础上，适当布局新的西电东送、北电南送。（文章来源：电力规划设计总院）