发电市场调研报告

近日，国网能源研究院发布《中国新能源发电分析报告丨2020》（以下简称“《报告》”），从2019年我国新能源发展主要特点、国内外新能源发电发展展望、新能源发电专题分析三方面介绍新能源发展情况。《报告》指出，2019年我国太阳能发电继续保持稳步增长，分布式光伏发电累计装机容量突破6000万kW。2019年我国光伏发电度电成本约0.29-0.80元/kW.h，度电成本呈现西低东高的趋势。预计2020年，我国光伏度电成本为0.245-0.512元/kW.h。到2025年，度电成本在0.22-0.462元/kW.h。2020-2021年，受新能源资源、装机容量增长、电力需求增长等边界条件共同影响，新能源消纳情况可能存在一定的不确定性。从国家可再生能源补贴管理政策调整的趋势来看，总体是积极推动新能源健康可持续发展，确保新增项目的收益，并为尽快解决可再生能源补贴拖欠难题指明了方向。对于国内外新能源发展展望，《报告》预计2035年全球光伏发电装机将达到2476GW，占全球发电装机的21%，成为装机规模最大的发电类型。同时结合我国电力市场建设进程，以及不同交易机制对促进新能源消纳成效的评估，《报告》建议下一步重点完善我国调峰辅助服务机制与新能源跨省区交易机制，进一步发挥市场机制对于提升新能源消纳能力的作用。《报告》原文如下：来源：国网能源研究院

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】一、火电行业发展现状相较其他能源发电，我国火力发电技术起步较早，火电占领电力的大部分市场，行业发展处于成熟阶段。近年来，火力发电量保持稳定增长，受环保、电源结构改革等政策影响，火力发电量市场占有比重呈逐年小幅下降态势，但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。火电行业未来只有不断提高火力发电技术，才能适应和谐社会的要求。火电行业推进产业结构优化升级正当时，未来，实现高效、清洁、绿色生产方式是行业发展主要目标。（来源：微信公众号“世经未来” ID：wefore 作者：专业银行顾问）2019年中国火力发电量达51654亿千瓦时，占全国发电总量的72.32%，其中煤电发电量4.56万亿千瓦时(同比增长1.7%)。受疫情因素影响，2020年1-3月全社会用电量呈现同比下滑态势，其中二产及三产用电同比分别下滑8.8%、8.3%，一季度发电量不可避免地出现同比下滑。据统计，1-3月份全国火力发电量达11746亿千瓦时，与2019年同期相比下降8.2%，伴随着后续复工复产的有序推进，用电量有所复苏，火电经营边际向好。2019年全国火力发电量前十大省市依次为山东、内蒙古、江苏、广东、山西、新疆、河北、安徽、河南和浙江，其中山东、江苏、广东、河北、河南、浙江等省份2019年火力发电量实现负增长，从全国来看，2019年山东省火力发电量达5169亿千瓦时，排名第一。近年来，我国高效、清洁、低碳火电技术不断创新，相关技术研究和实际运用达到国际领先水平，为优化我国火电结构和技术升级作出了贡献。整体来看，火电在当前和今后仍然具有许多独特的优势，这些都是其他非化石能源在相当长时期内无法替代的，面对如今日益严格的绿色发展要求，火力发电行业必须加大科技创新力度，提升绿色管理水平，增强行业绿色竞争力。二、行业供需分析（一）上游供给情况分析1、全国火电装机情况1882年上海电气公司的成立，拉开了国内电力行业发展的序幕，经过一百三十多年的发展，我国发电装机容量已稳居世界第一，据国家能源局数据显示，2019年全国发电装机容量达201066万千瓦，同比2018年增长了5.8%。从各能源装机结构来看，火电仍然是我国最主要的电力能源，2019年约占国内电力装机容量的59.22%，近年来随着煤电去产能成效初显，我国火电装机量增速放缓，2019年中国火电装机容量为119055万千瓦（包含煤电1045GW、燃气90GW），同比2018年增长4.1%。总体看，在火电装机建设方面，近年来火电装机容量持续增长，随着之前年度火电投资项目的陆续投产，短期内火电装机容量将继续保持增长，但受国家煤电停、缓建政策影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外，近年来受环保、电源结构改革等政策影响，国内非化石能源装机快速增长，火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势，且该趋势未来将长期保持，但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。2、发电效率情况目前，我国电力工业已由高速增长阶段转向高质量发展阶段，与此同时，新的问题与困难将迎面而来，我国火电装机产能呈现局部过剩、利用小时逐年下降的新常态，2019年中国火电平均利用小时数为4293小时，同比2018年减少68小时。3、火电建设投资情况随着清洁能源的悄然崛起，抢占部分火电市场，近年来我国火电建设投资呈现持续减少态势，2019年我国火电电源基本建设投资完成额为630亿元，同比2018年下降20%。4、行业供给展望结合“十三五规划”、在建火电电厂的投产计划及淘汰落后产能《2019年煤电化解过剩产能工作要点》、《国家能源局关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》等相关政策，未来火电新增装机规模有限，预计2020年新增装机规模将基本与2019年持平，约3500~4000万千瓦，累计装机规模增速约2.00~3.50%。到2020年煤电装机控制在11亿千瓦左右，气电装机为1.10亿千瓦。发电量及发电效率方面，根据上文火电行业需求与火电装机增速分析，以及火电新增装机规模和火电发电量等测算，预计2020年火电设备利用小时数将小幅下降。（二）下游用电需求分析1、用电量保持稳定增长2019年，全国全社会用电量7.23万亿千瓦时，比上年增长4.5%。全国人均用电量5161千瓦时，人均生活用电量732千瓦时。2、用电结构：第二产业占比大，第三产业和城乡居民用电贡献率超50%（1）第一产业用电量平稳增长2019年，第一产业用电量780亿千瓦时，比上年增长4.5%。其中，渔业、畜牧业用电量分别增长8.2%和5.0%。第一产业用电量对全社会用电量增长的贡献率为1.1%，拉动全社会用电量增长0.05个百分点。（2）第二产业及其制造业用电量保持中低速增长2019年，第二产业用电量4.94万亿千瓦时，比上年增长3.1%。第二产业用电量占全社会用电量的比重为68.3%，比上年降低0.9个百分点。第二产业用电量对全社会用电量增长的贡献率为47.9%，拉动2.1个百分点。制造业用电量比上年增长2.9%，其中，四大高载能行业用电量比上年增长2.0%，其中建材行业用电量增速为5.3%，黑色行业用电量增速为4.5%，化工行业用电量与上年持平，有色行业用电量增速为-0.5%；高技术及装备制造业用电量比上年增长4.2%；消费品制造业用电量比上年增长2.2%；其他制造业[注解4]用电量比上年增长6.3%。（3）第三产业用电量保持较快增长2019年，第三产业用电量1.19万亿千瓦时，比上年增长9.5%。其中，信息传输/软件和信息技术服务业用电量增长16.2%，租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量增速均在10%以上。（4）城乡居民生活用电量中速增长2019年，城乡居民生活用电量1.02万亿千瓦时，比上年增长5.7%。分城乡看，城镇居民、乡村居民用电量分别比上年增长5.5%和5.9%。（5）第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率合计超过50%2019年，第三产业和城乡居民生活用电分别拉动全社会用电量增长1.5和0.8个百分点。第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为33.1%和17.9%，两者合计达到51.0%，其中第三产业贡献率比上年提高10.1个百分点。3、西部地区用电量增速领先2019年，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别比上年增长3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，占全国比重分别为47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，全国共有28个省份用电量实现正增长。4、行业需求展望按照“十三五”发展规划，预计2020年全社会用电需求增长4%-5%，2020年火电总体需求量依旧上涨，但增速预计有所收窄。分项消费来看，第二产业方面，预计2020年第二产业用电量增速将有所放缓，消费占比将继续呈下降趋势。第三产业方面，受云储存、5G等信息技术行业快速发展，用电电耗较高影响，近年对全社会用电量增速贡献率显著增长，但受宏观经济增速下行及疫情的影响，预计2020年第三产业用电量增速将出现下滑，但对用电需求增长贡献度依旧较大。城乡居民生活用电方面，随着国家城镇化率和居民生活电气化水平持续提高、农网改造和居民煤改电的推进，预计2020年城乡居民生活用电仍能维持一定增长。综合2020年第二产业、第三产业及城乡居民生活用电增速及占比变化趋势，考虑宏观经济增速下行等影响，预计2020年全社会用电量增速将有所放缓。三、行业发展趋势判断作为煤炭资源大国，我国将长期以火力发电为主，但受到我国供给侧结构性改革、非化石能源发电技术的发展，火力发电装机容量市场占比将逐渐有所下滑。未来一段时间，为了切实贯彻科学发展观、提高发电效率、做到清洁发电,中国的火力发电也将逐步转型为高效、清洁、环保的发电方式。并且将强化管理制度，建立梯形制度，因地制宜发展，取得行业结构优化。（一）火电装机容量将持续增长，国内电源结构仍将长期以火电为主我国电源结构以火力发电为主，其中燃煤发电在火力发电中占据主导地位。2019年，我国火电发电量在总发电量中的占比达88%；燃煤发电量在火电发电量中的占比达62%，燃气发电、燃油发电量占比小。在火电装机建设方面，近年来火电装机容量持续增长，随着之前年度火电投资项目的陆续投产，短期内火电装机容量将继续保持增长，但受国家煤电停、缓建政策影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外，近年来受环保、电源结构改革等政策影响，国内非化石能源装机快速增长，火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势，且该趋势未来将长期保持，但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。（二）清洁高效的火力发电技术不断发展根据当前我国的能源分布、能源消耗、环境污染的情况，既然火力发电的供应将长期作为生产生活的主要供应源，那么在这一长期趋势和大背景下，积极的探索清洁高效的火力发电技术就显得尤为重要了。常见的新型火力发电技术，包含了煤炭加工、煤炭转化、烟气净化以及燃料电池四种，尤其是燃料电池和烟气净化，对此，行业内学者和电厂工程师将继续不断钻研，探索清洁高效的火力发电方式。（三）管理制度将不断强化科学发展观、清洁能源、高效利用火力发电,这些都不只是技术部门和环保部门的问题，火力发电的转型,是一个系统工程,不仅仅需要技术人员的刻苦钻研,更需要在管理制度上改革创新。我国还处于发展阶段,社会用电量需求大,电厂分布广。如果同时研究、同时转型,在技术上和财政上，都得不到强有力的支持。因此应该在制度上加强梯度建设,优先在发达地区,技术成熟的地区做试点,然后逐级更新。对于电厂的发展,也不能搞一刀切,要切合当地的资源以及需求,真正做到因地制宜。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

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星储能网讯:7月5日，国网能源研究院有限公司召开2020年第一批基础研究年度报告发布会，来自政府部门、行业协会、能源企业、高等院校、研究机构等200余位领导专家参会。会上发布了2020年版《中国电力供需分析报告》、《中国电源发展分析报告》、《中国新能源发电分析报告》、《国内外电力市场化改革分析报告》四本第一批年度报告。“中国电力”公众号今日将分享《中国新能源发电分析报告2020》。本报告对2019年中国风电、太阳能发电等新能源发电的开发建设情况、运行消纳情况进行了全面分析总结，汇总了新能源发电技术最新进展，深入分析了新能源发电成本和新能源产业政策，展望了国内外新能源发电发展趋势，并围绕业界关心的热点问题进行剖析与探讨，力求对中国新能源发展进行全景式扫描，是新能源领域市面上少有的内容非常全面的报告之一。（来源：微信公众号“中国电力” ID:ELECTRIC-POWER 作者：国网能源院）发布PPT共享如下：原标题:重磅推荐 | 《中国新能源发电分析报告2020》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

（报告出品方/作者：安信证券，邓永康、朱凯）核心观点行业需求：内外共振，景气上行。国内，根据我们测算，当前光伏电站系 统投资成本已降至 3.5-3.8 元/W，行业具备平价条件，未来随着初始投资成 本降低带动 LCOE 下降，光伏发电的经济性将愈发凸显。中期，“十四五” 期间非化能源占比有望至少提升至 18%以上，从而为中期新能源装机需求提 供“锚点”， 2020-2025 年光伏和风电年均新增装机量有望分别达到 71-94GW 和 13-26GW 。海外，欧洲将可再生能源占比目标从 32%以上提 升至 38%-40%、美国能源政策也可能随拜登上台发生 180 度转向，发展清 洁能源成为全球共识。与此同时，随着全球 GW 级市场的增多，海外装机需 求逐渐去中心化，海外光伏新增装机需求增长变得愈发确定。综合来看，我 们维持对于 2021 年全球光伏新增装机 160-170GW（国内 50-60GW，海外 100-110GW），2021 年国内风电装机 30GW 左右的判断。光伏行业：短期、中长期均具备优质投资机会。短期：2021 年产业链利润预计大部分将集中在由于产能投放周期错配 导致供需阶段性紧张的玻璃和硅料环节。其中，光伏玻璃，双玻渗透率 提升导致光伏玻璃需求高增且供给端释放周期较长，虽然存在替代方案， 但 2021 年光伏玻璃供需预计仍将较为紧张，从而对光伏玻璃价格形成 支撑进而抬升玻璃企业的盈利中枢，行业龙头有望实现量利齐升，重点 推荐光伏玻璃双寡头之一的福莱特（A+H 股），建议关注信义光能（港股）、亚玛顿；多晶硅，2021 年行业新增产能预计四季度投产，考虑产 能爬坡，行业供给几无新增量，供需较为紧张，全年存在 1.7 万吨左右 的供需缺口，成本曲线支撑硅料价格，行业龙头业绩确定性强。中期：（1）竞争格局依然优质的硅片和胶膜环节。其中，硅片环节，随着技术迭代接近尾声、行业成本曲线逐渐趋于平滑，中长期行业盈利水 平可能向胶膜行业演化，释放超额利润后硅片依然将是光伏行业里竞争 格局最为优质的赛道之一，重点推荐隆基股份，建议关注中环股份；胶 膜环节，重点推荐胶膜行业龙头福斯特，建议关注赛伍技术；（2）有望 携成本优势大幅提升市占率的垂直一体化龙头。2020 年组件行业集中度 被动提升，验证了在供需过剩的背景下龙头强劲的出货能力和显著的竞 争优势。2021 年预计将是组件行业集中度提升的关键年份，龙头有望携 多年积累的品牌、渠道和成本优势完成市占率提升，坚定推进垂直一体 化的组件龙头有望脱颖而出，重点推荐隆基股份、晶澳科技并建议关注 晶科能源（美股）；（3）有望随国产替代实现业绩持续高增的逆变器和跟 踪支架环节。其中，逆变器环节，重点推荐全球逆变器龙头阳光电源、 组串式逆变器优质企业锦浪科技和固德威，建议关注上能电气；跟踪支 架环节，重点推荐国内跟踪支架龙头中信博。风电：预期悲观，估值有望得到修复。此前市场预期由于行业进入平价，“十 四五”期间国内风电年均新增装机可能回落至 20-30GW，市场预期悲观压制 风电板块估值。从短期来看，考虑疫情影响，预计部分风电并网时间将顺延 至 2021 年，叠加海上、分散式、平价、通道项目，我们认为 2021 年中国风 电行业将维持较高景气，预计 2021 年国内新增装机在 30GW 左右，重点推 荐金风科技、明阳智能、天顺风能、中材科技、日月股份、金雷股份等，建 议重点关注大金重工、东方电缆等。储能：光储平价大势所趋，市场空间广阔。长期看，消纳问题预计将成为 新能源行业成长的硬约束。发/用两端齐头并进，电化学储能千亿级别市场冉 冉升起。根据我们模型测算，到 2025 年全球电化学储能有望达到 5,748 亿 元，年均增速有望达 46.28%。重点推荐电池储能系统领先企业派能科技、 宁德时代，储能逆变器领先企业固德威以及国内储能系统集成和储能逆变器龙头阳光电源。1. 行业需求：内外共振，景气上行1.1. 国内：降本增效助力平价，非化能源占比提升为“十四五”需求提供“锚点”1.1.1. 降本增效助力平价，2021 年正式步入平价时代2020 年竞价项目补贴力度大幅下降，国内需求有望平稳过渡到平价时代。2020 年是光伏行 业全面平价前的最后一年，根据 6 月 28 日国家能源局公布的 2020 年光伏发电项目国家补贴 竞价结果，全国共有 22 个省份和新疆生产建设兵团组织 4168 个项目申报光伏发电国家补贴 竞价，总装机容量为 33.51GW，最终纳入补贴的总装机容量为 25.97GW，加权平均度电补 贴强度仅为 0.033 元/kWh（2019 年为 0.065 元/kWh），竞价项目补贴力度大幅下降，国内 需求有望平稳过渡到平价时代。2020 年平价项目申报侧面印证国内平价时代需求较为乐观。国家发改委和能源局于 2020 年 8 月发布了《关于公布 2020 年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，通知中公布了 2020 年光伏平价项目为 33.05GW 且项目应于 2021 年底前并网。此外，未纳入 2020 年竞价补贴 的 7.54GW 光伏项目可以自愿转为平价。各省申报平价项目热情高涨，侧面反映出当前投资 成本下光伏平价项目的收益率较为可观，2020 年平价项目预计将成为 2021 年光伏装机的最 主要来源。行业持续降本增效，光伏发电经济性愈发凸显。近年来光伏行业降本增效仍在持续推进，从 未间断。一方面，产业链自上而下在泛摩尔定律的作用下，不断实现技术迭代和工艺优化， 实现了生产成本的大幅下降，与此同时补贴退坡也倒逼全产业链压缩利润空间。2020 年 6 月组件价格触及 1.45 元/W 的历史低点，7 月份以来由于硅料和辅材价格上涨，组件价格有 所回升，但随着 2021 年硅片环节释放超额利润，中期硅料、辅材供需平衡后价格回落，未 来组件价格仍有进一步下降的空间；另一方面，由于电池转换效率提升以及大尺寸组件等技 术应用，电站 BOS 成本也呈现逐步下降态势。根据我们测算，当光伏电站系统投资成本降至 3.71 元/W 以下，三类资源区在平价后项目运 营内部收益率（IRR）仍可以达到 8%，而目前光伏电站系统投资成本已经降至 3.5-3.8 元/W， 光伏行业已经具备平价条件，8%的类公用事业项目收益率在当前资产荒的时代背景下显得 更加珍贵，未来随着初始投资成本降低带动 LCOE 下降，光伏发电的经济性也将愈发凸显。1.1.2. “十四五”规划有望尽快落地，为行业装机提供“锚点”坚定可再生能源发展决心，“十四五”规划有望尽快落地。2020 年 9 月 22 日在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出中国二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和，体现了国家发展可再生能源的决心。国家可再生能源规划在 2020 年 4 月 9 日已被国家能源局明确了编制节奏，预计将于 2021 年 3 月底前形成国家《可再生 能源发展“十四五”规划(送审稿)》。我们假设非化石能源占比在未来十年持续提升，于2025年和2030年分别提升至18%和20%， 在平均发电煤耗逐年下降，光伏+风电发电量占比逐年提升的基础上，我们分别以 2019 年和 2025 年为基年，预计 2025 年和 2030 年所需光伏+风电发电量增量分别达 0.85 万亿 KWh 和 1.13 万亿 KWh。非化能源占比提升为“十四五”光伏装机需求提供“锚点”。根据预计发电量增量，在现有 的风电和光伏装机的基础上，预计 2020-2025 年光伏和风电年均新增装机量在 71-94GW 和 13-26GW 的范围内，2025-2030 年光伏和风电年均新增装机量在 113-151GW 和 21-41GW 的范围内。在经济性已经满足平价需求的前提下，“十四五”非化能源占比提升将为中期光 伏装机需求提供“锚点”。从当前政策及产业发展情况来看，非化石能源消费占比的目标或将进一步上调。实际上，行 业主管部门及国家领导人，曾多次表示我国将持续推动能源生产和消费革命，持续提升非化 石能源占一次能源消费比重。结合国家领导人在巴黎气候大会的承诺，以及相关产业政策和 规划来看，随着光伏发电进入平价上网时代，我们判断 2025 年 18%和 2030 年 20%的非化 石能源占比目标或将提前实现。十四五期间，我国光伏、风电等可再生能源的装机量，或将 从上述我们测算的阶段 1 直接进入阶段 2。1.1.3. 中期关注消纳问题，光储平价势在必行平价时代消纳问题成为硬约束。我国太阳能和风能资源丰富程度在空间上呈现为由西北向东 南递减，而主要负荷则集中在东南沿海地区。电力负荷无法满足太阳能和风能出力会出现弃 光和弃风问题，此外新能源渗透率过高会造成电网运行的不稳定，也是制约光伏和风电装机 增长的一大因素。由于 2018 年“531”暂停新增装机以及特高压线路接连投运，2019 年国 内弃光率下降至为 2%，相比 2018 年的 3%下降 1pct，已经有了大幅改善，目前弃光严重的 地区主要是西北的西藏、新疆和青海。2020 年国网、南网和内蒙古电力公司公布了光伏新增消纳空间分别为 39.05GW、7.4GW 和 2GW，三者共计 48.45GW，后续随着特高压线路不断建设以及电网坚强性进一步增强，未 来国内每年消纳上限预计至少应高于 2020 年，消纳问题短期对国内装机需求的制约预计不 明显。但从中长期的维度来看，倘若“十四五”光伏装机需求持续上升，消纳问题毫无疑问 将成为硬约束。政策频出，缺乏盈利模式是新能源电站配套储能的痛点。2020 年 5 月 19 日，国家能源局发 布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，提出鼓励推动电储能 建设和参与，以此促进清洁能源高质量发展。截止目前 11 个省份陆续出台了鼓励新能源电站配套储能的文件，其中湖南、山西等省份建议风电、光伏等新能源发电配臵 20%储能。由 于电力市场制度的不完善，用户侧配臵储能的自发性不强，因此当前储能的配臵主要集中在 发电侧。然而，由于目前发电侧储能不参与电网调度，盈利模式不清晰，因此配套储能的成 本基本由电站业主方承担，盈利模式的缺乏和高昂的储能成本成为解决消纳问题的痛点。电化学储能在电力系统中的应用场景广泛，可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景。其中，发电侧包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧 主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧主要用于电力自发自用、 峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据 CNESA 的统计，截至 2018 年，用户侧领域的累计装机规模最大，为 2.2GW，占比 32.6%；辅助服务、集中式 可再生能源并网、电网侧和电源侧分列二至五位。从 2018 年全球新增投运项目的应用分布 看，同样是用户侧领域的新增装机规模最大，为 1.6GW，占比 43.8%；集中式可再生能源 并网、辅助服务、电网侧和电源侧分列二至五位，所占比重分别为 25.2%、15.8%、13.8% 和 1.3%。光储平价势在必行，降本之路仍需努力。根据 SOLARZOOM 的测算，目前光伏电站配套储 能度电成本约为 0.6 元/kWh（其中光伏发电度电成本 0.3kWh、储能度电成本 0.3kWh）。由 于缺乏盈利模式，因此目前为了有效解决消纳问题，光储平价势在必行。根据我们测算，在 电站年利用小时数为 1200、配套 20%储能以及电站项目收益率为 6%的前提下，组件价格、 电站 BOS 成本、储能单位成本分别降至 1.4 元/W、1.6 元/W 以及 0.3 元/kWh 以下时，电站 的 LCOE 可以下降至 0.37 元/kWh，从而实现光储平价。这需要光伏产业链持续降本增效、 储能成本大幅下降以及电站端降低项目收益率预期三者的共同努力。到 2025 年，全球发/用电侧的储能需求将达到 507GWh。从发电侧和用电侧，我们对全球未 来几年储能市场的空间进行了详细测算。用电侧我们仅考虑分布式光伏自发自用（含户用光 充储）和峰谷电价差套利，发电侧我们仅考虑风电和光伏的并网接入，基于我们前期外发深 度报告《电化学储能专题报告：千亿赛道冉冉升起，中国企业大有可为》中的相关分析和假设，测算到 2025 年全球电力系统发/用电端的储能需求就将达到 507GWh，而风电/光伏的 并网储能需求则将达到 280GWh。到 2025 年，电力系统用储能行业市场规模将达到 5,000 亿以上。其中，2021-2025 年市场 空间分别为 2,016、2,946、3,824、4,617 和 5,748 亿元，2021-2025 年均增速有望达到 46.28%。 其中，磷酸铁锂型储能 2021-2025 年市场空间分别为 767、1,195、1,648、2,105 和 2,765 亿元，年均增速约 65.13%；三元型储能 2021-2025 年市场空间分别为 1,015、1,401、1,713、 1,941 和 2,257 亿元，年均增速约 30.59%；储能逆变器和 EMS 市场空间分别为 234、349、 463、571 和 726 亿元，年均增速约 52.56%。储能市场空间广阔，中国企业大有可为。随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进， 国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率，中国企业大有可为。1.2. 海外：可再生能源发展成全球共识，装机增长确定性强1.2.1. 欧洲、美国夯实能源转型政策，发展清洁能源成全球共识欧洲夯实能源转型政策，提升可再生能源占比目标。2020 年 9 月 17 日，欧盟发布将 2030 年可再生能源占比目标从 32%以上提升至 38%-40%；由于在减排目标的倒逼下，未来欧洲 碳减排减排目标或提升至 60%，因此未来欧洲可再生能源发电占比将持续提升至约 42%-44% 的水平。根据预计发电量增量，在现有的风电和光伏装机的基础上，若在减排目标 55%的基 础上，预计 2020-2030 年光伏和风电合计年均新增装机量在 103-114GW 的范围内，若在减 排目标 60%的基础上，预计合计年均新增装机量 117-130GW 的范围内。拜登大概率当选，美国能源政策 180 度转向。拜登的《清洁能源革命和环境正义计划》贯穿 了其解决就业问题、刺激经济等其他执政政策。在该计划中，拜登拟在未来十年内投入 4,000 亿美元用于能源、气候的研究与创新，以及清洁能源的基础设施建设，力争在 2035 年前实 现无碳发电，并确保美国在 2050 年之前达到碳净零排放，实现 100%的清洁能源经济。基 于拜登的新能源政策，美国各级州、市政府也纷纷进行表态，超过 35 个城市设定了到 2050 年减排 80％的目标，超过 400 个市长表示将遵守《巴黎协定》。在强有力的新能源政策推动 下，美国可再生能源及电动汽车领域将重获快速发展。1.2.1. 海外光伏装机去中心化，增长确定性强度电成本大幅下降，越来越多的国家和地区成为 GW 级市场。受到技术进步、规模化经济、 供应链竞争日益激烈和开发商经验日益增长的推动，根据 IRENA （International Renewable Energy Agency）的统计，在过去十年间（2010-2019）太阳能光伏发电成本下降了 82%， 成本的下降主要是由于电池板价格和系统配套费用的降低，其中前者降幅达 90%，根据 Inter Soalr 的统计 2019 年光伏度电成本已经下降至 4 美分/kWh。成本大幅下滑叠加能源转型诉求，2017、2018 年全球 GW 级市场（国家或地区）分别为 9 个和 11 个，2019 年上升至 13 个，越来越多国家和地区的光伏需求大幅提升。海外光伏装机去中心化，需求增长确定性强。随着全球 GW 级市场的增多，海外光伏装机需 求正在逐渐去中心化。2019 年欧洲、美国、日本等传统光伏市场新增装机占比逐步下滑， 前五大市场新增装机占比仅为 56%。伴随去中心化到来的，是单一市场对海外装机需求的扰 动被逐渐平滑，海外光伏新增装机需求增长变得愈发确定。1.3. 内外共振，行业景气持续向上光伏：从当前时点看，2021 年光伏装机需求确定性很高。其中，国内方面主要来自 2020 年 平价（需要 2021 年底前并网）、户用以及大基地等项目；海外方面，疫情导致部分项目递延 以及成本端的进一步下降预计将推动 2021 年需求快速增长。我们维持对于 2021 年全球光 伏新增装机 160-170GW（国内 50-60GW，海外 100-110GW）的判断风电：此前市场预期由于行业进入平价，“十四五”期间国内风电年均新增装机可能回落至 20-30GW，市场预期悲观压制风电板块估值。近期风能大会业内对“十四五”呼声较高，预 计年新增装机有望上调至 40-50GW。从短期来看，考虑疫情影响，预计部分风电并网时间 将顺延至 2021 年，叠加海上、分散式、平价、通道项目，我们认为 2021 年中国风电行业 将维持较高景气，预计 2020 年风电新增装机容量 30-35GW，2021 年维持在 30GW 左右。此前，GWEC 对全球及中国市场 2020-2024 年的风电装机量进行了预测，预计全球风电装 机量在未来 5 年保持在年均 70GW 左右；而中国市场的陆上风电装机量在补贴机制退出后可 能会出现下滑，海上风电装机量则有有望大幅上升。2. 行业供给：短期、中长期均具备优质投资机会2.1. 产能投放周期错配，短期产业链利润向硅料、玻璃环节集中制造业利润在产业链各环节的分配结果，取决于每个细分子行业彼时的供需情况。基于此判断，我们认为 2021 年产业链利润大部分会集中在由于产能投放周期错配导致供需阶段性紧张的玻璃和硅料环节；与此同时随着硅片、电池和组件环节的大规模扩产导致供需宽松，硅片环节超额利润大概率释放，一部分可能留存在电池片、组件环节，一部分预计将让渡给下游电站，助力行业实现全面平价。2.1.1. 玻璃：虽存在替代方案，2021 年仍将处于供需紧平衡状态双玻封装是双面组件的最优选择。相比传统单玻组件，双面双玻组件在正面直接照射的太阳 光和背面接收的太阳反射光下，都能进行发电，同时双玻组件质保期长达 30 年，普通组件 25 年，因此全生命周期内双玻组件的发电量比普通组件要高出 25%左右，从 LCOE 角度性 价比更高。过去双玻组件渗透率提升较慢的原因主要有两个：1）成本更高；2）质量更重， 随着 2.0mm 玻璃的推出上述两个问题得到解决。根据 SolarWit 的测算，72 版型（400W） 双玻组件质量为 23.2kg，仅比常规单玻重 10%；且一套双玻单瓦成本仅比常规单玻+背板高 4 分钱左右。双玻渗透率提升激发玻璃需求。与单玻相比，虽然双玻组件玻璃厚度由3.2mm 减为2.0mm， 但生产组件对玻璃的单位需求量是增加的。因此，双玻渗透率的提升将显著增加光伏玻璃原片需求量。随着双玻性价比优势逐渐凸显，双玻组件渗透率有望从 2019 年的 15%加速提升到 2020 年的 25%，未来 3 年有望进一步提升至 50%以上。经测算，2020-2023 年光伏玻璃 行业市场 空间有 望达到 310.1/385.9/472.3/549.6 亿元，对应 2021-2023 年增速为 24.4%/22.4%/16.4%；其中 2.0mm 薄玻璃市场空间有望达到 107.3/179.4/272.9/369.4 亿元， 对应 2021-2023 年增速为 67.1%/52.2%/35.4%。虽有替代方案，但今明两年光伏玻璃预计仍将处于供需偏紧状态。由于双玻渗透率提升导致 光伏玻璃需求高增且供给端释放周期较长（建设期 18-24 个月、烧窑 1-2 个月、产能爬坡 3-4 个月），2021 年压延玻璃供需预计将持续偏紧。2020 年四季度由于供需失配、压延玻璃价 格大幅上涨等原因，下游组件企业逐渐开始采用浮法玻璃（超白浮法 OR 普通浮法）和透明 背板作为背板压延玻璃的替代方案。虽然会损失 2-3W 的背面发电增益以及存在一定自爆率 高的问题，但是在压延玻璃价格高企的背景下，下游对于替代方案的接受度尚可。根据我们 的测算， 2021 年光伏玻璃的理论供给平稳量分别在 2.73 和 3.37 万吨/天，若考虑浮法玻璃 和透明背板在背面的渗透率，当渗透率达到 18-19%时，光伏玻璃基本实现供需平衡；当渗 透率率分别为 10%和 15%时，压延玻璃将分别存在 1818.6 吨/天和 735.4吨/天的供需缺口。从具体的产能释放节奏看，2020年除亚玛顿 650t/d 和信义光能广西北海两条线（2000t/d） 投产外，新增产能主要集中在年底，因此下半年尤其是四季度供给较为紧张；2021 年新增 产能主要包括福莱特越南两条 1000t/d（预计 2020Q4 和 2021Q1 分别投产）和安徽三条1200t/d（预计于 2021Q2-Q4 分别投产一条）、信义安徽四条 1000t/d（预计于 2021Q1-Q4 分别投产一条）、亚玛顿两条 650t/d（预计 2021 年 6 月投产）、彩虹 800t/d（预计 2021Q3 投产）以及旗滨 1200t/d（预计 2021Q4 投产）。供需偏紧，光伏玻璃盈利中枢上移，龙头有望实现量利齐升。综上所述，虽然存在替代方案， 但只要压延背板玻璃价格与其他替代品的价差维持在合理水平，2021 年光伏玻璃仍将处于 高景气状态，供需缺口的存在将成为 2021 年光伏玻璃价格的有力支撑，从而抬升光伏玻璃 企业的盈利中枢。与此同时，2021 年行业新增产能基本集中在头部企业，因此我们认为 2021 年光伏玻璃行业龙头有望实现量利齐升。2.1.2. 硅料：2021 年几无新增量，供需偏紧支撑硅料价格新增产能 2021 年 Q4 投产，行业几无新增产量。由于多晶硅制备工艺复杂、步骤繁琐，因 此产能建设周期长，一般至少需要两年以上的时间。近年来，由于多晶硅价格不断下跌，国 内以及海外高成本产能逐渐减产或停产，多晶硅供给增速相对缓慢。根据硅业分会的统计， 2020 年行业新增产能主要为保利协鑫新疆 2 万吨以及东方希望 3 万吨产能。2021 年行业新 增产能虽然相对较多（主要为通威包头和云南产能合计 7.5 万吨产能，亚洲硅业 6 万吨产能 属于电子级硅料），但基本要到四季度才能投产，而大全新能源目前规划的 3.5 万吨多晶硅产 能预计要到 2022 年才能投产。考虑到通威新产能需要数月的爬坡期，2021 年多晶硅行业供 给几无新增量。供需偏紧，成本曲线支撑硅料价格，龙头业绩确定性强。由于行业新增产能基本无法于 2021 年贡献新增产量且 2021 年全球光伏需求增幅较大，因此多晶硅供需预计将较为紧张根据硅业分会的测算，2021 年多晶硅总供应量预计为 55 万吨，其中单晶硅料供应量为 50 万吨；多晶硅总需求量预计为 56.7 万吨，其中单晶硅料需求量预计为 51 万吨；因此全年多 晶硅和单晶硅料分别存在 1.7 和 1 万吨左右的供需缺口，整体供需处于紧平衡状态，成本曲 线支撑硅料价格，多晶硅行业龙头业绩确定性强。2.2. 硅片中长期盈利水平向胶膜演化，龙头地位依旧稳固制造业想要获得超额收益很难。当技术迭代接近尾声（单晶市占率 85%以上）、行业成本曲线趋于平滑时，若行业仍存在超额利润则势必将招致新进入者，从而侵蚀行业超额利润。因此，2021 年硅片行业供过于求在预料之中，超额利润也将大概率释放。从中长期的维度看， 行业盈利水平可能向胶膜行业演化。我们认为，这对于硅片行业中长期的发展是良性的，因为从某种意义上来说，没有超额利润才是光伏行业最大的护城河。2.2.1. 单晶市占率逼近 90%，行业技术迭代接近尾声单晶替代接近尾声。2019 年国内单晶硅片渗透率已经达到 65%、首次超过多晶硅片且根据 CPIA 预测 2020 年渗透率将进一步提升至 85%。考虑到多晶硅片虽然在转换效率方面不如 单晶，但由于价格较为低廉预计仍会有部分需求（比如印度等市场），不太可能被单晶完全 替代，因此 2020 年单晶革命基本接近尾声。当前的大尺寸硅片更多表现为工艺改良。由于单晶技术在前端的拉棒和后端的切片环节均有 较为颠覆性的技术，因此过去数年行业在单晶替代的过程中，掌握 know-how 的硅片企业相 对较少，这也导致单晶硅片的供需一直处于偏紧状态，龙头凭借较强的成本优势获得了较高 的稳态毛利率水平。2019 年行业开始不断涌现出更大尺寸技术，如 M6、M10 和 G12 等。 大尺寸硅片涉及的主要是前端热场、单晶炉口的改造等，从技术上来说更多表现为工艺的改 良，对供给端的压制作用比较有限。2.2.2. 2021 年行业供给过剩，超额利润大概率释放2020 年硅片行业依然存在超额利润。2020 年上半年，尤其是二季度受疫情影响光伏产业链 价格快速下跌，其中硅料价格的幅大于硅片，在 2020 年 6 月硅料价格触及 60 元/kg 时硅片 毛利率接近 30%；下半年随着新疆硅料厂事故等因素影响，全产业链价格随最上游硅料价格 一起快速上涨，虽然从毛利率上看，单晶硅片毛利率小幅下滑，但从单片净利数据看，不降 反升。总体来说，2020 年硅片行业依然存在较高的超额利润。行业扩产规模大，供给过剩，超额利润大概率释放。由于技术迭代接近尾声、成本降幅速度 趋缓而又存在较高的超额利润，2020 年单晶硅片新建产能规划较大，主要分为三类：（1） 单晶双寡头隆基、中环想要凭借优势产能扩张稳固自身在行业中的龙头地位；（2）坚定推进 垂直一体化，力争将更多利润留存在自身的电池组件龙头晶科、晶澳；（3）逐渐掌握单晶硅片生产 know-how 的行业新进入者上机数控、京运通。从目前各主流单晶硅片企业的扩产情 况看，隆基、中环、晶澳、晶科、上机、京运通等六家企业 2020 年末单晶硅片总产能在 190GW 以上，2021 年末单晶硅片总产能将达到 270GW，行业供需将较为过剩，单晶硅片环节超额 利润大概率释放。2.2.3. 中长期硅片竞争格局和盈利水平有望向胶膜行业演化中长期硅片竞争格局和盈利水平有望向胶膜行业演化，龙头地位依旧稳固。随着技术迭代接 近尾声、产品以工艺改良为主，龙头的成本优势仍在但行业内企业的成本差距在逐渐缩小， 行业成本曲线逐渐趋于平滑，硅片行业的特征正逐步向胶膜行业演化，中长期行业龙头稳态 毛利率水平预计将回落至 20-25%。我们认为，这对于硅片行业中长期的发展是良性的。因为从某种意义上来说，没有超额利润 才是光伏行业最大的护城河，我们认为硅片和胶膜行业依然将是光伏行业里竞争格局最为优质的赛道。2.3. 组件集中度有望大幅提升，垂直一体化龙头有望脱颖而出2.3.1. 2021 年将是组件行业集中度提升的关键年份组件环节集中度较差。由于技术壁垒低、资产轻等原因，组件环节一直是光伏主产业链集中 度最差的环节，近年来虽然行业集中度也在逐步提升，但速度较为缓慢。2019 年行业 CR5 仅为 33%，行业前五大企业晶科能源、晶澳科技、隆基乐叶、天合光能和东方日升市占率分 别为 8.7%、7.7%、6.4%、5.2%和 5.2%，行业竞争格局较为分散。2020年受疫情影响行业集中度被动提升，2021年预计将是组件行业集中度提升的关键年份。2020 年受到疫情影响，行业需求相比 2019 年略有下降，但新增产能较多。在这种背景下， 行业集中度被动提升，CR5 提升至 58%，验证了在行业供需过剩的状况下龙头强劲的出货 能力和显著的竞争优势。展望 2021 年，行业龙头扩产规划和出货计划相比 2020 年均有大幅提升，晶科、晶澳、隆基、天合和东方日升合计计划出货量超过 130GW，行业 CR5 有望 提升至 80%以上，行业龙头有望携多年积累的品牌、渠道和成本优势完成市占率提升，2021 年将是组件行业集中度提升的关键年份。2.3.2. 垂直一体化龙头有望脱颖而出，中期议价能力有望显著增强垂直一体化可以拉开成本差距，将成为龙头攫取市场份额的必然选择。由于单一环节成本曲 线趋于平滑，而电池片、组件环节在 2021 年有望面临新一轮集中度提升，因此选择垂直一 体化竞争战略，拉开成本差距、扩大成本端竞争优势将成为龙头攫取市场份额的首选。根据 我们的模型测算，在当前产业链价格下，硅片+电池片+组件垂直一体化的企业组件单 W 净 利为 0.16 元/W 左右，电池+组件垂直一体化的企业组件单 W 净利为 0.05 元/W 左右，仅有 组件环节的企业基本不盈利，处于略微亏损状态，垂直一体化组件龙头的成本和盈利能力优 势非常明显。同样的，在当前产业链价格下，硅料+硅片+电池片垂直一体化的企业组件单 W 净利为 0.31 元/W 左右，硅片+电池垂直一体化的企业组件单 W 净利为 0.19 元/W 左右，纯电池企业单 W 净利为 0.07 元/W 左右，垂直一体化电池片龙头的成本和盈利能力优势亦非常显著。中期行业集中度大幅提升，龙头议价能力有望显著增强。随着中期行业集中度有望大幅提升， 未来垂直一体化组件龙头对于硅料、硅片以及辅材环节的议价能力均有望显著增强，从而进 一步稳固自身盈利能力，从中长期的维度看组件龙头的盈利能力以及业绩将更加确定，组件企业价值有望进一步被重估。2.4. 国产替代进行时，逆变器、跟踪支架龙头业绩有望持续高增自 2010 年全球光伏装机步入 10GW 后的十年时间里，无论是硅料、硅片、电池片、组件的主产业链，还是辅材端的胶膜、玻璃等，都在一轮轮行业洗牌中完成了国产替代，目前国内企业的市占率均在 90%以上。然而，从当前时点看，仍有一些细分子行业正处在国产替代进行时，产业的边际变化也在持续验证国内企业渗透率的提升，有望成为中短期光伏行业难得的 α 机会。2.4.1. 逆变器：加速出海，国产替代正当时近年来国内逆变器企业加速海外布局。近年来受到中国市场政策波动影响，尤其是 2018 年 531 新政后，国内逆变器企业加快拓展海外渠道，加速海外布局。2019 年我国光伏逆变器出 口规模约为 52.3GW，同比增长 176.7%，总出口额达到 24.38 亿美元，出口市场主要集中 在印度、欧洲、美国、越南、巴西、日本、澳大利亚、墨西哥等国家。其中，亚太地区出口 占比为 37.9%、欧洲市场占比约为 34.1%，其次是北美洲和拉美，占比分别达到 13.4%和 10%。国内逆变器企业竞争优势较为明显。近年来随着国内逆变器企业快速发展，国产逆变器产品 的质量逐渐接近海外老牌逆变器企业，与此同时国内的人工、制造成本相比海外企业更低， 因此国内逆变器企业在海外的竞争优势较为明显。以国内逆变器龙头阳光电源和德国的 SMA 为例，两者分列 2019 年全球逆变器出货第 2 和第 3 位，可以看到近年来阳光电源逆变器毛 利率一直维持在 30%以上，而 SMA 则在 20%左右。发展到当前阶段，中国逆变器企业已经 从早期的单纯依赖价格优势参与竞争，逐步转向依赖提升技术水平、产品质量、售后服务等 综合品牌价值来获取市场。东南亚、欧洲等地区渗透率较高，美国、日本仍有大幅提升空间。分市场来看，2019 年全 球主要光伏市场国内逆变器出货占比均有显著提升。其中，欧洲作为传统的出口市场，国内 逆变器出货占比从 56%进一步大幅提升至 77%；印度、越南等国主要以地面电站为主，是 目前最火热的光伏市场之一，且本土缺乏有竞争力的光伏企业，因此近年来众多国内逆变器 企业大力开拓印度市场，2019 年国内逆变器出货占比从 2018 年的 34%大幅攀升至 61%； 国内企业在拉美地区表现同样出色，2019 年出货占比提升至 58%。目前国内逆变器在美国 和日本渗透率尚低，一方面是由于两个国家市场进入门槛比较高且拥有竞争力较强的逆变器 企业（美国是 SolarEdge 和 Enphase、日本是 TEMIC、Omron 和 Panasonic），另一方面 是因为国内逆变器企业进入市场较晚，与国际品牌及当地的本土品牌在销售渠道竞争方面还 存在劣势。不过近年来国内逆变器企业仍然呈现出加速渗透的态势，2019 年美国和日本中 国逆变器出货占比分别从 19%和 9%提升至 34%和 23%。多重因素作用下逆变器价格逐年下跌。从产品价格上来看，随着传统光伏市场趋于稳定，逆 变器企业在传统市场中的竞争加剧；与此同时，国内企业加快出海，越来越多具备成本优势 的中国企业参与到新兴市场的竞争中，光伏逆变器全球化竞争也愈发积累。此外，由于行业 降本增效的压力，逆变器成本优化带动售价逐年下降。在上述多重因素的作用下，集中式逆 变器价格从 2014 年的 0.28 元/W 降至 2019 年的 0.12 元/W 左右，组串式逆变器由于竞争更 为激烈，价格降幅较大，从 2014 年的 0.54 元/W 降至 0.22 元/W。中短期盈利能力有望随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。虽然近年来逆变器价格下降 幅度较大，但是从国内企业的毛利率数据看，除个别企业受到 2018 年 531 新政影响当年盈 利能力略有下滑外，近年来国内逆变器企业毛利率有持稳甚至上升态势，主因一是中国企业 加速向海外高毛利地区渗透，二是逆变器产品的降本幅度冲抵了价格下跌的不利因素。从当 前时点看，微观企业的盈利仍然在持续验证中观行业边际向好这一事实，中短期国内逆变器 厂商盈利能力有望继续随海外渗透率提升和降本维持在较好水平。2.4.2. 跟踪支架：长坡厚雪，业绩有望持续高增跟踪支架的运用可以降低电站 LCOE。光伏支架按照能否跟踪太阳转动可以区分为固定支架 和跟踪支架。固定支架在设计之初会结合当地的地理环境、气候等条件将组件固定在特定角 度以保证能接收最大的太阳光辐射，组件位臵一般固定后不会再频繁调整，固定支架价格较 低、稳定性好，前期投资成本低，但对太阳能的利用率较低。跟踪支架组件朝向根据光照情 况进行调整，可减少组件与太阳直射光之间的夹角，获取更多的太阳辐照，可有效提高发电 效率。采用跟踪支架的电站需要增加一定的前期投资成本，并需要承担一定的装臵运行风险 及后期维护成本，但从长期来看更有助于电站业主取得最大的经济效益，降低度电成本。渗透率持续提升，2025 年光伏跟踪系统市场空间有望达 648 亿。我们预计未来全球光伏新 增装机将持续提升，在此基础上，大型地面电站装机份额尽管略有下降，但仍占据超 50%份 额。而跟踪支架由于相较于固定支架效益方面的优势，渗透率预计将持续提升，有望于 2025 年达到 80%。价格端，受组件功率大型化以及电池转换效率提升等因素影响，跟踪系统单 W 价格预计将 进一步下降。最终根据我们测算，2025 年跟踪支架装机将超130GW，6 年复合增长率达 30%； 市场空间达648 亿，6 年复合增长率达 22%。成本竞争优势显著，国产跟踪支架企业有望扩大市占率。2019 年全球跟踪支架出货前十大 企业中国内企业仅上榜一家（中信博），出货量为 2GW，对应出货占比 6%，国产化率尚低。通过对比 ATI 和中信博可以发现，由于制造成本和人工成本的优势，2019 年中信博产品的 单位售价相比 ATI 要低 16%，而成本中信博仅为 0.5 元/W，相比 ATI 要低 24%。与此同时， 通过多年积累，目前以中信博为代表的国产跟踪支架企业已经掌握了跟踪支架多项核心技术， 在抗风设计、大风保护、跟踪精度和兼容组件类型方面都处于全球领先水平，能够有效解决 传统跟踪器痛点。3. 投资策略：平价时代，方兴未艾3.1. 投资建议行业需求：内外共振，景气上行。国内，根据我们测算，当前光伏电站系统投资成本已降至 3.5-3.8 元/W，行业具备平价条件，未来随着初始投资成本降低带动 LCOE 下降，光伏发电 的经济性将愈发凸显。中期，“十四五”期间非化能源占比有望至少提升至 18%以上，从而 为中期新能源装机需求提供“锚点”， 2020-2025 年光伏和风电年均新增装机量有望分别达 到 71-94GW 和13-26GW 。海外，欧洲将可再生能源占比目标从32%以上提升至 38%-40%、 美国能源政策也可能随拜登上台发生 180 度转向，发展清洁能源成为全球共识。与此同时， 随着全球 GW 级市场的增多，海外装机需求逐渐去中心化，海外光伏新增装机需求增长变得 愈发确定。综合来看，我们维持对于2021年全球光伏新增装机160-170GW（国内50-60GW， 海外 100-110GW），2021 年国内风电装机 30GW 左右的判断。光伏行业：短期、中长期均具备优质投资机会。短期：2021 年产业链利润预计大部分将集中在由于产能投放周期错配导致供需阶段性紧张 的玻璃和硅料环节。其中，光伏玻璃，双玻渗透率提升导致光伏玻璃需求高增且供给端释放 周期较长，虽然存在替代方案，但 2021 年光伏玻璃供需预计仍将较为紧张，从而对光伏玻 璃价格形成支撑进而抬升玻璃企业的盈利中枢，行业龙头有望实现量利齐升。中期：（1）竞争格局依然优质的硅片和胶膜环节。其中，硅片环节，随着技术迭代接近尾声、 行业成本曲线逐渐趋于平滑，中长期行业盈利水平可能向胶膜行业演化，释放超额利润后硅 片依然将是光伏行业里竞争格局最为优质的赛道之一。风电：预期悲观，估值有望得到修复。此前市场预期由于行业进入平价，“十四五”期间国 内风电年均新增装机可能回落至 20-25GW，市场预期悲观压制风电板块估值。从短期来看， 考虑疫情影响，预计部分风电并网时间将顺延至 2021 年，叠加海上、分散式、平价、通道 项目，我们认为 2021 年中国风电行业将维持较高景气，预计 2021 年国内新增装机在 30GW 左右。储能：光储平价大势所趋，市场空间广阔。长期看，消纳问题预计将成为新能源行业成长的 硬约束。由于国内电站配套储能缺乏盈利能力，因此光储平价将是大势所趋。根据我们测算 2025 年全球电力系统用电化学储能市场规模预计超 5,748 亿元，年均增速有望达到 46.28%。与此同时，随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进，国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率，中国企业大有可为。重点企业分析（详见原报告）隆基股份：垂直一体化不断推进，龙头稳步成长。通威股份：短期看硅料业绩弹性，中长期垂直一体化构建成本壁垒。福斯特：胶膜行业龙头，先发优势显著。福莱特：光伏玻璃龙头地位稳固，双玻渗透提升盈利中枢。阳光电源：逆变器龙头，平价时代多业务协同发力。锦浪科技：组串式逆变器龙头，业绩有望持续高增。固德威：优质组串式逆变器企业，业绩有望持续高增。中信博：全球光伏支架领先者，受益于跟踪支架渗透率提升和国产替代。派能科技：全球户用储能领先企业，业绩有望持续高增。4. 风险提示光伏装机需求不及预期：国内方面，7 月初由于新疆地区硅料厂事故，全产业链价格开启上 涨节奏，后续组件价格若居高不下可能会影响 2021 年平价项目建设，从而导致光伏装机低 于预期；海外方面，主要是疫情依然存在不确定性，可能会影响部分疫情严重的国家和地区 的装机需求；海外贸易政策变化：目前欧盟、印度、土耳其等部分国家和地区存在针对中国出口的光伏组 件等产品发起反倾销、反补贴调查等情形，因此未来若海外相关国家和地区贸易政策有变， 则可能会对国内光伏企业经营造成较大影响。（报告观点属于原作者，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

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

余热发电是指利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热发电不仅增加电力，而且节能，利于环境保护。近年来，环保问题、能源问题的日益严峻使得国家政策大力倡导余热发电，分别从费用减免、技术推广等方面推动。在国家政策的大力推广下，我国余热发电装机规模不断增长，截至2020年底，中国余热发电累积装机量估计为4500万千瓦。但是，余热资源利用仍不够充分，还有较大的利用空间。2020年我国可回收余热总资源平均值约13亿吨标准煤，“十四五”期间，高效节能技术的持续研发与突破将促使传统生产过程升级，预计2026年全国余热发电装机接近2亿千瓦。余热发电是指利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热包括高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热以及高压流体余热等七种。余热发电技术可以回收利用用能行业如水泥、玻璃、钢铁、冶金等行业的余热资源，将余热余压转化为电能，在此过程中几乎不需要另外消耗其他燃料能源。余热发电的重要设备有余热锅炉、汽轮机和发电机等。余热发电不仅能够增加电力资源，而且还节能，非常有利于环境保护。余热发电受政策费用减免发展近年来，环保问题、能源问题的日益严峻使得国家政策大力倡导能源梯级利用、循环利用和能源资源综合利用。余热发电就是一种能源循环利用方式，利用生产过程中多余的热能转换为电能。2020年发布的《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的意见》和《国家工业节能技术装备推荐目录(2020)》分别从费用减免与技术推荐的角度推动余热发电行业发展。自2021年3月1日起，对余热、余压、余气自备电厂，继续减免系统备用费。系统备用费的减免使得余热发电企业的生产成本下降，提高了企业利用余热发电的积极性。技术方面，《国家工业节能技术装备推荐目录(2020)》推广的余热余压节能改造技术有锅炉烟气深度冷却技术、工业循环水余压能量闭环回收利用技术、微型燃气轮机能源梯级利用节能技术、工业燃煤机组烟气低品位余热回收利用技术等，目前推广比例除了电厂用低压驱动热泵技术目前推广比例在10%之外，其他均在5%以下，还有较大的推广空间，预计电厂用低压驱动热泵技术推广比例达到30%；从节能能力来看，工业燃煤机组烟气低品位余热回收利用技术节能效果明显，每年可以节能100万吨标准煤当量。余热发电开发潜力还很大在国家政策的大力推广下，我国余热发电装机规模不断增长，由于余热资源分散在全国各地的不同行业，行业调查十分困难，因此行业数据比较缺乏。根据国家发改委能源研究所完成的我国首个《工业余热资源利用状况调查分析》报告，截至2010年，我国七个主要行业的余热发电装机已达1200万千瓦(调查结果并非全口径)，实际利用的余热资源量比公布数字更大。十一五“、”十二五分别超额20%、40%大幅完成余热利用规划目标。截至2020年底，中国余热发电累积装机量初步估计为4500万千瓦。但是，余热资源利用仍不够充分，还有较大的利用空间。根据行业调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%-67%，可回收率达60%，可回收利用的余热资源约为燃料消耗总量10%-40%。根据全国能源消费总量与可回收余热资源占比进行测算，2020年我国可回收余热总资源平均值约13亿吨标准煤，计划2020年余热资源利用率达到30%，当前我国余热资源利用率不断提高，仍有较大的提升空间。当前，余热发电装机约占全国发电装机的2%，“十四五”期间，高效节能技术的持续研发与突破将促使传统生产过程升级，余热余压利用等工业节能细分市场份额将进一步扩大，余热发电装机占全国发电装机的比重也不断扩大，预计2026年全国余热发电装机接近2亿千瓦。随着国家政策对余热回收利用的鼓励和支持，以及余热回收利用技术和效率的不断提高，未来潜在的余热回收利用率不断力高，余热发电行业发展潜力巨大。更多数据请参考前瞻产业研究院发布的《中国余热发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资、IPO募投可研等解决方案。更多深度行业分析尽在【前瞻经济学人APP】，还可以与500+经济学家/资深行业研究员交流互动。（文章来源：前瞻产业研究院）

【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

余热发电是指利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热发电不仅增加电力，而且节能，利于环境保护。近年来，环保问题、能源问题的日益严峻使得国家政策大力倡导余热发电，分别从费用减免、技术推广等方面推动。在国家政策的大力推广下，我国余热发电装机规模不断增长，截至2020年底，中国余热发电累积装机量估计为4500万千瓦。但是，余热资源利用仍不够充分，还有较大的利用空间。2020年我国可回收余热总资源平均值约13亿吨标准煤，“十四五”期间，高效节能技术的持续研发与突破将促使传统生产过程升级，预计2026年全国余热发电装机接近2亿千瓦。余热发电是指利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热包括高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热以及高压流体余热等七种。余热发电技术可以回收利用用能行业如水泥、玻璃、钢铁、冶金等行业的余热资源，将余热余压转化为电能，在此过程中几乎不需要另外消耗其他燃料能源。余热发电的重要设备有余热锅炉、汽轮机和发电机等。余热发电不仅能够增加电力资源，而且还节能，非常有利于环境保护。余热发电受政策费用减免发展近年来，环保问题、能源问题的日益严峻使得国家政策大力倡导能源梯级利用、循环利用和能源资源综合利用。余热发电就是一种能源循环利用方式，利用生产过程中多余的热能转换为电能。2020年发布的《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的意见》和《国家工业节能技术装备推荐目录(2020)》分别从费用减免与技术推荐的角度推动余热发电行业发展。自2021年3月1日起，对余热、余压、余气自备电厂，继续减免系统备用费。系统备用费的减免使得余热发电企业的生产成本下降，提高了企业利用余热发电的积极性。技术方面，《国家工业节能技术装备推荐目录(2020)》推广的余热余压节能改造技术有锅炉烟气深度冷却技术、工业循环水余压能量闭环回收利用技术、微型燃气轮机能源梯级利用节能技术、工业燃煤机组烟气低品位余热回收利用技术等，目前推广比例除了电厂用低压驱动热泵技术目前推广比例在10%之外，其他均在5%以下，还有较大的推广空间，预计电厂用低压驱动热泵技术推广比例达到30%;从节能能力来看，工业燃煤机组烟气低品位余热回收利用技术节能效果明显，每年可以节能100万吨标准煤当量。余热发电开发潜力还很大在国家政策的大力推广下，我国余热发电装机规模不断增长，由于余热资源分散在全国各地的不同行业，行业调查十分困难，因此行业数据比较缺乏。根据国家发改委能源研究所完成的我国首个《工业余热资源利用状况调查分析》报告，截至2010年，我国七个主要行业的余热发电装机已达1200万千瓦(调查结果并非全口径)，实际利用的余热资源量比公布数字更大。十一五”、“十二五”分别超额20%、40%大幅完成余热利用规划目标。截至2020年底，中国余热发电累积装机量初步估计为4500万千瓦。但是，余热资源利用仍不够充分，还有较大的利用空间。根据行业调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%-67%，可回收率达60%，可回收利用的余热资源约为燃料消耗总量10%-40%。根据全国能源消费总量与可回收余热资源占比进行测算，2020年我国可回收余热总资源平均值约13亿吨标准煤，计划2020年余热资源利用率达到30%，当前我国余热资源利用率不断提高，仍有较大的提升空间。当前，余热发电装机约占全国发电装机的2%，“十四五”期间，高效节能技术的持续研发与突破将促使传统生产过程升级，余热余压利用等工业节能细分市场份额将进一步扩大，余热发电装机占全国发电装机的比重也不断扩大，预计2026年全国余热发电装机接近2亿千瓦。随着国家政策对余热回收利用的鼓励和支持，以及余热回收利用技术和效率的不断提高，未来潜在的余热回收利用率不断力高，余热发电行业发展潜力巨大。更多数据请参考前瞻产业研究院发布的《中国余热发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资、IPO募投可研等解决方案。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星垃圾发电网讯:导语：补贴退坡背景下，垃圾焚烧企业短期盈利能力承压，垃圾分类加剧市场忧虑；但中长期看， 在生活水平提高+城镇化率提升+焚烧占比提升等因素驱动下，垃圾焚烧需求不悲观，行业 仍具备成长空间。1. 补贴退坡+垃圾分类，市场对行业成长性和盈利性存在担忧1.1. 新增产能增速放缓+垃圾分类推行，市场担忧行业成长性近年来，我国垃圾焚烧发电产业步入快速发展轨道。以城市为例，生活垃圾焚烧处理厂由 2006 年 69 座增长至 2019 年 389 座，焚烧处理能力由 2006 年 4.0 万吨/日上升至 2019 年 45.6 万吨/日，提升约 10 倍。产能扩增带动下，城市生活垃圾焚烧处置量由 2006 年 0.11 亿吨提升至 2019 年 1.22 亿吨，占无害化处置量的比例也由 2006 年 14%提升至 2019 年 51%。县城垃圾焚烧产业也在积极推进，据住建部最新数据，2018年县城焚烧处置量占比达17%， 较 2006 年提升 16pct。新增产能增速放缓，市场向四五线城市下沉趋势明显。2017 年以来，全国垃圾焚烧发电项 目新增投产规模较大，如 2019 年新增投产高达 9.53 万吨/日。但新增产能增速已由 2017 年 53%下降至 2019 年 10%。且从 2020 年上半年新增项目区域分布看，据 E20 统计，新增 的 42 个垃圾焚烧发电项目中，一线城市无新增，四五线城市项目数量占比达 44%。表明随 着垃圾焚烧行业快速发展，一二线城市等经济较发达地区产能逐渐饱和，行业整体新增需 求增速也有所放缓，市场担忧行业成长性或不可持续。垃圾分类制度逐步推行，加剧市场忧虑。2019 年 4 月，《关于在全国地级及以上城市全面 开展生活垃圾分类工作的通知》发布，全国地级及以上城市全面启动生活垃圾分类工作。2020 年 12 月，住建部表示 46 个重点城市已基本建成生活垃圾分类系统。由于垃圾分类 可将不同种类的生活垃圾，分别进行投放、收集、运输直至处理处置，市场担心随着垃圾 分类制度进一步推行，湿垃圾、可回收垃圾等资源化利用量提高，生活垃圾焚烧处置量会 有所下滑。例如，上海在实行分类政策后，2019 年日均干垃圾处置量 17731 吨，较 2018 年底减少 17.5%。1.2. 国补靴子落地，垃圾焚烧企业盈利性短期承压电价补贴是垃圾焚烧厂重要收入来源之一。为支持可再生能源，我国依据《可再生能源法》， 对可再生能源采用固定电价政策，电价差异由国家专门设立的可再生能源电价附加补足。以垃圾焚烧发电项目为例，政策规定全国统一垃圾发电标杆电价 0.65 元/Kwh，高出当地 脱硫燃煤机组标杆上网电价（0.35 元/Kwh 左右）的部分，实行两级分摊，当地省级电网 负担 0.1 元/Kwh，其余由可再生能源电价附加解决。目前可再生能源补贴工作正有序推进， 包括垃圾发电项目在内的存量生物质项目正逐步纳入补贴清单，2020 年新增生物质项目清 单也于 2020 年 11 月公布，共有 46 个新增垃圾发电项目纳入 2020 年补贴清单，装机规模 1163MW。国补靴子落地，将“合理利用小时数”作为补贴发放测算标准。2020 年 9 月，三部委发 布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》。《通 知》确定各类项目全生命周期合理利用小时数，在合理利用小时的基础上，项目全生命周 期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准（备案） 时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。新政施行后对垃圾焚烧项目盈利构成一定负面影响。我们对一个日处置量 1000 吨的垃圾 焚烧项目进行了测算，新政施行后，假设在项目运营满 15 年后，标杆上网电价按 0.45 元 /度确认，项目的 IRR/NPV 将分别减少 0.7%/43%；而对于优质的垃圾焚烧项目，其利用小 时数较高，假设其运营 10 年后已满足 82500 的全生命周期合理利用小时数，从第 11 年 起，标杆上网电价按 0.45 元/度确认，则项目的 IRR/NPV 将分别减少 1.2%/73%。从净利率 的角度，按 0.45 元/度确认标杆上网电价后，项目净利率将降低 12 pct 左右。1.3. 补贴退坡已被市场消化，期待垃圾发电企业的破局之道补贴退坡影响已被市场消化，板块估值处于历史低位。近两年，市场对垃圾焚烧补贴退坡 的担忧一直成为压制板块估值的重要因素之一，垃圾焚烧企业表现近年弱于市场。2020 年 9 月 29 日，《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补 充通知》发布，更是加剧了市场对焚烧发电企业的盈利性和成长性的担忧，造成短期板块 的明显下挫。9 月 29 日至今，垃圾焚烧(长江)指数下降 12.3%；而同期上证综指上涨 1.8%， 大幅跑输市场 14.1 个百分点。从估值层面看，截至最新，我们选取的 8 家垃圾焚烧发电企 业，综合市盈率 19 倍，处历史低位。我们认为垃圾焚烧发电企业仍有成长及盈利优化空间。我国垃圾焚烧企业运营收入包括上 网电费收入及垃圾处理服务费收入，占比大致为 7：3。发电收入中，吨上网电量受入炉垃 圾热值、技术工艺、厂用电率等因素影响；上网电价受政策调控，由当地脱硫燃煤机组标 杆上网电价、省级电网负担和国家可再生能源电价附加基金负担三部分构成。垃圾处置费 根据吨垃圾处置单价（竞标决定）和处理量确定，由项目所在地政府支付。本篇报告将从 行业成长性（与焚烧处理量相关），以及垃圾发电企业盈利性（与企业财务状况、吨上网 电量、吨垃圾处理费单价相关）两方面出发，解析国补退坡及垃圾分类背景下，为何依旧 看好行业的发展前景。2. 成长性方面，国内垃圾焚烧市场仍大有可为2.1. 复盘国外：焚烧处置量趋稳，分类制度并未产生明显减量效果2.1.1. 日本：焚烧是垃圾处置主流方式，多年占比超 70%1980s 开始，日本大规模实施垃圾分类，并未造成焚烧处置量下降。1960s，在经济高速 发展背景下，日本多个地区垃圾处置产能与处置需求间存在较大缺口，政府加大焚烧处置 推进力度，垃圾焚烧产业得到快速扩张。1975 年-2000 年，日本垃圾焚烧处置比例由 52.20% 逐步提升至 77.40%，焚烧比例快速提升。这个过程伴随着经济增长带来的人均垃圾产量的 持续增长，和垃圾分类从 1980s 开始大规模实施。事实上，1980-2000 年期间，日本垃圾 分类造成的资源化比例提升，并未造成焚烧处置量的下降，焚烧量和焚烧处置比例持续保 持正增长。21 世纪以来，行业步入整合期，焚烧占比维持在高位。1997 年，受“二恶英事件”影响， 日本政府制订了新的法律来规范二恶英排放，许多老焚烧厂被迫关停。政府也要求相邻的 市合作以提高垃圾管理水平，通过建造更大、更高效的焚烧炉减少二恶英排放。同时，政 府相应改变了国家补贴的发放门槛，只有大型的焚烧厂才能获得补贴。在此背景下，日本 垃圾焚烧厂经历了环保去产能及整合阶段，焚烧处置量有所下滑，但焚烧占比始终处于高 位，2012-2018 年维持在 80%。2.1.2. 美国：以填埋为主，焚烧占比维持在 12%左右美国垃圾产生总量及人均垃圾产量趋于平稳。1990 年，美国开始建立资源垃圾分类回收系 统，人均垃圾产量在实行垃圾分类后开始逐步趋于稳定，1990 年人均垃圾产量为 4.57 磅/ 每天，2018 年为 4.9 磅/每天；垃圾产生总量则由 1990 年 208.3 百万吨增加至 2018 年 292.4 百万吨。以填埋方式为主，焚烧量近年来保持稳定，焚烧占比维持在 12%左右。1980 年起，美国垃 圾焚烧产业得到快速增长，垃圾焚烧量由 1980 年 280 万吨迅速提升至 1990 年 2980 万吨， 垃圾焚烧占比由 1980 年 1.8%增长至 1990 年 14.3%。高速发展期后，美国垃圾焚烧量并未 因 1990 年资源垃圾分类回收系统的建立而出现明显下降，21 世纪以来基本维持在 3000 万吨以上，焚烧占比也维持在 12%左右。相较于日本等国家，美国焚烧占比较低的一个重 要原因在于土地面积大，经济成本较低的填埋方式更受青睐。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