能源市场研究报告

（报告出品方/作者：海通证券）1. 全球能源消费：增速放缓，清洁能源为未来方向一次能源（primary energy），又称天然能源，是指自然界取得未经改变或转变而直接利用的能源。根据 BP 能源统计的分类，一次能源主要包括石油、天然气、煤炭、其 他非化石能源（包括核能、水能，以及风能、热能、太阳能、生物质能和垃圾发电等可 再生资源）。1.1 消费稳定增长，亚太地区贡献主要增量全球一次能源消费量跟随经济发展稳步发展。经济增长与能源消耗密不可分，根据 《BP 世界能源统计年鉴（2020）》，1965-2019 年，全球一次能源消费复合增速 2.5%， 与 GDP 走势基本保持一致。2012 年以来，随着能源效率的提升，一次能源消费增速明 显低于 GDP增速（2012-2019年全球 GDP年均增速 2.8%，一次能源消费增速仅 1.5%）。 2019 年，全球 GDP 增速为 2.4%，一次能源消费 139 亿吨油当量，同比增长 1.3%。近十年亚太地区能源增速较快，贡献主要增量。根据《BP 世界能源统计年鉴 （2020）》，2019 年全球一次能源消费量 139 亿吨油当量，主要分布在亚太、北美、欧 洲地区，分别占比 44%、20%、14%。近十年（2010-2019 年），亚太地区一次能源消 费增长速度较快，年均复合增速 3.4%，远超过全球平均水平（1.9%），贡献全球主要 增量。1.2 消费结构：整体均衡，各地区差异较大石油、天然气、煤炭及其他能源四分天下。当前全球一次能源消费仍以化石能源为 主，2019 年石油、天然气、煤炭消费占比分别为 33%、24%、27%，非化石能源占比16%（其中核能、水能、其他可再生能源分别占比 4%、6%、5%）。分地区看，中东油 气资源丰富，98%的能源消费依赖石油、天然气，能源结构单一；北美、中南美、独联 体国家、非洲地区以油气资源为主，其他能源为辅；亚太地区煤炭资源丰富，煤炭消费 占比较大；欧洲能源结构相对最为均衡。石油消费占比下降，天然气等清洁能源快速发展。从 1979-2019 年的历史数据来 看，全球能源消费结构呈现出石油降、煤炭稳、清洁能源快速发展的趋势。其中，石油 消费占一次能源比例由 47%下降至 33%，煤炭消费占比稳定在 25%-28%，天然气消费 占比由 18%提高至 24%，非化石能源（如核能、水能、风能、热能、太阳能、生物质 能等）占比由 9%提高至 16%。分地区来看，除亚太地区煤炭占比提升明显外，其他地 区表现均与全球趋势一致。亚太地区由于印尼、菲律宾、马来西亚等国煤炭占比提升， 整体煤炭消费占比由 1979 年 40%提高至 47%。1.3 趋势：增速放缓，可再生能源发展迅速全球能源需求增速放缓，可再生能源快速发展。根据《BP 世界能源展望 2020》， 全球能源需求增速放缓，预计 2018-2050 年平均增速 0.3%-0.7%，相比 1965 年以来年 均 2%以上的增速明显下降。从能源结构看，未来全球能源消费结构将更加多元化，其 中可再生能源是增长最快的能源。根据 BP 中性预测，到 2050 年，化石能源消费占比 由 2019 年 84%降至 40%，其中，石油、天然气、煤炭占比分别降至 14%、21%、4%； 非化石能源消费占比提升至 60%，其中可再生能源（如风能、太阳能、地热等）增长较 快，由 2019 年 5%提升至 44%。2. 我国能源消费现状：煤炭仍占半壁江山2.1 能源消费全球第一，利用效率仍有提升空间我国一次能源消费量占全球 24%。2001 年以来，随着我国经济快速发展，我国能 源消费随之快速提升，2001-2019 年均复合增长率 6.6%，远远超过全球同期 2.1%的增 速。到 2019 年，我国一次能源消费量 33.84 亿吨油当量，占全球能源消费比例 24%， 较 2000 年提高 13 个百分点，位居全球首位。我国能源利用效率仍有较大提升空间。单位 GDP 能耗（一次能源消费量/GDP）可 以用来衡量一个国家能源利用效率。2019 年，我国一次能源消费总量位居全球第一， 单位 GDP 能耗 2.4 吨油当量/万美元，在全球前九大能源消费国中位居第三，能源利用 效率相对较低，我们认为主要原因在于：（1）与发达国家相比，我国第二产业占比较高， 第二产业比起一、三产业来说，单位能耗更高；（2）我国煤炭消费量占比较高，相比其 他能源而言，煤炭的能量转化效率较低；（3）国内能源利用技术以及装备水平相比发达 国家而言，仍存在一定差距。2.2 消费结构：化石能源为主，煤炭占比 58%富煤、贫油、少气的基本国情决定我国当前能源消费结构。从我国化石能源储量分布看，煤炭、石油、天然气分别占比 88%、4%、8%，资源禀赋决定煤炭是我国历史上 最主要的能源。2019 年，在我国一次能源消费总量 33.84 亿吨油当量中，煤炭消费占 比 58%。其次，石油、天然气及其他非化石能源分别占比 20%、8%、15%。与全球主 要国家相比，我国煤炭消费占比较高，天然气消费占比远低于全球平均 24%的水平。煤炭消费占比逐步下降，天然气和非化石能源占比明显提升。1979-2019 年这四十 年间，我国石油消费相对稳定，由 23%微降至 20%（2005 年以来稳定在 17%-20%）； 煤炭消费占比由 72%降至 58%；天然气消费占比由 3%提高至 8%。非化石能源发展迅速，占比由 3%提高至 15%，其中水电由 3%提高至 8%，核能由 0%提高至 2%，其他 可再生能源（如风能、太阳能、热能、生物质能等）占比由 0%提高至 5%。3. 我国能源展望：煤炭占比下降，清洁能源快速发展3.1 能源发展战略：优先发展非化石能源，清洁利用化石能源我国提出 2060 年前碳中和目标。根据国务院官网，2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“采取更加有力的政 策和措施，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”。 2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全 球应对气候变化新征程》的重要讲话，进一步宣布，到 2030 年：（1）中国单位国内生 产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上；（2）非化石能源占一次能源消费比重 将达到 25%左右；（3）森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米；（4）风电、太阳能 发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。“十四五”是实现我国碳排放达峰的关键时期， 做好碳达峰、碳中和工作，成为中央经济工作会议确定的 2021 年八项重点任务之一。优先发展非化石能源，清洁利用化石能源。2020 年 12 月 21 日，国务院新闻办公 室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述我国推动能源革命的主要政策和重大举 措，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供给革命、 技术革命、体制革命，加强国际合作。消费端，控制能源消费总量和强度，实现低碳结 构调整；供给端，优先发展非化石能源，清洁利用化石能源。3.2 总量：经济增速放缓，能源利用效率提升，能源消费增速放缓能源消费主要受经济增速以及能源利用效率影响。一次能源消费总量=GDP*单位 GDP 能耗。其中，单位 GDP 能耗为能源利用效率指标，其主要影响因素包括：（1）经济产业结构，通常情况下，第二产业单位能耗高于第一、第三产业，其中重工业又较轻 工业高；（2）经济增长方式，粗放型经济相比集约型经济单位能耗更高；（3）能源消费 结构，同等标准量的不同能源热值利用程度不同，天然气热效率（有效输出能量与输入 能量之比）75%以上，石油热效率 65%左右，而煤炭的热效率仅 40%-60%，因此以煤炭为主要能源的国家单位 GDP 能耗更高；（4）能源利用技术及装备水平，技术及装备 水平越高，能源转化效率越高，单位 GDP 能耗越小。经济增速放缓，能源利用效率提升，一次能源消费增速放缓。2012 年以来，我国 经济增速放缓，GDP（不变价）增速由 7.9%下降至 6.1%。同时，第二产业占 GDP 比 重下滑，由 45%降至 39%；煤炭消费占比下降，由 69%下降至 58%。产业及能源结构 调整推动我国能源效率提升，单位 GDP 能耗由 3.88 吨油当量/万美元下降至 2.36 吨油 当量/万美元。经济增速放缓叠加能源效率提升，2012 年以来我国一次能源消费增速明 显放缓，近七年年均复合增速仅 2.75%。预计 2021-2030 年我国一次能源消费量增速进一步放缓。目前，我国经济进入新 常态，经济增速放缓，经济结构不断优化，新旧增长动力加快转换。同时在碳中和目标 下，国家加强控制能源消费总量和强度。在此背景下，我们假设 2021-2030 年我国 GDP 增速逐步放缓，单位 GDP 能耗持续下降，预计 2021-2030 年一次能源消费增速进一步 放缓，年均复合增速1.7%。到 2030 年，预计我国一次能源消费总量 40 亿吨油当量。3.3 结构：煤炭占比下降，天然气及非化石能源占比提升煤炭消费下降，天然气等清洁能源快速发展。在碳达峰、碳中和目标下，未来我国 鼓励优先发展非化石能源，我们预计 2021-2030 年非化石能源消费年均增长 6.9%，到 2030 年占一次能源消费比例达 25%。而化石能源在未来十年仍将为我国主体能源，其 中天然气作为清洁能源，将作为我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源，我 们预计 2021-2030 年天然气消费年均增速 7.8%，到 2030 年占一次能源消费比例达 15%。此外，原油在化工需求支撑下，我们预计 2021-2030 年消费增速平均 1.7%，在 一次能源消费中占比维持 20%左右，相对稳定。煤炭消费下降，我们预计 2021-2030 年消费增速-1.8%，到 2030 年消费占比降至 40%以下。3.3.1 天然气：减碳过程中重要的过渡能源天然气碳排放量低，是我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源。天然气 单位热值二氧化碳排放量仅为 55.5 吨二氧化碳/TJ，在常用化石能源中最低，煤炭单位 热值下二氧化碳排放量是天然气的 1.60-1.77 倍，原油是天然气的 1.30 倍，因此控制碳 排放量是我国促进天然气消费的驱动力之一。“十三五”期间政策频发，促进天然气消费。在控制碳排放等因素驱动下，国家近 年来发布了多项政策，促进天然气消费。我们将这些政策划分为两类，一类是针对“量”， 要求天然气消费量要达到一定水平，并发展非常规气，促进产量增长；另一类是针对 “价”，在“管住中间、放开两端”的整体思路下，通过气价改革，降低终端气价，促 进天然气消费。2017 年国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，提出到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右。天然气产销维持较快增长。2020 年，我国天然气产量 1889 亿方（+8.8%），进口 量 1414 亿方（+5.3%），表观消费量 3250 亿方（+6.8%），在一次能源中消费占比 8.4%。 在天然气下游消费中，城市燃气、工业燃料为最主要的用途，分别占比 37%、35%，发 电、化工用气分别占比 18%、10%。在碳中和背景下，我们预计 2021-2030 年天然气 消费将维持较快增长，预计到 2030 年消费量达到 6900 亿方，年均复合增速 7.8%，占 一次能源比例达 15%，城市燃气和发电用气增长空间较大。3.3.2 石油：成品油需求逐步见顶，化工需求成主要增长动能我国原油进口依存度 70%以上。2020 年，我国原油产量 1.95 亿吨（+2.0%），进 口量 5.42 亿吨（+7.3%），表观消费量 7.37 亿吨（+5.9%）。原油进口依存度逐年提升， 到 2020 年达 74%。石油下游用途广泛，2018-2020 年化工轻油收率明显提升。石油经过炼制，下游广 泛应用于交通、工业燃料、化工原料等领域，影响衣食住行各个方面。按照炼油产生的 主要成分分类，石油产品主要包括成品油（汽油、柴油、煤油）、化工轻油（石脑油、 燃料油、液化气、润滑油等）及重油产品（焦炭、渣油、石蜡、沥青等）。其中成品油 主要用于汽车、柴油车、航空等交通领域，化工轻油主要用于进一步生产合成纤维、橡 胶、树脂等化工产品，重油产品主要用于道路建设、建筑建材、包装等。历史上，我国炼厂产品以成品油为主，2017 年以前成品油收率占比 60%以上。近 年来，以民营炼化项目为代表的炼化一体化项目逐步投产落地，化工轻油收率明显提升。 2020 年，受疫情影响，成品油需求下降，国内炼厂进一步压减成品油收率，化工轻油 占比进一步提升。2020 年，我国原油加工量 6.74 亿吨（同比+3.4%），成品油收率 49%， 其中汽油、柴油、煤油分别占比 20%、24%、6%；化工轻油收率提升至 42%，其他重 油组分占比 9%。我们预计 2021-2030 年，我国成品油消费逐步见顶回落，化工品需求支撑原油消 费增长，原油整体消费占一次能源比例稳定在 20%左右，到 2030 年我国原油消费量约 8 亿吨。我们预计国内成品油需求 2025 年见顶。2020 年，受疫情影响，我国成品油表观 消费量 2.89 亿吨，同比-6.93%。受经济增速逐步放缓、新能源车快速发展等因素影响， 我们预计 2025 年成品油需求接近 3.2 亿吨后见顶回落，到 2030 年成品油占原油需求 比例降至 44%。汽油：预计 2025 年需求见顶。2020 年受疫情影响，国内汽油表观消费量 1.16 亿 吨，同比-7.2%。近年来我国新能源车快速发展，2015-2020 年销量年均复合增速 45%， 2020 年新能源乘用车销量 120 万辆。我们预计 2021-2030 年，新能源乘用车销量维持 较快增长，到 2030 年销量占汽车销量 50%以上。随着新能源车不断发展，以及汽车油 耗不断下降，我们预计 2025 年汽油消费量见顶，2021-2030 年消费年均增速 0.3%。柴油负增长，航空煤油稳定增长。2018-2020 年，随着经济增速放缓，我国柴油消费连续三年负增长，2020 年，柴油表观消费量 1.39 亿吨，同比-4.7%。我们预计 2021-2030 年，柴油消费维持负增长，年均复合增速-2.4%。航空煤油方面，2020 年疫 情对航空业冲击较大，国内煤油需求大幅下滑，全年表观消费量 3318 万吨，同比-14.5%。 随着疫情逐步缓解，我们预计 2021-2030 年航空煤油需求维持稳定增长，年均复合增速 3.3%。化工品需求支撑原油消费。我国化工品生产仍有较大增长空间，2019 年乙烯当量、 PX 进口依存度分别为 56%、51%。2019 年后，我国炼化进入新一轮扩产周期，以民 营炼化为代表的炼化一体化项目带动行业从燃油型炼厂转向化工原料型炼厂，化工品收 率明显提升，到 2030 年我们预计化工轻油占原油消费比例提升至 47%。炼化周期影响行业开工率。石化行业的景气周期一般为 6-8 年，我们认为石化行业 前几次景气顶点分别出现在 2004-2006 年、2010-2011 年、2016-2018 年，预计下一轮 景气顶点有望在 2022-2024 年出现。行业景气向上时，开工率提高带动石油需求增速提升。因此，我们预计 2021-2030 年，化工品对石油的需求增速随行业周期波动，年均增 速 4.4%。3.3.3 煤炭：控制消费总量，推进清洁利用煤炭消费占一次能源比例不断下降。2020 年，我国煤炭产量 39 亿吨，消费量 19 亿吨油当量，占比从 2008 年最高 74%持续下降至 60%以下。我国煤炭消费主要集中在 电力行业，2018 年占比 53%；其次钢铁、建材、化工分别占比 16%、13%、7%。推进煤炭消费减量替代、清洁利用。煤炭单位热值排放的二氧化碳高于石油、天然 气等其他能源，根据国务院新闻办公室《新时代的中国能源发展白皮书》，未来我国将 推动终端用能清洁化，以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、汾渭平原等地区为重点， 实施煤炭消费减量替代和散煤综合治理，推广清洁高效燃煤锅炉，推行天然气、电力和 可再生能源等替代低效和高污染煤炭的使用。供给端，推进煤炭供给侧结构性改革，完 善煤炭产能臵换政策，加快淘汰落后产能，有序释放优质产能，煤炭开发布局和产能结 构大幅优化，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。煤制油气、低阶煤分质利用等深加工 产业化示范取得积极进展。我们预计 2021-2030 煤炭消费占比将进一步下降，到 2030 年占比降至 40%以下，年均复合增速-1.8%。详见报告原文。（本文仅供参考，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】

12月14日，南方电网能源发展研究院2019年度研究报告发布暨能源转型发展研讨会在广州举行。会上发布了《中国能源供需报告》等6份能源电力行业的年度系列研究报告。活动现场。新华网发《中国能源供需报告》显示，2018年我国能源消费总量为46.4亿吨标准煤，占全球一次能源消费总量的23.6%。预计2019、2020年，我国能源消费增速将有所放缓，能源消费总量将达到47.9和49.4亿吨标准煤。煤炭的占比将逐步下降但依旧是主要能源，非化石能源的快速增长将成为拉动能源总量增长的主要动力。《南方五省区综合能源服务市场报告》指出，随着供给侧结构性改革不断深入，我国近年的能源消费强度呈下行趋势。在南方五省区，2014年至2018年间能源消耗强度从0.52降至0.42吨标准煤/万元，累计下降19.4%。广东是全国能源消费强度最低的省区之一，2018年下降至0.31吨标准煤/万元。《南方五省区高载能行业发展及用电报告》选取了黑色金属、有色金属、非金属、化工、石化行业进行分析研究。报告建议，国家层面应尽快制定科学合理的高载能产业去产能方案，明确各省区、各企业产能压减目标及任务；落实国家电价政策，努力消除地方过度干预电力交易和市场不规范问题，防止地方以“低电价”变相鼓励、无序扩张高耗能产业。同时，鼓励有条件的企业可以向上游能源生产环节延伸，实现产业与煤炭、电力一体化发展的产业链组合，降低生产成本。《中国南方电网可再生能源发展报告》显示，2018年南方五省区可再生能源发电量为5015亿度，占总发电量的42.2%。加上三峡送广东的水电，南方五省区全年实际消纳可再生能源电量为5159亿度，占全社会用电量的44.4%，超出我国和全球平均水平。《中国电力市场化改革报告》指出，2016至2018年期间，全国电力市场化交易累计释放改革红利超过1800亿元。2018年我国市场化交易电量突破2万亿度，同比增长26.5%，占全社会用电量的30.2%。改革红利持续释放，在相关降电价政策与电力市场竞争共同作用下，终端用电价格明显下降。《中国电力行业投资发展报告》围绕火电、水电、核电、风电、光伏、电网行业的投资进行了系统梳理和展望。从电源投资结构发展来看，近10年，我国火电投资占比从占绝对性的主导地位大幅下滑，风电投资占比近3年超过了水电投资占比，一跃成为第二大能源投资品种。核电投资在2013年前后达到峰值后逐渐趋于平稳。光伏投资增长自2015年开始趋于稳定。南网能源院副总经理陈允鹏表示，促进能源清洁发展、优化能源升级转型，是南网能源院的使命担当，“我们积极融入能源变革，加大能源开放合作力度，向建设智能电网转型、向建设能源生态服务商转型。”南网能源院自2017年成立以来，承接国家部委委托重点课题研究17项，承担南方电网公司重点课题研究22项，开展南方电网公司总部技术服务144项，承接南方电网分子公司及外部单位专项技术服务17项，负责南方电网公司科技项目28个。(刘杰、杨志勇)来源: 新华网

2018年大众等海外品牌、吉利等中国品牌、蔚来等新势力，在中国新能源领域完成了基本布局或试水。2019-2020年随着双积分等政策的持续加码，各方力量将开启大规模的“冲量”模式，也将正式开启中国新能源车市的充分竞争模式，具备更多竞争优势的强势品牌，更有可能成为中国新能源车市的新主导力量。一旦2020年中国新能源车市初步奠定竞争格局，2021-2022年可能会大规模淘汰过剩产能。在限购大城市，新能源车市越来越不缺购买力，只缺优质车型。随着强势品牌的纷纷涌入，相信广大用户将拥有更多选择机会。中国新能源乘用车2020年竞争格局洞察报告第一章 2018格局2018年新能源成部分车企“走量主体”，整体仍处大盘边缘区2018年新能源对部分汽车品牌的销量贡献增加明显，前11月比亚迪、北汽、江淮等的新能源零售占比都超过30%，荣威20%，奇瑞18%，都不低。相对来说，传统燃油车下滑较大的品牌，对新能源的诉求更强烈；新能源整体销量增长迅猛，这与车企积极应对双积分政策、城市限购力度加大、限购城市数量增多、油价快速提升等因素密切相关；新能源整体表现仍处中国乘用车大盘格局的边缘地带，2016-2018年前11月新能源的零售份额分别为1.01%、2.26%、3.45%。不同于中国品牌，2018年多数海外品牌处新能源“前戏阶段”截至2018年11月新能源乘用车的竞争格局仍由“中国品牌”主导，用户关注集中于唐DM、元EV、蔚来ES8等车型，多数中国品牌新能源已纷纷“入戏”，但多数海外品牌仍处“前戏”阶段，仅少数开始小幅发力。前11月海外豪华品牌的新能源零售份额由2017年4.11%升至10.19%，海外普通品牌由0.54%升至1.8%。上市不久的轩逸EV、途观L PHEV在11月取得627辆、334辆的不错成绩，2019年如月销纷纷过两三千辆，将对中国品牌的主导格局形成较大冲击。2018年比亚迪开始主导，推动中国新能源竞争格局整体上探新能源的竞争格局虽然由中国品牌主导，但内部格局的演变非常剧烈。基于元EV、秦EV、唐DM等多款车型的助阵，2018年比亚迪快速取得在新能源乘用车竞争格局中的优势地位。2018年前11月比亚迪以15.58万辆的巨大优势，开始领衔新能源乘用车的零售榜单，市场份额由2017年15.54%升至22.85%，而且比亚迪新能源的车型结构摆脱了低端微型轿车的束缚，车型布局更高端，助力中国新能源车市整体上探。2019年如大众、丰田等海外品牌新能源强势发力，同样会给比亚迪的“卫冕”提出巨大挑战。2018年比亚迪一举夺得十八个省市的新能源零售“头把交椅”2017年在中国三十多个省市的新能源零售排行中，北汽取得十个省市的头把交椅，且集中河北、山东、河南、江苏等零售较高省份，主导新能源车市的“区域格局”，比亚迪取得九省紧随其后，长安、东风、知豆、康迪、江铃、荣威等的优势局限于一两个省份。2018年新能源“区域格局”风云突变，前11月比亚迪取得十八个省市的新能源零售冠军，取得绝对优势，一举颠覆了北汽主导的“区域格局”，后者被压缩至三个。知豆、康迪、东风等被挤出各省市新能源零售榜首之位，也看不到来势汹汹的吉利的身影。2018年SUV冲击由轿车主导的新能源“车型格局”2018年新能源的品类重心持续由轿车向SUV转移，前11月SUV的零售份额由2017年17.31%升至33.5%，对轿车主导的传统“车型格局”形成强势冲击，其中元EV、唐DM等功不可没。在竞争格局中，无论是纯电还是插电式混动，SUV的关注度都开始高于轿车，有利于SUV新能源销量的持续提升。2018年唐DM等助力“插混” 冲击纯电的主导格局2018年新能源乘用车的车型重心由纯电动向插电式混动部分转移，2018年前11月插电式混动的零售份额由2017年17.19%升至31.41%，其中唐DM功不可没，11月零售高达0.56万辆。在2018年11月的新能源乘用车竞争格局中，比亚迪唐DM成为最受关注的新能源车型，意味着唐DM还有不少销售潜力。唐DM销量的快速崛起，也把中国新能源的整体价区往上拉。2018年蔚来等“新势力” 推动新能源竞争格局整体上探2018下半年特斯拉在美国顷刻、彻底颠覆了宝马、奔驰、奥迪等主导的豪华中型轿车等细分车市的传统竞争格局。虽然特斯拉在中国车市遭遇中美贸易战的剧烈冲击，但2018年同为新势力的蔚来、小鹏、威马等开始崭露头角，且部分快速上量。2018年11月蔚来零售0.3万辆，挺进纯电动TOP10。2019年如承担上量主要任务的蔚来ES6的月零售能过5千辆，将大幅壮大25万元以上价区，推动新能源消费重心整体上探，提升中国品牌新能源的整体形象。2018年新能源车市的“供给侧” “消费升级”非常显著2018年新能源的级别重心快速由微型向小型、紧凑型等更高级别上移，前11月微型的零售份额由2017年51.34%大幅下滑至29.66%，主导地位被彻底颠覆，小型级别份额由9.31%升至13.05%，紧凑型级别由31.23%升至40.22%，中型、中大型等也有所提升。在竞争格局中，随着高级别车型供应量的快速增加，新能源车市的“供给侧”“消费升级” 非常显著，在限购大城市，缺的不是购车能力，而是购车资格与可供选择的优质新能源车型。2018年华南新能源车市强势崛起，为日系新能源发展埋下伏笔2018年前11月华南新能源零售份额由2017年17.72%升至26.17%，迅速与华东、北方等平起平坐，后两者的份额下滑至28.87%、26.91%。华南多数城市的新能源零售都出现高增长，深圳、广州、柳州等的零售分别为7.94万辆、3.91万辆、1.91万辆，同比增长220%、230%、349%。华南新能源车市的雄起不仅助力比亚迪称雄2018年新能源车市，也为2019年传祺、丰田等的新能源发展创造了有利条件2018年部分中国品牌新能源企业率先推进“市场下沉”长期以来新能源销售主要来自北京、上海、广州、杭州、天津、深圳等限购城市，2018年非限购城市继续发力，前11月零售量高达37.23万辆，高于限购城市的30.95万辆，同比增长134.39%，高于限购城市的71.40%。随着2018年新能源批发量突破百万辆，非限购的低级别城市的作用将变得至关重要，目前北汽新能源、江淮、众泰等部分中国品牌正积极推进“市场下沉”，抢占低级别城市的新能源商机。2018年新力量纷纷涌入新能源，消费重心积极上探2018年是新能源车市发展非常关键的一年，不少传统格局纷纷被颠覆，诸如北汽的主导地位被比亚迪颠覆，微型的主导地位被紧凑型颠覆等，插混、华南、低级别城市等因素快速成为左右新能源格局的重要力量，也有些演变力量快速发挥作用，诸如海外品牌、新势力等，并积极推动新能源的整体消费重心上探……上述诸多因素将为2019-2020年新能源车市的持续演变注入新活力。2018年新能源车市不缺购买力，只缺优质车型。第二章 2019-2020演变2019-2020年“政策演变”将持续升级新能源的“走量动力”2019年有利于新能源发展的政策因素将持续发挥作用且增多，诸如限购城市可能持续扩大、双积分迎来考核、新能源股比放开、减少地方保护等。即便本轮的新能源补贴会整体性减少，但内部补贴结构的调整会持续作用于优质新能源车型的发展。2019-2020年“市场/用户演变”涵养新能源的“走量环境”2019年如车市持续趋冷、油价继续高位、消费升级持续、多功能车型继续受宠等，将为新能源的发展创造更优良的环境，有利于持续提升新能源的地位与销量。2019-2020年“产业链演变”强化新能源“走量根基”2019年制约新能源汽车发展的动力电池将有质的突破，不仅电池巨头松下、宁德时代、比亚迪等会进一步扩大在华产能，三星SDI、LG化学等也会开始量产动力电池，将更好满足车企对动力电池质与量的双渴求，并强化新能源汽车快速上量的根基。2019-2020年主流车企纷纷提出新能源的具体“走量目标”目前新能源的企业竞争格局非常不稳定，一是过去几年大众、奥迪、奔驰等强势品牌都未大规模布局新能源，给比亚迪、北汽等提供了可乘之机。二是未来几年(2019-2020年)中国品牌、造车新势力、海外普通品牌、豪华品牌等四大阵营的众多强势品牌，都会大规模布局新能源车市，且这些品牌都具备颠覆比亚迪、北汽等主导的新能源传统格局的实力。2019-2020年主流车企纷纷拿出新能源的具体 “走量举措”2019-2020年大众、丰田等主流车企的新能源工厂都会陆续投产，且每家车企的新能源产能大体都超过10万辆，同时宝来EV、朗逸EV、卡罗拉PHEV、雷凌PHEV等实力新能源车型也会纷纷上市。2019-2020年比亚迪会顽强巩固来之不易的新能源主导地位树大招风，2019-2020年比亚迪的新能源主导地位将成为众矢之的，不过比亚迪也会顽强巩固来之不易的成果，其王朝系列会加速升级换代，调低售价、提升轴距等，更好满足家用市场的需求，巩固在限购大城市的优势；e系列会积极下沉，开拓低级别城市等新市场、并积极预防长城欧拉、北汽新能源等竞品在低级别城市的布局；比亚迪的新能源销量相对分散，具有抵御风险的更强能力。2020年90%，2019-2020年吉利新能源将疯狂“冲量”吉利2020年目标之一是实现节能/新能源的销量占比90%，其中电动车与插电式混动是主体，意味着期间吉利挑战与颠覆比亚迪新能源的主导地位，是没有任何商量空间的，否则就提脑袋来见。但2018年康迪销量的大幅下滑，加剧了吉利新能源上量的压力，2018年底吉利宣布新能源板块独立，正式吹响了吉利新能源发起总攻的号角。2019-2020年是吉利新能源投放的高潮期，且聚焦紧凑型级别与家用市场，售价也会进一步下调，意味着限购等大城市将成为吉利抢夺新能源份额的最大战场。2018年吉利已把战火烧至比亚迪的大本营广东省。2020年40万辆，2019-2020年大众新能源将疯狂“冲量”位居中国新能源销售榜首的比亚迪，2018年1-11月的零售不及16万辆，大众估计仅一两千辆。2020年大众新能源的40万辆销售目标，不仅是个登天工程，且期间颠覆比亚迪的新能源主导地位没任何商量空间。加速新能源国产是大众2020年冲击40万辆的最核心举措，2018年底途观L PHEV、帕萨特PHEV开始助力大众新能源快跑，2019年大众新能源能否起飞，将取决于宝来、朗逸、高尔夫三款热销车型的电动版的实际表现。如上述三款车型电动版的月销量能短时间内过三四千辆，大众将快速主导限购大城市的新能源竞争格局。2019年朗逸、宝来、高尔夫等将具体负责大众新能源的“冲量”为了实现2020年40万辆的目标，2019年大众将一口气国产朗逸、宝来、高尔夫三款紧凑型轿车EV，力度之大史无前例。基于三款热销车型的市场地位与大众品牌的强大号召力，如起步价能低于20万元，三者快速上量的可能性极大，将成为颠覆北京、上海、杭州、天津、广州、深圳等限购大城市传统新能源格局的重要力量。届时大众新能源不仅会剧烈冲击吉利、比亚迪、北汽、荣威等主流中国品牌的新能源份额，也可能摸索出快速提升广州、深圳等南方大城市份额的一条捷径。2019年卡罗拉、雷凌等将具体负责丰田新能源的“冲量”2019年丰田会相继投放卡罗拉PHEV、雷凌PHEV两款插电式混合动力，基于丰田强大的(节能)品牌背书、坚实的技术功底、以及双擎的成功“路演”，再加卡罗拉PHEV、雷凌PHEV的起步价如接近17万元，两者快速上量的可能性极大。如2019年两者的月销量能分别过两千辆，将成为2019年颠覆紧凑型轿车PHEV传统格局，与冲击中国新能源整体格局的重要力量之一。期间丰田新能源不仅会对上汽乘用车等的新能源体系形成较大冲击，也可能成为继稳固华南车市后，进一步开拓华东市场、挺进大上海的一条捷径。2019年蔚来等新势力将进入“冲量期”由于产品和用户的巨大差异，长期以来中国品牌与海外品牌的竞争格局都处于各自为战的状态，其中中国品牌一直处于低端车市，长期被海外品牌压制，非常不利于中国品牌的健康发展。2018年蔚来在新能源领域的快速崛起，11月零售超3000辆，远高于同级别竞品MODEL X，且两者被用户视为直接竞品。基于全球化的资源整合与国际视野，蔚来的快速崛起有利于提升中国品牌的整体形象，与海外品牌直接对抗的能力。2019年持续涌入的蔚来ES6、理想制造one等新车如有上佳表现，除领克、WEY之外，新势力也将开创一条中国品牌高端化的新路径，为长安等酝酿中的(中)高端品牌提供新的思考素材。2020年国产将助力特斯拉“冲量”之前传闻特斯拉Model 3全球七十多万辆的一半订单在中国，2020年如特斯拉在上海临港工厂顺利量产Model 3，再加Model Y的持续跟进，犹如向中国新能源车市投入一枚“超级核弹”：可能会快速颠覆豪华新能源车市的竞争格局，并快速提升豪华新能源的销量；将继续大幅提升中国新能源车市的整体消费重心；推动中国制造的新能源向台湾、香港、新加坡等大中华区出口，甚至是向韩国、日本、东南亚等亚洲地区出口；加速中国汽车产业链向新能源转型。2019-2020年外部环境助力新能源“走量”，车企开启“冲量”模式2018年大众等海外品牌、吉利等中国品牌、蔚来等新势力，在中国新能源领域完成了基本布局或试水。2019-2020年随着双积分等政策的持续加码，各方力量将开启大规模的“冲量”模式，也将正式开启中国新能源车市的充分竞争模式，具备更多竞争优势的强势品牌，更有可能成为中国新能源车市的新主导力量。不缺购买力的限购大城市的广大用户，将拥有更多优质车型进行选择。同时“市场下探”将成为部分新能源车企挖掘增长潜力的主要选择。第三章 2020格局2020年双积分如认真执行，新能源销量有望冲击200万辆2019-2020年是中国新能源车市持续上量与剧烈演变的关键阶段，期间只要限购城市的数量不减少，随着强势品牌的快速涌入，新能源销量大体也能稳定在百万辆的规模。如限购城市持续扩大一两个，2020年新能源销量有望冲击150万辆。如双积分也得到了认真执行，2020年新能源销量有望冲击200万辆。2020年高级别新能源车型将进一步提升份额2019-2020年强势品牌的大规模涌入，会直接拉升新能源车型的价区、级别等，再加限购大城市用户对高级别车型的强烈诉求，以及低级别城市的消费升级等，将共同提升高级别新能源车型的市场份额。2020年多数中国品牌新能源可能被迫转战低级别城市2019-2020年大众、丰田、特斯拉等强势品牌的涌入，首先搅局的一定是限购大城市的新能源竞争格局，受制于车型、品质、品牌等，多数中国品牌新能源可能被判转战低级别城市。2020年大众、丰田、特斯拉有可能成新能源车市的新主导力量综合判断，2020年中国新能源车市的竞争格局有可能被大众、丰田、特斯拉等强势品牌主导。如该判断成立，不仅为大众的南下、丰田的北上等提供了新路径，也将促使比亚迪、北汽新能源、吉利等更理性思考自己的新能源规划与定位。再加双积分政策的持续推进与限购城市的不断扩大，新能源整体销量依旧会持续提升，2020年的格局仅是中国新能源竞争的“上半场”——初步奠定格局，2021-2022年将是中国新能源竞争的“下半场”——大规模淘汰过剩产能。

第一章行业概况能源（Energy Source）亦称能量资源或能源资源，是国民经济的重要物质基础，未来国家命运取决于能源的掌控。能源的开发和有效利用程度以及人均消费量是生产技术和生活水平的重要标志。有一次能源和二次能源，前者即天然能源，指在自然界现成存在的能源，如煤炭、石油、天然气、水能等；后者指由一次能源加工转换而成的能源产品，如电力、煤气、蒸汽及各种石油制品等。一次能源又分为可再生能源（水能、风能及生物质能）和非再生能源（煤炭、石油、天然气等），其中煤炭、石油和天然气三种能源是一次能源的核心，它们成为全球能源的基础；除此以外，太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能等可再生能源也被包括在一次能源的范围内；二次能源则是指由一次能源直接或间接转换成其他种类和形式的能量资源，例如：电力、煤气、汽油、柴油、焦炭、洁净煤、激光和沼气等能源都属于二次能源。图能源思维导图图中国是世界上第一大能源生产国和消费国。能源供应持续增长，为经济社会发展提供了重要的支撑。能源消费的快速增长，为世界能源市场创造了广阔的发展空间。中国已经成为世界能源市场不可或缺的重要组成部分，对维护全球能源安全，正在发挥着越来越重要的积极作用。中国政府正在以科学发展观为指导，加快发展现代能源产业，坚持节约资源和保护环境的基本国策，把建设资源节约型、环境友好型社会放在工业化、现代化发展战略的突出位置，努力增强可持续发展能力，建设创新型国家，继续为世界经济发展和繁荣作出更大贡献。2019年，我国国内生产总值为990865亿元，全年能源消费总量48.6亿吨标准煤。 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 产业链石油按照产业链上下游，石油化工行业划分：上游原料（石油、天然气勘探开采）、中间体（石化、乙烯、基础化学中间体炼制）、中游化学品（化纤、纺织化学品，成品油、橡胶甲醇，通用塑料、MDI等深加工）、下游消费品（纺织服装、交通运输领域汽油轮胎、电子轻工建材领域涂料纯碱氯碱、日化、农业领域农药、磷肥氮肥）等领域。图产业链图石油价格分析框架天然气天然气行业的整条产业链大致可以分为上、中、下游三个部分，上游的任务主要是将地下的天然气开采出来，一般可以分为勘探、开发、生产三个环节；中游的任务主要进行油气的储运和加工处理，而下游产业则是对天然气的分销和相关领域的应用，具体的应用领域主要包括民用天然气、车辆船舶用天然气、工业化工用天然气以及发电用天然气等。图天然气产业链煤炭产业链上游参与主体为煤炭生产设备供应方，包括民用爆破器材生产商及煤矿机械设备制造商；产业链中游参与主体是煤炭生产方，负责煤炭的开采、洗选工作，是煤炭生产技术所有者；产业链下游主要参 与主体为运输方及需求端，其中运输方主要分为铁路运输及水路运输，需求端主要分为电力钢铁、建材、化工四大领域。 图煤炭行业研究框架图煤炭行业产业链2.1.2 商业模式石油是目前最重要的能源，使用占比约为世界整个能源消费的 60%，远超其他类型能源。石油企业的商业模式主要有3种：1) 一体化模式。一体化模式是指企业通过横向一体化大量兼并同类企业，不断利用规模效应降低边际成本，同时通过纵向一体化沿产业链的上下游进行扩张的商业模式。2) 多元化模式。大量兼并同类企业对石油企业自身实力要求较高，需要政府支持。当企业所占资源和政府支持有限时，多元化模式成为石油企业可选的另一种商业模式。3) 局部垄断模式。局部垄断模式是指企业通过局部的垄断地位进行发展的商业模式。该模式多见于发展中国家。由于煤炭具有污染较大、化工环节附属产品较少等特性，在发达国家，煤炭用量日益减少，但在部分原油储量难以满足发展需求的发展中国家，煤炭依旧是最重要的能源。煤炭企业的商业模式主要有3种：1) 产运销模式传统的煤炭企业商业模式以生产为中心，由“产 —运—销”3 个环节组成，通过控制成本、增加产能和合理营销来获取利润，实现企业价值，靠着这种传统的产运销模式，煤炭企业曾经取得过巨大的利润。2) 差异化模式差异化模式是指企业为顾客重视的一些方面提供差异化服务。3) 一体化模式与石油企业相同，煤炭企业的一体化模式是指企业兼并同类企业，降低成本，进行上下游扩张的商业模式。2.2 技术发展近年来，我国能源新兴技术蓬勃发展。在氢能方面，2019年我国年产氢约2200万吨，占世界氢产量的三分之一，是世界第一产氢大国。截至2019年底，全国累计建成加氢站61座，已经投入运营52座。按照《节能与新能源汽车技术路线图》，到2020年底将建成加氢站至少100座。在储能方面，截至2020年9月底，我国已投运电力储能项目累计装机规模达到33.1吉瓦，约占全球储能市场的17.8%。另外，大数据、云计算、5G、区块链、人工智能等现代信息技术加速与能源技术深度融合，正在深刻改变能源系统的运行方式、管理机制、盈利模式，进而推动能源生产和消费模式发生深刻变革。2.3 政策监管能源监管部门广泛，主要是国家能源局（由国家发展和改革委员会管理）和工信部主管。能源局主要职责和权力为：起草能源发展和监管法律法规以及发展战略和改革、制定行业标准、组织重大科研项目和技术进步、核电管理、节能和利用、能源预警和发布信息、监管电力市场运行和安全生产管理、国际能源合作、制定财税政策、做好决策和协调工作以及其他事项。自律部分包括各能源行业协会和学会。监管部门1)由于成品油涉及国家能源安全，与国家经济命脉紧密相关，因而受到国家政府和部门的高度重视和管控。进入汽油、柴油的冶炼、运输、仓储、批发、零售环节都需要各级主管部门的审批和监督。目前行业内主管部门包括国家发改委、商务部、安监局、质检总局、工商行政管理部门等。2) 国务院建设主管部门负责全国的燃气管理工作；县级以上地方人民政府燃气管理部门负责本行政区域内的燃气管理工作；县级以上人民政府其他有关部门依照本条例和其他有关法律、法规的规定，在各自职责范围内负责有关燃气管理工作。政策进入新世纪后，面对资源制约日益加剧、生态环境约束凸显的突出问题，我国坚持节约资源和保护环境的基本国策，积极转变经济发展方式，不断加大节能力度，将单位GDP能耗指标作为约束性指标连续写入“十一五”、“十二五”和“十三五”国民经济和社会发展五年规划纲要，相继出台了能源发展“十一五”、“十二五”、“十三五”规划和《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》等纲领性文件，以及《能源技术革命创新行动计划（2016–2030年）》、《可再生能源发展“十三五”规划》等专项文件。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煤炭行业综合财务分析图天然气行业综合财务分析能源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。3.2 行业发展和驱动机制及风险管理行业发展和驱动因子2020年以来，能源生产消费逐步回升，煤电油气供需衔接平稳有序，为疫情防控和经济社会稳定恢复提供了有力支撑。从生产侧看，规模以上工业能源生产保持稳定增长态势，煤炭生产保持稳定。1～11月份，生产煤炭34.8亿吨，同比增长0.4%；油气生产加工加快，油气生产企业加强供应力度，积极释放优质产能，非常规天然气贡献日益显著。1～11月份，生产原油1.8亿吨，同比增长1.6%，加工原油6.1亿吨，增长3.1%，生产天然气1702亿立方米，同比增长9.3%；电力生产由降转增。1～11月份，发电量66824亿千瓦时，同比增长2.0%。从消费侧看，我国经济社会秩序逐步恢复，能源需求逐步回暖，消费增速由负转正。国家统计局初步核算，前三季度能源消费总量同比增长0.9%，上半年为下降0.2%。占全社会能源消费六成以上的规模以上工业能源消费增长1.1%，上半年为下降0.4%，其中电力、钢铁、化工、石化、建材、有色等六个主要耗能行业能源消费增长1.9%，增速比上半年加快1.1个百分点；其他行业下降3.1%，降幅收窄2.9个百分点。1～11月份，全国全社会用电量66772亿千瓦时，同比增长2.5%。从结构看，清洁电力生产比重明显提高。前三季度，规模以上工业水电、核电、风电、太阳能发电等一次电力生产占全部发电量比重为29.2%，比上年同期提高0.9个百分点。9月份，一次电力生产比重为33.1%，比上年同期提高3.4个百分点。清洁能源消费比重稳步提升。初步核算，前三季度天然气、一次电力等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年同期提高0.6个百分点，煤炭消费所占比重下降0.5个百分点。图 2016-2019年能源生产总量与增速图 2016-2019年能源生产结构 石油据国家统计局数据，2020年1～11月，我国原油产量1.8亿吨，同比增长1.6%；天然气产量1702亿立方米，同比增长9.3%。据国家发展改革委运行快报统计，前三季度，成品油表观消费量24930万吨，同比下降2.6%；天然气表观消费量2309.5亿立方米，同比增长3.6%。据测算，2020年，我国原油产量预计为1.94亿吨，天然气产量预计为1890亿立方米。 天然气2020年，我国大型油气田油气产量持续增长。长庆油田自2013年至今已连续8年实现油气当量5000万吨以上运行，预计今年全年油气当量将突破6000万吨；10月大庆油田天然气日销量首次突破千万立方米；前三季度塔里木油田原油、天然气产量均超年度计划运行，较去年同期增长149万吨；12月14日，中石油西南油气田宣布年产天然气突破300亿立方米，标志着西南地区首个300亿方大气区正式建成。 煤炭煤炭主要应用于电力、钢铁、水泥、化工四大行业。既有能源属性，也有化工属性，其中电力行业是重要的下游行业，煤化工行业是利润的主要增长点。从基本面来讲，短期中转地与下游行业的库存会对煤价走势有很大的影响。但长期来说，煤炭行业是典型的周期性行业，行业景气度与宏观经济和投资密切相关，周期性十分明显，下游行业的景气程度直接影响着煤炭行业需求，进而影响行业供需关系，导致价格和产量的变化，而煤炭企业利润的变化也会对其的开工、增产能形成反作用，进而影响行业整体的供给水平。价格驱动因素影响石油价格的供给因素主要包括世界石油储量，石油供给结构以及石油生产成本。目前世界石油市场的供给方主要包括石油输出国组织（OPEC）和非OPEC国家。OPEC拥有世界上绝大部分探明石油储量，其产量和价格政策对世界石油供给和价格具有重大影响。而非OPEC国家主要是作为价格接受者存在，根据价格调整产量。石油生产成本也将对石油供给产生影响，会影响生产者跨时期的产量配置决策，进而影响到市场供给量，间接地引起石油价格波动；世界石油价格的下限一般主要由高成本地区的石油生产决定，而低成本地区的石油决定了价格的波动幅度。石油需求主要由世界经济发展水平及经济结构变化，替代能源的发展和节能技术的应用决定。全球石油消费与全球经济增长速度明显正相关。全球经济增长或超预期增长都会牵动国际原油市场价格出现上涨。以中国、印度为代表的发展中国家经济强劲增长也使得对原油的需求急剧增加，导致世界原油价格震荡走高。其中中国对石油的需求带动了全球石油消费增长的1/3。而反过来，异常高的油价势必会阻碍世界经济的发展，全球经济增长速度放缓又会影响石油需求的增加。替代能源的成本将决定石油价格的上限；当石油价格高于替代能源成本时，消费者将倾向于使用替代能源；而节能将使世界石油市场的供需矛盾趋于缓和。由于天然气消费的区域性，天然气价格并不像石油一样有国际性的统一价格。目前，国际天然气没有统一的价格，而是形成了北美、欧洲、亚太三大主要天然气消费市场，各大区域间的天然气价格有着很大的差别。加拿大、美国和俄罗斯是天然气生产国，天然气自给能力较强，市场发达、市场竞争决定天然气价格，目前这些国家的天然气交易价格和消费价格相对较低。亚太地区日本韩国则以进口LNG为主，价格更多与原油挂钩。欧洲地区既有大量管输进口天然气，也有LNG，管输气价格主要谈判确定，LNG主要挂靠原油；天然气生产国对天然气交易价格的控制权较强。3.3 竞争分析图中国能源消费结构能源行业波特五力分析1) 供应商的议价能力供应商议价能力指的是现有企业向供应商购买原料时，供应商争取获得较好价格的能力。目前，我国液化石油气行业供应商主要是原油和炼油设备供应。其中，我国原油产量一直保持在亿吨以上，供应量充足，所以供应商议价能力较弱；而炼油设备需求一般较为固定，在企业生产初期，炼油设备供应商议价能力较强，随着仅在维修和检测方面存在一定的需求，所以液化石油气的炼油设备供应商议价能力一般。2) 购买者的议价能力购买者主要通过其压价与要求提供较高的产品或服务质量的能力，来影响行业中现有企业的盈利能力。目前，液化石油气行业的主要购买者是汽车燃料、化工、工业等。液化石油气作为一种清洁能源，具有优质、方便、应用范围广的特性，在人民日常生活中是必不可少的燃料之一，并且在民用领域消费量不断扩大，因此购买者议价能力较弱。3) 新进入者的威胁潜在进入者会给该行业带来新的生产能力、新资源，同时也在现有的企业市场份额中瓜分一席之地，这就会激化市场竞争，从而导致行业盈利水平降低，甚至严重的话还有可能危及到现有企业的生存。我国能源行业由于准入壁垒相对较低，而且在国家大力推进清洁能源发展的背景下，行业发展前景被许多企业看好，未来将吸引众多企业进入市场，所以潜在进入者威胁较大。4) 替代品的威胁两个处于同行业或不同行业中的企业，可能会由于所生产的产品是互为替代品，从而在它们之间产生互相竞争行为，这种源自于替代品的竞争会以各种形式影响行业中现有企业的竞争战略。目前，我国液化石油气最大的替代品是天然气、电力等。其中，在生产成本、绿色环保等方面，天然气优势较大。因此，我国能源行业替代品威胁较大。5) 同业竞争者的竞争程度近年来，目前，我国液化石油气市场竞争充分，尚无垄断情况出现。在进口份额方面，东华能源、中国燃气、万华化学、九丰能源和天津渤化为我国TOP5进口企业，占全国进口总量的67%。3.4 中国主要参与企业图2020中国能源（集团）500强榜单图A股及港股上市公司1) 中国石油[601857.SH]：公司是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，是中国销售收入最大的公司之一，也是世界最大的石油公司之一。公司致力于发展成为具有较强竞争力的国际能源公司，成为全球石油石化产品重要的生产和销售商之一。中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主要包括：原油和天然气的勘探、开发、生产和销售；原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售；天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。2) 中国神华[601088.SH]：公司是世界领先的以煤炭为基础的一体化能源公司，是我国最大的煤炭生产企业和销售企业，全球第二大煤炭上市公司，并拥有中国最大规模的优质煤炭储量。主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化经营模式是中国神华的独特经营方式和盈利模式。中国神华的发展战略目标是“建设世界一流的清洁能源供应商”。3) 中国石化[600028.SH]：公司是一家上中下游一体化、石油石化主业突出、拥有比较完备销售网络、境内外上市的股份制企业。公司是中国最大的一体化能源化工公司之一，主要从事石油与天然气勘探开发、管道运输、销售；石油炼制、石油化工、煤化工、化纤及其它化工生产与产品销售、储运；石油、天然气、石油产品、石油化工及其它化工产品和其它商品、技术的进出口、代理进出口业务；技术、信息的研究、开发、应用。中国石化是中国大型油气生产商；炼油能力排名中国第一位；在中国拥有完善的成品油销售网络，是中国最大的成品油供应商；乙烯生产能力排名中国第一位，构建了比较完善的化工产品营销网络。3.5 全球重要竞争者图 2020年度全球250强能源公司排行榜图国外上市企业1) 沙特阿美[2222.TD]：沙特阿美是全球最大的综合石油和天然气公司，提供全球1/8的原油产量。2018年，该公司每天生产1360万桶石油当量，其中包括每天1030万桶原油(包括混合凝析油)。截至2017年12月31日，公司的净炼油能力使其成为全球第四大综合炼油厂。公司致力于保持其卓越的上游地位，并继续对其下游业务进行战略整合，以稳固对其原油的需求并在整个烃链中获取价值。2) 卢克石油[LKOE.L]：PJSC LUKOIL是一家能源公司。卢克石油公司及其子公司的主要业务是石油勘探，生产，精炼，销售和分销。它的细分包括勘探和生产；炼油，市场营销和分销，以及公司等。勘探与生产板块包括与原油和天然气有关的勘探，开发和生产业务。3) 埃克森美孚(EXXON MOBIL)[XOM.N]：是世界最大的非政府石油天然气生产商，通过其所属各部门和子公司从事原油和天然气勘探和开采，石油产品制造，原油、天然气、石油产品运输和销售业务。该公司是石油化工商品制造商和销售商，其营运石化产品包括：石蜡、香料、聚乙烯和聚丙烯塑料产品以及各样专用产品。此外，还从事发电设备业务，旗下子公司进行相关研发项目，为这些业务提供技术支持。第四章 未来展望能源行业未来展望有以下几点：1. 能源绿色低碳转型时不我待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。提高应对气候变化国家自主贡献力度，不仅是我国对国际社会作出的庄严承诺，也为下一步能源发展指明了方向，我国能源领域将以更大决心和举措推进能源低碳转型，为推进生态文明建设、实现国家自主贡献目标提供有力支撑。2. 能源行业将积极融入并服务构建新发展格局构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，是与时俱进提升我国经济发展水平的战略抉择。能源作为经济社会发展的基础支撑，必须主动融入并服务新发展格局。我国是世界上最大的能源生产国和消费国，强大的国内市场是我国能源发展最大的竞争力。能源行业将以供给侧结构性改革为主线，切实提高供给体系质量和水平，增强产业链供应链自主可控能力。拓展投资空间，优化投资结构，推进一批强基础、增功能、利长远的重大项目建设，加快补齐能源基础设施短板、推进新型基础设施建设，满足城市群、都市圈建设对提升能源基础设施的内生需求。3. 能源科技创新要求更加迫切当今世界正经历百年未有之大变局，我国能源发展面临的国内外环境发生深刻复杂变化，“十四五”时期以及更长时期，能源发展对加快科技创新提出了更为迫切的要求。近年来，我国5G、大数据、人工智能、区块链等先进信息技术加速对传统产业的融合与渗透，能源行业努力推动技术创新、应用创新、模式创新，积极探索多能互补、“互联网+”智慧能源、综合能源服务等新产业、新业态、新模式，科技创新日新月异。4. 建设高标准的能源市场体系任重道远建设高标准市场体系，是“十四五”时期经济社会发展主要任务之一。近年来，能源行业体制改革深入推进，油气、电力、煤炭等领域改革取得积极成效，市场在资源配置中的决定性作用得以发挥。同时，随着改革进入攻坚期、深水期，一些深层次的矛盾问题逐渐显现，成为下一步要重点攻克的“硬骨头”。加快构建全国统一的电力市场，打破省间垄断，形成统一开放、竞争有序的现代电力市场体系，有序推动电力市场与碳市场深度融合、协同发展，为能源供给和消费革命提供坚强保障。形成多种经济成分共同参与的油气上游勘探开发体系，构建竞争性的勘探开发市场。推动完善“X+1+X”油气市场体系，加快研究制定管网独立的监管规则。深化能源国有企业混合所有制改革，推进竞争性环节市场化改革。CoverPhoto by Viktor Kiryanov on Unsplash

去年下半年至今，国内乘用车市场持续低迷，新能源汽车成为提振车市信心的中坚力量。究竟是哪些人买走了新能源车？他们的偏好又是什么？购车途径有几种？消费者在购买新能源汽车时考虑了哪些主要因素?近日，中国汽车流通协会发布《2019新能源汽车消费市场研究报告》（以下简称报告）。报告的调查人群来自全国20多个城市新能源汽车的消费者，调查的车型覆盖市场上数十款主流热销车型,该报告为我们一一揭晓了答案。电池是决定购买的重要因素消费者想要下定决心购买新能源汽车，首要关注的便是电池（包含电池安全性、电池技术过硬、续航高、电池有质保等8个主要因素）。从图一中可看出，预购20万元以上纯电动购车客户对电池安全、电池技术过硬以及续航里程的关注比例分别达到42.2%、44.6%以及42.2%。而已购用户在电池方面有较多的关注度是电池技术过硬、电池安全性以及电池有保障。由此可见，提高电池技术依然是车企实现逆袭的必胜法宝。此外，由于多起电动车爆炸起火事件的影响，已购及预购20万元以上纯电动购车客户担心电池安全性的整体比例为36%。据中国汽车流通协会报告数据，近一半消费者放弃新能源电动车的原因是车辆续航问题，其他消费者放弃电动车的原因还有电动汽车的保值率问题，以及电池回收、电视辐射等因素。和燃油车一样，品牌也是影响消费者购车决策的一大因素。更多消费者倾向于购买专业研发电动汽车的品牌，因为这样的品牌品质相对更有保障。此外，进口品牌、合资品牌的认可度高于自主品牌，特别是预算超过20万元的消费者更倾向于进口品牌。实体店购车和保养更有保障从新能源用户购车途径来看，超过85%的消费者依然选择传统4S店购买新能源车型。谈及购车原因，73.3%的消费者认为4S店售后维修有服务保障、其次是试驾体验到购车一体化服务，同时购买便利、价格透明、有销售人员专业介绍也是购车的重要因素。从新能源汽车的保养情况来看，新能源车主首选的维修保养途径仍然是4S店，保养一次的费用集中在300元以内，保养周期为1—2年。如此来看，整体消费者还是偏经济实用型为主。并且，从报告看，由于车辆质量问题主要集中在购车1个月内的新车上，更多消费者购车后最希望得到的服务是免费保养，其次是免费救援。若哪家车企能免费提供保养和救援，或许会对消费者购车决策产生一定影响。此外，选择网络购车渠道的人群正在扩充，占比超过车展等其他渠道。据中国汽车流通协会分析，消费者对售后维修服务的保障最为看重，也说明购车体验对于消费者购买决策的影响较大。

（报告出品方/作者：中信建投证券，杨藻、张亦弛）一、从需求出发，储能的作用和过往1、能量存储，用途几何？物质、信息和能量是人类文明的三大载体，记录着人类文明进步的历史进程。除了创造、应用的需求外， 笼统来说，这三者也都有存储待用的需求。能量存储的需求分类方式较为繁杂。按照对电力系统的作用（事实上也可以包括对热网等的作用，相对重 要性一般），或者按照规模、存储时间、响应时间等使用指标的分类方法相对较为通行。从对电力系统的作用来说，储能设备可以安装于电源侧、电网侧或用户侧，发挥削峰填谷，供应容量，调 频，充当备用电源，稳压，黑启动等等功效，可以改善电能质量，提升电网稳定性，甚至在某些特殊条件下供 电。从使用指标看去，储能技术的评价体系（也是储能应用的使用性能指标集合）包括了能量、功率、效率、 寿命、规模、存储时间、自放率、成本、技术成熟度、环境影响等等。在不同的场合，需求的权重也有所不同。储能技术已经可以在能源系统中发挥一定作用，但是尚不足以满足所有的实际需求。2、过往应用，抽水蓄能为主，电化学崭露头角截止目前抽水蓄能和以锂离子电池为代表的电化学储能是储能技术应用相对广泛的技术类型（但是细分技 术路线仍然存在变数，本报告暂不作具体讨论）。根据中关村储能联盟（CNESA）统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6 GW，同 比增长 1.9%；其中抽水蓄能累计装机占比最大，为 92.6%，同比增长 0.2%。其次为电化学储能，累计装机规模 9520.5MW，占比 5.2%；在各类电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大，占电化学储能装机规模的 88%， 装机规模达 8453.9MW。同样根据中关村储能联盟统计，截至 2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.4GW，占全球市场 总规模的 17.6%，同比增长 3.6%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 30.3GW，同比增长 1.0%；电化学 储能的累计装机规模位列第二，为 1709.6MW，同比增长 59.4%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计 装机规模最大，为 1378.3MW。2020 年新增投运容量 2.7GW；其中，抽水蓄能新增装机 1.2GW，电化学储能新 增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh（2020 年数据尚未最终确认）。二、信息革命，5G 基站的短中期储能需求1、5G 技术，走入身边的万物互联移动通信技术起源于 20 世纪 80 年代的美国，几乎每十年升级一次。从 1G 到 5G，人们从通话一步步走入 后移动互联网时代，走入万物互联的信息世界。正如 4G 以其相对的高性能使得移动互联网时代形成，5G 技术进一步提升了速率、频谱效率、空间容量、 移动性能、网络能效等技术指标，有望满足移动互联网的高速上网等体验需求，产业互联网的高可靠、低时延、 大连接等需求，最终为超高分辨率视频、云游戏、云 VR/AR，智能驾驶、智能制造、能源互联网等等提供技术 支持。基站（公用移动通信基站）是移动设备接入互联网的接口设备是指在一定的无线电覆盖区中，通过移动通 信交换中心，与移动电话终端之间进行信息传递的无线电收发信电台。不同代际通信技术的基站有明显区别。和 4G 基站相比，5G 基站的频段较高，可能的链路损耗也高，信号覆盖范围小；5G 基站的计算功耗更高， 使得其电耗也更高。这一方面增加了潜在的基站数量需求，一方面也增加了单个基站的电耗。 根据工信部《2020 年通信业统计公报》：我国 4G 基站总数达到 575 万个，城镇地区实现深度覆盖。5G 网 络建设稳步推进，按照适度超前原则，新建 5G 基站超 60 万个，基站总规模在全球遥遥领先。全部已开通 5G 基站超过 71.8 万个，其中中国电信和中国联通共建共享 5G 基站超 33 万个，5G 网络已覆盖全国地级以上城市 及重点县市。5G 基站建设如火如荼。2、5G 基站备用电源，短中期的锂电储能爆发为了保证极端条件下的基站用电，避免主供电系统无法工作时基站断电失效，通信基站需搭配备用电源。 5G 基站备用电源需满足一定功率（典型值接近 3.7kW）和时长（典型值 4 小时）的用电需求（则典型值 14.8kWh）， 而且有体积、散热等方面要求。5G 时代，基站备用电源的最优选择是磷酸铁锂电池。根据鑫椤资讯统计，2020 年磷酸铁锂电池统计产量 14.2 万吨；有 49%的磷酸铁锂正极用于动力电池，还有 28%的磷酸铁锂正极用于储能电池，即 2020 年有 3.97 万吨磷酸铁锂用于储能电池制造。1GWh 铁锂电池约需消 耗 2500 吨铁锂正极，所以 2020 年用于储能的铁锂电池规模约 16GWh。另根据中国证券网，2020 年我国铁锂动 力电池销售 30.8GWh，数据相互印证程度较好。综合上述信息，2020 年我国新建、改造的 5G 基站备用电源约需 10GWh 磷酸铁锂电池，事实上超过了所有 其他储能用途的总和（如根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020 年我国电化学储能增量为 785.1MW；前述中关村储能联盟统计，电化学储能新增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh）。 至 2025 年底，如中国的 5G 基站建设规模达到 500 万个（尚不及 2020 年底的 4G 基站），则对磷酸铁锂电池的 需求将达 74GWh；如部分 4G 基站的铅酸电池逐步替换为铁锂电池，则还可能带来 20GWh 级别的电池用量增 量，使得铁锂储能电池备用电源的累计规模接近 100GWh。三、能源革命，储能的星辰大海1、能源革命，“人类命运共同体”最佳诠释《巴黎协定》是 2015 年 12 月 12 日在巴黎气候变化大会上通过、2016 年 4 月 22 日在纽约签署的气候变化 协定，该协定为 2020 年后全球应对气候变化行动作出安排。《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业 化时期上升幅度控制在 2 摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在 1.5 摄氏度以内。同年 9 月 3 日，全国人大常委会批准中国加入《巴黎协定》，成为完成了批准协定的缔约方之一。全球主要经济体中，美国曾短暂退出《巴黎协定》，并在 领导人更迭后重新加入。 从碳中和时间上比较，欧美 2050 年碳中和，中国约 2060 年碳中和，时间差仅有约 10 年；从自碳达峰到 碳中和的时间跨度比较，欧美约 50-70 年，中国约 30 年，大幅低于先发发达经济体。 虽然仍然存在一定争议，但是努力控制碳排放、尽力限制全球气温上升幅度，对全人类而言是利大于弊的 选择。首先，剧烈的气温升高将给人类文明以重创。约 12 万年前温暖的伊米亚间冰期，海平面比当前高 6-9 米， 当时仅有部分极地冰盖融化，即可造成淹没全球关键城市（如上海海拔 4.5 米）的严重后果。倘若极地冰盖完 全融化，大量陆地面积将不复存在，考虑到沿岸重点城市的核心地位，全球主要经济体都近乎面临致命打击。其次，一定程度的气温升高即可破坏碳循环的长期平衡，并引发气温进一步升高的“自加速”过程。其主 要原因包括冻融湖、冻土带和深海的重要温室气体甲烷释放、海水温度升高造成的温室气体二氧化碳溶解度下 降等。第三，人类活动和一定程度的气温升高、温室气体排放强关联。 一方面，从约 10000 年的时间尺度来看，工业化之前地球气温变化速率相当平缓，而工业化之后气温出现 了显著上升；从更长的约 80 万年的时间尺度来看，除工业化之后的短暂时间（甚至是 20 世纪之后的短暂时间） 以外，地球气温都是在一个较稳定的范围内波动的。另一方面，从 100 年左右的近世时间尺度来看，太阳辐射变化不大，但是太阳辐射和地球气温变化出现了 明显的背离，温度变化曲线显著“跑赢”了太阳辐射变化曲线。这种背离是客观存在的，而高速的气温升高的 最佳解释方式仍然是人类活动。此外，气候变化、海洋酸化等还可能引发大范围物种灭绝。最后，即使上述所有论述都基于“可能性”，“全球变暖雷霆雨露俱是天恩和人类活动无关”、“五岳陵霄四 海亘地藏排纳放无损高深”，全球变暖对人类社会的负面影响本身也值得全人类，以某种形式对其加以应对。总之，碳排放引发气候变化、威胁人类文明的概率不低、赔率很高。努力遏制这一势头事实上理性、务实。从碳达峰到碳中和体现了“共同但有区别”的减排责任，体现了我国的大国担当。为了达成此目标，我国 的一次能源结构也将经历显著变化：可再生能源必须取代化石能源，成为一次能源的主要组成部分。清华大学 气候变化与可持续发展研究所、落基山研究所等 2020 年发布的最新研究有类似的结论（但是在 2050 年净零预 设条件、能源消费总量等方面二者有一定分歧。考虑到有关研究的前瞻程度，分歧是可以理解的）。我们同时还认为，以高比例可再生能源广泛应用、碳排放达峰并逐步降低乃至净零为关键特征之一的能源革命，是为人类谋福祉的重要手段。为人类谋福祉-控制气温升高幅度、应对气 候变化-推动能源革命、大规模高比例应用可再生能源的逻辑链条坚实可靠。2、高比例可再生能源发电，储能助力日内平衡和长时间平衡我国具备丰富的风、光可再生能源资源。据发改委能源所等研究，我国年太阳辐射超过 5000MJ/m2，年日照小时数超过 2200 小时的土地面积占全国土地面积的 2/3，安装 2500GW 光伏发电设备仅需要 8 万平方公里土 地，占中国国土面积的 0.8%。同样据估算，在中国所有风力资源超过 300W/m2 的地区中，100 米高度的陆上可 用风能总储量约为 3400GW；在水深 5-50 米的海域中，100 米高度海上风能资源总量达到 500GW。再考虑到水 电、核能和生物质能源等，事实上资源端我国有能力供应高比例可再生能源（电力）；再考虑到用能端的高度电 气化，可再生能源电力规模爆发将是碳达峰和净零排放目标得以实现的核心条件。同时，光伏、风电等可再生能源发电形式的平准化发电成本、初始投资成本等都将进一步下降，使得二者 进一步体现出竞争优势。但是，光伏、风电等可再生能源的波动性、间歇性相当程度上阻碍了其和负荷的有效匹配，提高了高比例 大规模并网的难度。对光伏而言，日内出力受到日照条件、天气影响；更长时间尺度的出力具备一定规律性，但仍不稳定。夏 季和冬季的发电特性区别明显。对风电而言，日内出力表现具有极大的随机性；更长时间尺度的出力具备一定规律性，也仍不稳定。储能系统不同程度上具备平滑可再生能源出力、使其和负荷相匹配的能力。 首先，储能系统的高频响应能力可以满足电力系统频率调节的需求；能量时移、削峰填谷能力可以满足电 力系统日内调节的需求。将时间尺度拓展至星期级别，储能系统的能量时移、削峰填谷能力同样可以满足能量平衡需求。 将时间尺度拓展至季节级别，虽然储能效率不可避免地有一定程度的下降，但是储能仍然具备一定调节能 力。所以，储能是高比例可再生能源并网的关键助力之一。3、中国&全球，储能规模估计短期，储能规模的增长和储能助力可再生能源消纳、储能参与辅助服务等内容相关，其规模和节奏尚无明 确规划，但各方关注与动作逐渐提高、加强。2021 年初，国家电网表示，未来 5 年，国家电网公司将年均投入 超过 700 亿美元，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。 国家电网公司一方面通过大范围联网，扩大新能源消纳范围；另一方面推进抽水蓄能与储能建设，提高系统灵 活调节能力，目前国家电网公司在运在建抽蓄电站 51 座，容量达 6300 万千瓦。同样在 2021 年初，青海省对“新 能源＋储能” 、“水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时 0.10 元 运营补贴，同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池 60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增 加每千瓦时 0.05 元补贴。我们援引中关村储能联盟的研究结果，保守场景、理想场景下，电化学储能装机规模（基本假设为电化学 储能是储能规模提升的主体）分别约为 15GW 以上和接近 24GW。同时，短期的储能装机规模增速不确定性较 大。中长期，我国长期储能规模的爆发必然依赖于高比例可再生能源电力风电、光伏的应用，所以风光的实际 规模变化情况就是储能规模估计的关键点。“达峰”时段，根据 2020 年 12 月 12 日在气候雄心峰会上通过视频发表的题为《继往开来， 开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话内容，2030 年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下 降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。“净零”时段，据落基山研究所 2020 年的研究报告 China 2050: A fully developed rich zero carbon economy 估计（现在尚无 2060 年净零排放的权威研究，考虑到同样是净零排放研究且 2050 年也仅为指引，采用 2050 年 的有关估算数据也不失其一般性），净零排放情景下中国主要工业门类将以不同方式脱碳。化石燃料剩余占比很 小，电力、氢能、生物质、氨、合成燃料、工业废热、太阳能热等是主要的中端用能需求，而规模以电能为最。 直接使用、制氢和氨相关的用电量达到总用电量的 70%。具体到终端电力消费，直接用电是主流，氢、氨等化学能-二次电力应用也是重要的组成部分，二者总量超 过 14 万亿千瓦时（即 1.4 万 TWh）。与终端用能相应，一次能源结构届时也将发生重要变化。可再生能源成为主流，风光合计占比约为一次能 源生产的接近 50%（如果能源强度提升，则二者占比合计可能更高）。水电、核电等也具备了重要地位，除此之外的零排放能源还有生物质。煤、油、气总占比急剧下降（其排放通过碳汇/碳捕集等手段加以平衡）。14 万亿千瓦时年用电量对应的发电装机量约为 7000GW，其中风光装机量约为 5000GW，占总装机量的约 70%。值得注意的是，发电侧储能的装机量有约 500GW。届时，夏季的主要一次电力供应是光伏，冬季的主要一次电力供应是风电；核电提供基荷。随风光装机占比提升，储能的实际渗透率需求也提升。我国 2030 年碳达峰时，因为仍有大规模火电的实 际应用，所以储能装机主要满足日内、周内需求较合理。本世纪中叶以后碳中和时，储能除满足日内、周内需求外，还需要满足跨季节需求。车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等等可对日内/周内 级别的电力系统平衡发挥重要作用；生物质、氢/氨等本身也是跨季节储能的重要载体。限于边界条件的巨大不 确定性，本报告不计算车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等对满足日内/周内级别的电 力系统平衡的影响，而区分谨慎/乐观情景对可再生能源规模对应的储能渗透率-储能装机进行估计。不失一般性，我们以我国 2020 年的电化学储能装机为计算起点，假设 2030 年我国风光装机规模总量达到 1200GW，且年规模增加值稳定；2050 年风光装机规模总量达到 5000GW。我们以 2020 年底的电化学储能装机 作为起点，假设 2021-2025 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 5%（谨慎）或 10%（乐观），储能时长 为 1 小时（谨慎）或 2 小时（乐观）；2026-2030 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 10%（谨慎）或 20% （乐观），储能时长为 2 小时（谨慎）或 3 小时（乐观）；2031-2050 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 20%（谨慎）或 40%（乐观），储能时长为 3 小时（谨慎）或 4 小时（乐观）。由此估计，谨慎情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 50GW/90GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模约 800GW/2.3TWh 以上。乐观情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 100GW/270GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模 约 1.6TW/6.3TWh 以上。如果可再生能源装机超预期，则储能规模应也有超预期可能。比如，按照 25%的非化 石能源目标倒推，再考虑到核电和水电提升空间是有限的，2030 年风光装机有可能达到 16 亿千瓦以上，平均 每年装机超过亿千瓦。那么储能配套规模就可能在我们估计的情景下进一步提升。落基山研究所估计的达峰储能装机规模约 500GW，仅考虑发电侧，所以和我们的估计并不矛盾；电网侧的 储能可以起到调峰和综合辅助服务等作用，二者都是未来储能装机的重要组成部分。总体而言，如果储能应用的技术类型为电化学储能（暂时不妨进一步假设为锂离子电池），则到 2030 年其 总规模也不及新能源车所用动力电池的规模；到净零时段，如果中国新能源汽车保有量 3 亿辆，单车带电量 60kWh，则动力电池保有量规模在 18TWh，仍然数倍于储能电池。但是不可否认，储能电池在日内-周内电力系 统平衡方面即有较大可能为电池市场贡献相当增量，未来其规模可能是仅次于动力电池市场的第二大市场（但 是不是锂离子电池始终为市场和实际应用所青睐尚需进一步研究）。跨季节储能的规模则直接援引落基山研究所的研究结果。相当于 4.4 亿吨标煤的生物质能，每年 8100 万 吨的氢能等，都将发挥跨季节储能的重要作用（且并不止于此）。全球方面的估计情况更为复杂，除户用储能市场年约 10GWh 并且有能力保持较高增速外，其他储能市场 的规模化节奏难于直接估计。这里，我们直接援引《欧洲 2030 电池技术路线图》、以及彭博对储能规模的有关研究。《欧洲 2030 电池技术路线图》估计，到 2030 年，全球储能电池年装机规模在 200GWh 以上（累计规模不妨假设在 800GWh 左右，如果电池储能是主要增量贡献者，则和我们对中国的乐观情景估计大体上可相互印证；如果该路线图对电池总量的估计偏谨慎，则储能电池实际规模还有可能更高）彭博估计，到 2050 年，全球储能累计装机规模将达 1600GW 以上（并未假设净零，所以碳排放的严格限制 事实上可以推高此估计）。详见报告原文。（本文仅供参考，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】。

报告格式：纸质版 电子版 纸质+电子版出品单位：智研咨询清洁能源，即绿色能源，是指不排放污染物、能够直接用于生产生活的能源，它包括核能和“可再生能源”。风能是一种清洁、安全、可再生的绿色能源，利用风能对环境无污染，对生态无破坏，环保效益和生态效益良好，对于人类社会可持续发展具有重要意义。风能可以用来发电、提水、助航、加热等。目前，利用风力发电已越来越成为风能利用的主要形式，受到各国的高度重视，且发展速度最快。截至2017年底，我国风电累计装机容量达1.88亿千瓦，同比增长11.62%。2016-2018年中国风电累计装机容量及增长智研咨询发布的《2021-2027年中国清洁能源行业深度调研与发展趋势研究报告》共十四章。首先介绍了中国清洁能源行业市场发展环境、清洁能源整体运行态势等，接着分析了中国清洁能源行业市场运行的现状，然后介绍了清洁能源市场竞争格局。随后，报告对清洁能源做了重点企业经营状况分析，最后分析了中国清洁能源行业发展趋势与投资预测。您若想对清洁能源产业有个系统的了解或者想投资中国清洁能源行业，本报告是您不可或缺的重要工具。本研究报告数据主要采用国家统计数据，海关总署，问卷调查数据，商务部采集数据等数据库。其中宏观经济数据主要来自国家统计局，部分行业统计数据主要来自国家统计局及市场调研数据，企业数据主要来自于国统计局规模企业统计数据库及证券交易所等，价格数据主要来自于各类市场监测数据库。报告目录：第.一章清洁能源行业发展综述第.一节清洁能源定义及地位一、清洁能源定义二、清洁能源应用分类三、清洁能源发展的意义四、清洁能源的战略地位第二节清洁能源优点分析第三节清洁能源发展的必要性分析一、实施可持续发展战略的需求二、能源消费结构调整的需要三、环境保护的需要四、解决缺电问题和确保供电安全的需要第二章清洁能源行业市场环境及影响分析（PEST）第.一节清洁能源行业政治法律环境（P）一、行业管理体制分析二、行业主要法律法规三、清洁能源行业标准四、行业相关发展规划五、政策环境对行业的影响第二节行业经济环境分析（E）一、宏观经济形势分析1、国际宏观经济形势分析2、国内宏观经济形势分析3、产业宏观经济环境分析二、宏观经济环境对行业的影响分析第三节行业社会环境分析（S）一、清洁能源产业社会环境二、社会环境对行业的影响三、清洁能源产业发展对社会发展的影响第四节行业技术环境分析（T）一、清洁能源技术分析二、清洁能源技术发展水平三、清洁能源技术发展分析四、行业主要技术发展趋势五、技术环境对行业的影响第三章国际清洁能源行业发展分析第.一节全球清洁能源市场总体情况分析一、全球清洁能源行业的发展特点二、全球清洁能源市场结构三、全球清洁能源行业发展分析四、全球清洁能源行业竞争格局五、全球清洁能源市场区域分布六、国际重点清洁能源企业运营分析第二节全球主要国家（地区）市场分析一、美国二、德国三、英国四、日本第四章我国清洁能源所属行业运行现状分析第.一节中国清洁能源所属行业总体规模分析一、企业数量结构分析二、人员规模状况分析三、行业资产规模分析四、行业市场规模分析第二节我国清洁能源所属行业发展状况分析一、我国清洁能源行业发展阶段二、我国清洁能源行业发展总体概况2018年天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的22.1%，同比提高了1.3个百分点。作为调结构的主力，非化石能源消费占比达到14.3%，上升0.5个百分点。2020年占比15%的目标完成在即。天然气消费继续高速增长，消费增量创世界纪录。煤炭消费比重下降到59.0%。天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量的比重同比提高约1.3个百分点，煤炭消费所占比重下降1.4个百分点。2018年中国能源生产、消费结构情况三、我国清洁能源行业发展特点分析四、我国清洁能源行业商业模式分析第三节清洁能源所属行业市场发展分析一、清洁能源适用领域分析二、清洁能源项目建设情况三、清洁能源发展的影响因素第四节中国清洁能源所属行业经济性分析一、清洁能源经济效益分析二、清洁能源环境效益分析三、对不同群体带来的利益分析1、对用户带来的利益分析2、对电力公司带来的利益分析3、对国家带来的利益分析第五章中国清洁能源并网对配电网的影响第.一节清洁能源并网对配电网的影响一、清洁能源对配电网运行的影响1、对损耗的影响2、对电压的影响3、对电能质量的影响4、对系统保护的影响5、对可靠性的影响6、对故障电流的影响二、清洁能源对配电网规划的影响1、增加不确定性因素2、产生配电网双向潮流3、增大问题求解难度4、增加运营管理难度5、降低供电设施利用率第二节提高清洁能源并网可靠性的策略一、直流微电网研究1、直流微网概念2、直流微网的控制策略二、交流微电网研究第六章中国清洁能源设备市场现状与前景第.一节清洁能源设备产量分析第二节清洁能源设备需求分析第三节清洁能源设备市场竞争第四节清洁能源设备技术进展第五节清洁能源设备发展前景分析第七章清洁能源行业重点地区市场分析第.一节行业总体区域结构特征及变化一、行业区域结构总体特征二、行业区域集中度分析三、行业区域分布特点分析四、行业企业数的区域分布分析第二节清洁能源重点应用领域发展分析第八章 2021-2027年清洁能源行业竞争形势及策略第.一节行业总体市场竞争状况分析一、清洁能源行业竞争结构分析二、清洁能源行业企业间竞争格局分析三、清洁能源行业集中度分析四、清洁能源行业SWOT分析第二节清洁能源行业竞争格局分析一、国内外清洁能源竞争分析二、我国清洁能源市场竞争分析三、国内主要清洁能源企业动向四、国内清洁能源企业拟在建项目分析第三节清洁能源行业并购重组分析一、跨国公司在华投资兼并与重组分析二、本土企业投资兼并与重组分析三、行业投资兼并与重组趋势分析第四节清洁能源市场竞争策略分析第九章清洁能源行业领先企业经营形势分析第.一节京能热电一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第二节申能股份一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第三节粤电力Ａ一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第四节申能股份一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第五节哈投股份一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第六节广州控股一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第七节国投电力一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第八节长江电力一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第九节华电国际一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第十节凯迪电力一、企业概况二、企业经营分析三、企业竞争力分析四、企业战略分析第十章 2021-2027年清洁能源行业前景及趋势预测第.一节中国清洁能源行业发展障碍和瓶颈一、成本的障碍和瓶颈二、能源政策方面的障碍和瓶颈三、并网方面的障碍和瓶颈四、体制方面的障碍和瓶颈五、行政许可的障碍和瓶颈六、融资方面的障碍和瓶颈七、电力市场及计量方面的障碍和瓶颈八、其他问题的障碍和瓶颈第二节 2021-2027年清洁能源市场发展前景一、2021-2027年清洁能源市场发展潜力二、2021-2027年清洁能源市场发展前景展望1、清洁能源发展空间预测2、清洁能源未来发展重点3、清洁能源未来潜在市场三、2021-2027年清洁能源细分行业发展前景分析第三节 2021-2027年清洁能源市场发展趋势预测一、2021-2027年清洁能源行业发展趋势二、2021-2027年清洁能源市场规模预测1、清洁能源行业市场容量预测2、清洁能源行业销售收入预测3、清洁能源行业资产预测4、清洁能源行业企业数量预测5、清洁能源行业人员规模预测6、清洁能源行业节省资源预测三、2021-2027年清洁能源行业应用趋势预测四、2021-2027年细分市场发展趋势预测第四节影响企业生产与经营的关键趋势一、市场整合成长趋势二、需求变化趋势及新的商业机遇预测三、企业区域市场拓展的趋势四、科研开发趋势及替代技术进展五、影响企业销售与服务方式的关键趋势第十一章 2021-2027年清洁能源行业投融资分析第.一节清洁能源投资模式分析一、清洁能源投资模式设计原则二、清洁能源投资主体分析三、清洁能源投建阶段模式1、投建阶段主要工作分析2、投建阶段主要市场主体分析3、清洁能源投建模式分析四、清洁能源运维阶段模式1、运维阶段主要工作分析2、运维阶段主要市场主体分析3、清洁能源运维模式分析第二节清洁能源投资发展策略分析一、清洁能源投资发展路径二、清洁能源市场发展策略1、目标市场的选取2、目标市场的定位第三节中国清洁能源项目风险分析一、项目政策风险分析二、项目技术风险分析三、项目市场风险分析1、我国电力市场开放程度较低2、原材料价格波动风险3、市场供需风险第四节中国清洁能源项目融资分析一、项目融资的基本模式1、节能减排技改项目融资模式2、CDM项下融资模式3、ECM（节能服务商）融资模式二、项目融资的基本渠道第十二章研究结论及发展建议第.一节清洁能源行业研究结论及建议()第二节清洁能源子行业研究结论及建议第三节清洁能源行业发展建议一、行业发展策略建议二、行业投资方向建议()三、行业投资方式建议图表目录：图表：2019年国民经济情况图表：2019年第.一产业增加值情况图表：2019年第二产业增加值情况图表：2019年第三产业增加值情况图表：清洁能源的应用领域按市场分类图表：清洁能源的应用领域按产品分类图表：2019年世界清洁能源企业排名图表：清洁能源产业链图图表：我国清洁能源产业链各产业生命周期分析图表：2019年中国清洁能源市场分布图表：2019年中国清洁能源市场规模图表：2015-2019年清洁能源重要数据指标比较图表：2015-2019年中国清洁能源行业销售情况分析图表：2015-2019年中国清洁能源行业利润情况分析图表：2015-2019年中国清洁能源行业资产情况分析图表：2015-2019年中国清洁能源发展能力分析图表：2015-2019年中国清洁能源竞争力分析图表：2021-2027年中国清洁能源成本费用预测图表：2021-2027年中国清洁能源利润总额预测图表：2021-2027年中国清洁能源产业企业单位数预测图表：2021-2027年中国清洁能源产业总资产预测更多图表见正文……

2021年作为新冠疫情多变之后的全新开启之年，面临着社会经济增长、产业全面复苏、技术创新应用的多方重任，同样作为中国“十四五”的开局之年，必将转向新的经济发展方向。新经济、新业态、新模式构筑的数字化经济生态将承担中国新的发展重任，以“大云物智移链”为代表的数字化技术将逐渐释新的价值活力。能源电力作为保障日常民生的重要基础资源，是经济创新和文明进步的催化剂，能源革命的持续发展改变了全球能源供给结构，并深刻影响着全球经济发展进程。中国在“碳中和”行动蓝图规划下，奠定了未来绿色能源和可持续能源发展的主基调，从而进一步加速了中国能源从粗放、低效向节约、高效方向转变，这不仅对中国能源结构提出了新的挑战，同样对中国能源电力体制亦是重大挑战。基于对能源电力领域的洞察和深入研究，亿欧智库发布报告《2021能源电力数字化转型研究》。报告从发展现状、数字化驱动力、创新应用、数字化转型方向、数字化展望及建议五大部分，对能源电力行业的发展做出了全面解析，并通过亿欧智库对数字化的研究理解，向能源电力企业数字化发展提出相关建议，以供行业参考。一、“碳中和、碳达峰”成为加速中国能源变革催化剂2020年9月，习近平主席在联合国大会上宣布，中国将努力争取2060年前实现碳中和；2020年10月，五部委联合发布《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》。目标包括制订新标准和新规定，鼓励民间资本和外资进入气候投融资领域，深化气候投融资国际合作。十九届五中全会提出了2035年远景目标和“十四五”时期经济社会主要发展目标，其中明确提出形成广泛的绿色生活方式和减少污染物排放量，因此在能源电力方面，清洁绿色能源未来将会成为主要发展趋势。二、新基建下的能源“不可能三角”问题将愈发显现直观2021年后疫情时代，中国经济在“新基建”的推动下将会产生新的价值机遇，无论是新型基础设施建设，还是传统产业智能化、数字化改造，对能源电力的需求都将持续增加，且更加可持续化和精准化，与此同时能源供需结构优化、创新供给技术应用都给能源电力发展带来了诸多挑战。在能源层面，能源“不可能三角”指的是无法找到一个能源系统同时满足长期供给（可持续）、清洁化（绿色性）、低价维持（可负担性）三个条件，而在碳中和的推动下，能源变革将更加直观面临以上问题。亿欧智库根据电力企业经营变化数据整理发现，中国电力行业发展进入新痛点期，行业整体营收增速逐渐放缓，营业成本居高不下且利润持续降低，对电力行业高质量发展产生了较大挑战。营收增速：营收增速2018年以来持续下降，2020年受疫情影响，预计整体增速将明显放缓，市场竞争显性加剧；营业成本：营业成本居高不下，企业经营效率面临较大压力，管理模式及发展模式亟需改善；营业利润：电力行业营业利润2015年后出现明显下滑，单一化服务在市场竞争加剧下对企业利润影响较大，新的利润增长点成为行业下阶段共同寻找方向。三、内部数字化变革有望推动电力企业进入全新效率提升周期能源电力是较早开展内部信息化提升的领域之一，国家电网早在2010年左右便完成了内部基础信息化建设，并深化ERP等系统应用，2015年左右搭建企业级的大数据平台，随后不断加大信息化投资和管理体制变革，其内部劳动生产率随着不同阶段的管理变革，增速变化明显。未来，在宏观经济增长放缓以及电力转型的大背景下，电力领域企业内部管理效率提升需更多依靠数字化手段，通过搭建企业数字化平台，在信息化基础上挖掘数据价值，从而推动组织架构、人力资源、财务等方面的转型提升。四、服务模式创新依托数字化升级能源即服务（EaaS）作为新的能源服务模式，一定程度上改变了能源产业链参与者的上下游关系，使得分布式能源在消费方式和消费体验上不断改变提升，而数字化则成为能源即服务（EaaS）的重要依托，通过数字化驱动，促进服务模式创新发展。数字化技术为能源服务升级提供了有效支撑，依托互联网生态和数字化技术不断丰富的综合能源服务生态成为能源服务数字化转型的关键考验，除满足最终客户多元化、差异化、个性化需求外，还应在能源系统效率、边际用能成本上不断优化，拓宽能源服务主体边界，构建新型服务生态经济圈，发挥数字化服务转型后的商业价值。五、能源电力数字化市场规模迎来全面增长2020年，国家电网公司和南方电网公司纷纷在数字化转型方向加大投资，建设新型数字化基础设施，建立以企业大数据中心为代表的工业互联网平台和人工智能平台等，把信息基础设施、融合基础设施作为重点方向，同时将加大数字化设备采购和服务创新。亿欧智库根据公开数据统计测算，受数字化技术推广及电力企业数字化服务开展影响，2020年中国能源电力数字化市场规模达到2213亿元，其中电力数字化服务市场占比约为82%，涉及智能电网、自动化控制、巡检运维、灵活性服务、能源管理系统等；能源电力数字化升级约占18%，包括大数据、人工智能、云计算、区块链等技术应用改造。未来受电网“十四五”投资影响，预计到2025年，中国能源电力领域数字化市场规模增长至约3700亿元，年均复合增长率为10.8%。亿欧智库认为随着可在生能源的大规模开发利用，以分布式、储能等为代表的新兴能源技术及基础设施将快速发展，而且基于新的数字化技术也将提供全新的商业化服务，此时综合能源生态服务需要兼顾传统能源和清洁能源的发展特性，通过搭建数据开放平台、数字服务平台、数字经济平台，实现能源价值的深耕挖掘，朝着绿色能源的发展路径创新商业模式，促进跨界生态合作并提升用户体验。更多详细内容请点击下载完整版报告：《2021能源电力数字化转型研究报告》。如有任何疑问，请联系本报告分析师具体沟通，也欢迎分享您的观点及建议。亿欧EqualOcean期待您的参与。

（报告出品方/作者：长江证券、张韦华、金宁、司旗、宋尚、于倩）“碳达峰·碳中和”趋势再起，海内外减排几何？进入 21 世纪以来，中国经济的快速腾飞使得碳排放压力与日俱增，在全世界二氧化碳排放量年均增长 1.85%的背景下，中国二氧化碳排放量年均增速高达 5.51%，2019 年中国的二氧化碳排放总量已经达到 98.25 亿吨，相较 2000 年增长 2.92 倍。人均方面， 2019 年我国人均二氧化碳排放量已经达到世界平均水平的 1.58 倍，虽然距离发达经济体仍有差距，但按照目前的趋势，2030 年左右我国人均碳排放量便将超越美国。2020 年 9 月 22 日，我国在第 75 届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的措施，二氧化碳排放力争在 2030 年前达峰，努力争取 2060 年实现“碳中和”，是中国在《巴黎气候协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期“碳中和”问题上设立的更高目标。该目标提出后，“碳排放”、“碳中和”以及我国可再生能源发展空间等话题再次引发市场广泛关注。能源消费结构优化已现，碳减排仍需加码在“碳达峰”和“碳中和”两个概念中，“碳达峰”相对更好理解和单一，而“碳中和”则更加深刻和多元。“碳达峰”，即二氧化碳排放总量达到峰值，且此后开始逐年减少，主要实现路径便是减少二氧化碳排放。按照此前的承诺，我国“碳达峰”将力争于 2030 年完成，但部分地区如上海等已进一步加码承诺将确保在 2025 年提前完成“碳达峰”。“碳中和”是指企业、团体或个人在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式抵消自身产生的二氧化碳排放，实现二氧化碳的“零排放”。基于这一点来说，要想实现“碳中和”，广义上来说有 2 种路径：一是通过特殊的方式去除温室气体，总体思路是在温室气体排放后尽可能地对其进行弥补和中和，例如碳补偿；二是尽可能使用“可再生能源”，从源头上减少碳排放。遏制温室气体无序排放，“碳中和”承诺彰显大国雄心：其实，早在 2009 年，我国就已在国际上做出了“碳减排”承诺，并分别于 2016 年和 2020 年又首次在国际社会上做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺。截至 目前，我国历次在国际社会上做出的“碳减排”承诺均较好地完成：1）截至 2019 年， 我国碳排放强度比2005 年降低 48.1%，提前实现了 2015 年提出的“2020 年碳排放强 度比 2005 年下降 40%~45%”承诺。2）截至 2019 年，我国非化石能源消费占比为 15.3%，提前完成 2020 年非化石能源消费占比达到 15%目标。2020 年 12 月 18 日，中央经济工作会议将做好“碳达峰”、“碳中和”工作列入 2021 年要抓好的八大重点任务之一，进一步强调了“碳中和”工作的重要性，并提出调整能源结构、加快碳市场建设、国土绿化等更细化的要求。随后，多部委跟进发布所在领域的相应部署和安排，促进“碳中和”的工作以全方位、高姿态的形式铺开。能源消费总量随经济发展提升，但结构有所优化：社会和经济的发展离不开能源的供给，参考发达国家的发展历程，能源消费强度与工业化进程密切相关。通常来说，在经济发展迈入工业化进程的初期和中期，能源消耗越多，国民生产总值就越大，社会也就愈发先进和富裕。近年来，伴随着宏观经济的发展和工业化进程的推进，我国能源消费总量整体呈现逐年上升趋势，2019 年总体规模达到 48.70 亿吨，同比增长 3.19%，相较 2010 年增加 35.03%。在我国能源消费中，占据主导地位的依然是原煤，其次依次是原油、非化石能源和天然气。从占比的结构来看：2010-2019 年原煤在我国能源消费中的占比逐年下降，但 2019 年57.70%的比例表明原煤仍然占据着绝对主导地位；原油同期占比相对保持平稳，2019 年 18.90%的比例仅比 2010 年高出 1.50 个百分点；能源消费中的非化石能源占比在过去的一段时间里快速提升，2019 年已经达到 15.30%，相较 2010 年提升 5.90 个百分点；天然气在能源消费中占比低、增长快，2019 年我国能源消费中天然气的比例达到 8.10%，占比相较 2010 年实现翻倍。我国现有能源消费结构与固有资源禀赋密切相关：在能源行业的研究和分析中，通常难以像消费或者科技等赛道一样，通过“中外对比” 或者“线性外推”的形式获得有效结论，其核心原因在于：能源行业的需求很大程度上受限于供给，而供给因为资源禀赋存在着天花板。“多煤、少油、缺气”的资源格局，正是煤炭长期以来担任我国能源消费中主力地位的核心原因。根据《2020 年中国矿产资 源报告》以及世界能源委员会数据，2019 年我国原油已探明技术可采储量为 261.90 亿桶，仅占全世界总量的 1.51%，天然气已探明技术可采储量为 8.40 万亿立方米，仅占全世界总量的 4.23%，而煤炭已探明可采储量为 1415.95 亿吨，占全球总量高达 13.20%。整体而言中国煤炭资源在成矿空间上展现出西部多、东部少；北部多、南部少的地质特征。但是从煤炭消费需求来看，除一些产煤大省外，排名前列的地区多为山东、江苏、广东、浙江等东南沿海经济强省，因此供需逆向的格局使得我国被迫兴建大量“北煤南运”、“西煤东运”的铁路运输通道，进而导致能源消耗进一步加大。石油和天然气同样面临着资源供给与需求在地理分布上的错配。我国石油资源集中分布在例如渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、东海陆架等八大盆地，这些地区的可采资源量占据全国总量约八成左右；而天然气资源则集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、渤海湾等九大盆地，其可采资源量同样占据全国总量的八成以上。从地理分布来看，东南沿海及中部地区作为经济较发达、能源消费较强地区，距离华北、西北等盆地较远，因此“西气东输”等跨区域能源调配工程便成为了我国能源供给侧的“大动脉”。此外，除了区域资源的地理错配，我国的原油和天然气如前文所说还面临着整体资源储量匮乏的禀赋瓶颈。全球“碳达峰”颇具成效，“碳中和”任重道远根据《BP 世界能源统计年鉴（2020）》，2019 年全球碳排放量为 341.69 亿吨，同比仅微增 0.47%，对比之下 2010 年碳排放量相较 2000 年的 236.76 亿吨基础上大增至 310.86 亿吨，2000-2010 年间全球碳排放量 CAGR 高达 2.76%。换而言之，进入 21 世纪以来，全球碳排放量增速明显下滑，节能减排成为主要共识和历史趋势。全球能源消费总量增速放缓，煤炭消费占比下降。从一次能源消费量视角来看，2019 年 全球一次能源消费总量达到 583.90EJ，较 2018 年增长 7.67EJ，同比增速降至 1.3%， 低于过去十年的平均水平（1.6%）。从能源消费种类上看，2019 年全球一次能源消费构成中化石能源（石油、天然气和煤炭）消费量占总消费量的 84.3%，其中石油消费量仍是全国能源中占比最高的，2019 年石油占一次能源消费总量的比例便高达达 33.1%。在 OECD 需求急剧下降的带动下，煤炭消费量在过去 6 年中出现第 4 次下降，2019 年 煤炭消费同比降低 0.5%，在一次能源结构中比重创出近 16 年以来最低水平。我们认为，近年来全球碳排放量增速放缓主因系主要碳排放国家已逐步实现“碳达峰”：碳排放量排名前列的国家中，美国、俄罗斯、日本、巴西、印度尼西亚、德国、加拿大、韩国、英国等都已经实现碳排放达峰；中国、墨西哥等国家则承诺在 2030 年前实现“碳达峰”，届时全球将约有 58 个国家实现“碳达峰”，约占全球碳排放量的 60%。从更广的维度来看，全球目前已经有 54 个国家的碳排放实现达峰。目前实现“碳达峰” 的国家中，一部分是由于经济衰退和经济转型碳达峰，另一部分则因为在经济发展的同 时实行了严格气候政策。具体分析目前已实现“碳达峰”国家在气候行动上采取的措施，一方面，在履行《巴黎气候协定》要求和推进能源转型的双重背景下，目前 80 多个国家和地方政府及企业加入“燃煤发电联盟”，承诺逐步淘汰燃煤发电，减少“化石能源”依赖；另一方面，各国加大可再生能源投资，尤其是近年来海上风电投资屡创历史新高。截至 2019 年底，可再生能源发电装机容量占全球装机容量的 34.7%，同比提升 1.4 个百分点；2019 年水电、光伏和风电发电量占全球发电量提升至 23.6%，同比提升 1.0 个百分点，可再生能源发电量增长的贡献率达到 72%，其中约 90%来自光伏和风电，全球能源消费增量已经从“化石能源”转向“清洁能源”。减排现状与巴黎协定目标存在差距，碳中和仍需大力推进：2015 年 12 月，巴黎气候变化大会通过《巴黎气候协定》，核心目标是将全球气温上升控制在远低于工业革命前水平的 2℃以内，并努力控制在 1.5℃以内。根据 IPCC 发布的《Global warming of 1.5℃》，只有在 21 世纪中叶实现全球范围内的净零碳排放——“碳中和”目标，才有可能将全球变暖幅度控制在 1.5℃以内，从而减缓气候变化带来的极端危害。但联合国环境署（UNEP）发布的《排放差距报告 2019》指出，当前各国的减排现状与 1.5℃目标的要求之间仍存在较大差距。为此，越来越多的国家在气候变化国际条约进程的长期低排放发展战略（LTS）中通过碳中和目标来明确面向 21 世纪中叶的长期减排任务，《巴黎气候协定》鼓励各缔约方在 2020 年底前提交 LTS。截至 2020 年 11 月 10 日，已有 19 个国家向联合国气候变化框架公约秘书处（UNFCCC）提交了 LTS 文件，多个国家明确提出了碳中和目标。日本已在 2020 年 10 月宣布在 2050 年碳中和目标。从未来实现“碳中和”目标的技术行动与手段方面来看，能源系统低碳转型是重要的技术手段，主要包括大力发展可再生能源、推动能源消费终端电气化等。能效提高则是核心技术，如欧盟提出最大程度提高能效，到 2050 年能源消耗减少至 2005 年的一半。此外，“碳中和”承诺强调了温室气体净零排放，考虑到深度减排的成本和难度，多数国家强调相对于某一基准年实现某一比例的减排目标（小于 100%），而非完全意义上的“零排放”，因此通过负排放技术来抵消一部分温室气体排放是保障碳中和目标实现的关键。目前负排放技术主要是碳捕捉、利用和封存技术（CCUS），现阶段仍面临减排成本较高、工程难度较大等问题，发展中国家对于该技术的接受度仍较低。“碳达峰·碳中和”下，能源电力怎么发展？根据国家统计局初步核算，2020 年我国全年能源消费总量比上年增长 2.2%，全年单位 GDP 能耗比上年下降 0.1%，其中天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年提高 1.1 个百分点，煤炭消费所占比重下降 1.0 个百分点。据此计算，我国 2020 年能源消费总量约为 497714 万吨标准煤，其中煤炭占比 56.7%，约为 282204 万吨标准煤，天然气、水电、核电、风电等清洁能源占比 24.5%。更长期来看，“十二五”以来我国能源结构中煤炭占比在 2011 年达到高点后持续下降，原油占比稳中略升，清洁能源消费占比持续增加。从“十二五”以来我国的能源消费情况来看，虽然能源消费总量逐年増长，但单位 GDP 能耗水平持续下降，其中 2020 年虽受限于疫情影响，但能耗强度依然实现了 1%的下降。在气候雄心峰会上我国提出力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取 2060 年前实现“碳中和”，在“碳达峰、碳中和”的目标下，未来我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。什么样的能源消费总量规模是合理的？对于 2025 年我国能源消费总量的预测，2020 年中以来来自国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、电力规划设计总院、北京理工大学能源与环境政策研究中心和深圳大学深地科学与绿色能源研究院多个机构的研究给出了相对差异不大的判断，即 54.5-56 亿吨标准煤左右。对于 2030 年能源消费总量的预测差异较大，其中 2016 年的相关研究预期值偏低，2020 年以来的两份研究均给出了≤60 亿吨标准煤的指引。根据我国近年能源消费情况以及未来经济增速的预期，假设 2025 年能源消费总量约为 56 亿标准煤、2030 年能源消费总量约为 60 亿标准煤。从增速上来看这一设定也是较为合理的：根据计算，“十五五”期间我国能源消费总量年均复合增速 1.39%，较“十四五”期间 2.39%有所降低，我们认为能源消费总量增速的放缓其中一部分来自经济增速的放缓，另一部分来自生产能耗水平的降低。能源消费结构如何变化？为了测算能源消费结构的变化，我们在确定能源消费总量后，需要进一步确定各个细分能源类别的消费占比。首先确定原油和天然气消费占比，随后能源消费结构中其他的两 项，煤炭和非化石能源，呈现互相挤压、确定的关系。 原油：《能源发展“十三五“规划》提出 2020 年原油消费占比目标 17%，2020 年 实际完成 18.8%，且“十三五”期间原油消费占比均在 18.7%-18.9%附近。现阶 段（截至 2021 年 1 月底）国家对原油消费占比尚无相关规划，考虑到相关产业的 发展需要，预计在 2025 年之前原油消费量仍将增长，但增速趋缓，从能源消费占比角度看，考虑我国贫油的资源禀赋，预计原油消费量占比下降，且 2020 年已经出现占比下降。假设 2025 年原油消费占比为 18.4%，2030 年进一步下降到 17%。 天然气：2016 年国家发改委曾提出目标，2020、2030 年天然气能源消费占比分别达到 10%和 15%。虽然 2020 年数据尚未披露，但从 2019 年天然气 8.1%的占比及历史变化来看，2020 年大概率无法达到 10%的目标；同时考虑我国天然气资源并不富裕，且天然气亦属化石能源，同样存在碳排放的问题，因此我们预计 2030 年 15%的目标也应下调。假设 2025 年天然气消费占比为 11%，2030 年为 12.5%。 考虑到 2030 年 25%的非化石能源消费占比是我国面向世界许下的目标，这一占比目标的实现不仅关系到我国能源结构的转型和碳减排，更关系到大国责任担当，因此我们预计这一目标能够在国家重点推进之下顺利完成。2025 年非化石能源消费占比并无国家层面指导性目标，根据相关研究的测算，假设 2025 年非化石能源消费占比为 20%。 此外，在不同推进进程之下，2030 年目标存在超额完成的可能，因此在 2030 年 25% 这一“完成目标”的谨慎情景以外，同时考虑不同程度超额完成的略超目标和快速推进 情景，略超目标情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 21%和 26.5%，快速推进情景下我国 2025 和 2030 年非化石能源消费占比预计分别达到 22% 和 28%。无论针对哪一情景，我国煤炭消费占比均有明显下降，“十五五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下，能源消费转向以新能源为主的非化石能源是必然性的结果。能源转型下电力供给的新面貌非化石能源消费占比的提升，对水电、核电、风电、光伏提出的更高的增长要求，但是水电和核电的建设周期较长，通常需要 5-6 年左右的建设时间，且我国未经开发且具备开发价值的水资源比较有限，此前核电审批的“断档”使得当前处于在建状态的核电机组偏少，“十四五”期间的核电新增装机也不多，风电光伏将肩负更重要的作用和使命。根据当前在建的水电与核电机组情况，“十四五”水电新增主要考虑尚未投产的乌东德机组、白鹤滩电站、杨房沟电站和两河口电站，外加其他中小电站，假设水电“十四五” 新增 3000 万千瓦（不考虑抽水蓄能）；核电新增主要考虑福清 5-6 号机组、田湾 6 号机 组、红沿河 5-6 号机组、防城港 3-4 号机组、漳州 1-2 号机组和惠州 1-2 号机组，考虑到部分预期 2025 年投产的机组可能在年底或次年初投产，假设核电“十四五”新增 1000 万千瓦。“十五五”方面，虽然雅砻江中游其他电站滚动开发，以及其他流域电站有望在“十四五”期间核准开工并于“十五五”期间投产，但总体预计水电新增规模较比“十四五”略有减少，假设水电“十五五”新增装机 2000 万千瓦；核电方面则考虑审批常态化， “十四五”期间以 6-8 台/年的进度审批机组并大部分于“十五五”期间投产，预计核“十五五”新增装机 3000 万千瓦。在相对合理的利用小时之下，可以由装机容量和利用小时得到 2025 年和 2030 年水电、核电的发电量水平。为了匹配非化石能源消费量，剩余发电空间主要由风电和光伏提供，同样在合理利用小时预期下，风电和光伏的装机增量即可确定。在以上测算逻辑及预期之下，我们预计风电光伏的新增容量将在“十四五”迎来显著提升，且高增长将延续到“十五五”：从电力供给的绝对量来看，风电、光伏装机容量和发电量提升的趋势和幅度十分明显，水电虽有增长但增幅相对有限，核电在低基数下同样实现较高的增长，火电装机仅有少量增长，即增量的需求主要由风电、光伏和核电的增长来满足。从电力供给的结构占比来看，风电、光伏占比显著提升，火电、水电由于增量规模不大，占比呈现下降趋势，核电装机的绝对量虽然显著提升，但由于新能源规模的高增长，核电占比基本持平。新能源浪潮给火电出力带来多大挤压？新能源装机的快速提升将对处于消纳优先级末端的火电带来明显挤压，虽然从上述测算来看，即便考虑快速推进的情景 2025 年的火电电量仍较 2020 年略有增长，但考虑到火电仍有一定新增装机，三种情景之下 2025 年火电利用小时均较“十三五”均值及 2020 年水平有所下降。 “十五五”期间，风电、光伏装机增长更超“十四五”，对火电电量的挤压更为明显，其中在略超目标和快速推进这两种情景下，2030 年火电发电量将较 2025 年净减少，三种情景下火电利用小时均显著下降。“碳中和”路上的机遇和挑战光耀风起，拥抱高成长的确定性赛道自 2020 年 9 月中国宣布“碳达峰”和“碳中和”目标后，从各省的高层战略部署，到各大发电集团的积极转型布局，国内各界在能源转型方面按下加速键。随着各地区各层面具体方案的陆续制定，新能源转型路径更趋清晰；叠加风电、光伏产业链的持续提效降本能力，内生动力也在持续加强。频繁落子积极布局，新能源转型彰显央企雄心。地方政府方面，在各省 2021 年政府工作报告中，“碳达峰”和“碳中和”方面的布局成为诸多省份未来重点工作。针对我国二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值的承诺，上海、江苏、广东、海南等地分别在省级两会上提出，力争在全国率先实现碳排放达峰。其中，上海给出了明确的时间表：将确保在 2025 年前实现碳排放达峰，相较全国性目标提前 5 年。 能源央企中，以五大发电集团为代表的大型电力央企参与新能源发电项目建设的积极性显著提升，一方面源于“碳中和”的时代号召和央企觉悟，另一方面得益于央企低利率 的资金优势，目标 IRR 灵活度更高，因此对于平价项目的建设意愿更加充分。2020 年 12 月 8 月，国家电投率先宣布初步测算到 2023 年就可以实现碳达峰，计划到 2025 年清洁能源装机比重提升至 60%，2035 年清洁能源装机比重提升至 75%。2021 年 1 月 17 日，华能集团提出到 2025 年新增新能源装机 8000 万千瓦机上， 清洁能源装机占比 50%以上，到 2035 年清洁能源装机占比 75%以上。2021 年 1 月 20 日，华电集团提出到 2023 年实现“5318”目标，有望在 2025 年 实现碳达峰。2021 年 1 月 21 日，大唐集团提出到 2025 年非化石能源装机超过 50%，提前 5 年实现碳达峰。对比来看，华能集团由于现有装机规模较大，因此目前来看其设置的清洁能源装机绝对增长目标最为宏大，为此华能集团已进行了诸多布局： 2020 年，华能新能源建设基金正式成立，基金首期规模 50 亿元，由开发公司全部认缴出资，主要投资领域为风力发电、光伏发电等清洁能源产业新建、在建项目。 2021 年 1 月，华能集团与漳州市政府签署战略合作框架协议，计划在漳州投资1000 亿 元，建设漳州外海千万千瓦级海上风电能源基地和古雷开发区综合能源基地等。 2021 年 2 月，华能内蒙古东部能源有限公司与内蒙古赤峰市巴林右旗人民政府举行了项目合作签约仪式，初步规划建设100 万千瓦风电储能电站，利用沙化、荒漠化土地新建50 万千瓦光伏发电项目。转型新能源，资金压力几何？在“碳中和”的号召之下，“十四五”期间各大能源央企均制定了雄心壮志的清洁能源发展规划，然而伴随着批量上马的项目开发强度，随之而来的便是巨额的资本开支需求。为了考察各大发电集团能否负担“十四五”期间的清洁能源建设投资强度，从而将清洁 能源跃进式发展最终落实到运营商的产能扩张上，我们基于以下假设进行相应测算：1、“十四五”期间的清洁能源建设投资为年度平均投入，不考虑实际资金投入的年际变动；2、电力企业建设电源项目通常资本金和贷款比例为3：7，且项目建设期无需偿还借款本金，利息的支付可以通过借新偿旧等方式，因此刚性支出为 30%的资本金。仅考虑主业经营的情况下，各大集团的经营活动现金流净额基本可以覆盖 30%的资本金投入，项目建设期的贷款利息可以通过债券融资或者借新偿旧滚动解决；考虑投资方向转换的情况下，即过往的投资由新能源投资取代，除华电集团和华润电力以外，其他集团的过往购置固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金及投资支付的现金总和（即多数集团往年资本开支）基本覆盖了清洁能源建设所需的年均投资总额，仅华电集团和华润电力或需其他融资补充投资所需。融资条件方面，2021 年 2 月 8 月，全国首批六只碳中和债在银行间债券市场发行成功，这是全球首次以“碳中和”命名的贴标绿色债券产品，共计发行规模 64 亿元。参与发行该债券的企业包括三峡集团、华能国际、南方电网、雅砻江流域和四川机场集团，募集资金将专项用于具有减排效益的绿色项目。三峡集团募集资金主要用于金沙江白鹤滩水电站项目建设，白鹤滩电站是规模最大的在建水电站，投产发电后，与同等供电量的火力发电相比，每年可协同减少二氧化碳排放量 3367.79 万吨，协同减少二氧化硫排放量 1.18 万吨。南方电网募集的资金将用于阳江抽水蓄能项目和梅州抽水蓄能项目的建设或置换项目建设贷款，抽水蓄能电站对提高电力系统安全稳定运行、电网供电质量和可靠性起到重要作用，项目每年可减排二氧化碳 74.34 万吨、可节约标煤 33.64 万吨、可减排二氧化硫 6862.56 万吨。华能国际募资将用于其下属三个风电项目建设，其中昌图风电项目投产为公司在辽宁规模化发展清洁能源项目开辟了先河，每年可减排二氧化碳 69.60 万吨、可节约标煤 29.19 万吨、可减排二氧化硫 178.18 万吨。国家电投募投项目为风电和光伏发电类项目，募集资金用于吉林扶余三井子风电场一期项目、临泽县 50 兆瓦光伏并网发电项目和高台县高崖子滩 50 兆瓦光伏并网发电项目，每年可减排二氧化碳 22.23 万吨、可节约标煤 8.29 万吨、可减排二氧化硫 50.58 万吨。雅砻江流域公司拟募资 3 亿元用于两河口水电站，项目兼具蓄水蓄能、分担长江中下游防洪任务、改善长江航道枯水期航运条件的功能和作用，每年可减排二氧化 碳 628.76 万吨、可节约标煤 337.04 万吨、减排二氧化硫 2057 万吨。根据长江电新组观点，从内生动力的角度考虑企业的积极性，在 1.6 元/W 的组件价格水平下，装机成本在 3.5 元/W 左右，不考虑发电增益，以资金利率 6%计算，国内光伏项目平均 IRR 将在 6.0%左右，但以基准利率 4.9%计算，IRR 水平将达到 6.7%左右。若考虑少量的 5%发电量增益，项目收益率将达到 8%左右，高于当前多数央企对于光伏项目的 6.0%-6.5%的收益率标准。对于有低利率资金优势的央企而言，大力发展光伏发电同样具备经济性。风电方面，风机价格逐步调整至 3000 元/kW 以下，有望刺激平价项目加快推进。在政策支持及新能源收益率能够得到保障的基础上，发电央企凭借低利率资金优势，在碳中和的指引下积极布局未来新能源建设规划，是十四五期间新能源装机规模大幅增长的基础，亦为我国在 2030 年前实现碳达峰奠定了坚实的基础。综合来看，在“碳中和”的号召之下，各大发电集团均在“十四五”期间有着大力发展清洁能源的计划，清洁能源装机占比在 2025 年都将至少提升至 50%以上。同时，除华电集团和华润电力外，各大发电集团均能够较好地负担清洁能源大力发展所带来的高额资本开支。而对于需要融资的企业而言，近期相关企业“碳中和”债券的发行提供了一个良好的样本，企业进行新能源发展转型在融资渠道方面有着更加多元化的选择。与此同时，央企自身融资成本的优势叠加光伏、风电设备成本下降，项目收益率或好于预期，企业发展转型具备内生意愿和经济考量。先发优势造就资源护城河，赛道龙头具备领先身位。在发电运营商中，部分企业在早期即开始布局新能源发电，并随着产业的发展一步步做大做强，成为当前市场上规模较大的新能源运营商。战略上的先发优势，使得这些公司在资源布局上具备领先身位，在国家推进“碳中和”、能源转型加快的大环境下，龙头优势有望得到进一步巩固。掘金传统能源转型急先锋，“盈利+估值”的改善双循环。对于传统的火电运营商来说，煤价起伏带来业绩波动、新能源发展挤压火电空间，使得火电估值处于较低位置，火电电源的发展空间越来越有限。部分公司利用火电带来的优质现金流，谋求转型，积极发展新能源，成为传统火电转型的第一批践行者。核电：实现“碳中和”的必选路径之一长期以来，世界主流的能源发展趋势，基本可以概括为尽早实现“能源供给多元化”、“传统能源清洁化”以及“清洁能源规模化”。作为“清洁能源”中不可忽视的一份子，不同于水电、风电和光伏，核电的运营生产不需要受制于自然资源波动的限制，因此可以实现人为控制功率的大小、运营的启停等基本操作，从而契合波动日益增大的全社会用电负荷曲线。因此，在所有“清洁能源”中，核电是唯一可以同时实现大功率规模化、长期稳定运行的清洁能源主体，也是当前时点实现火电替代最理想的电源。在“碳中和”的远景下，核电发展成为必选路径之一。运营稳定高效，政策强力保障。核电是所有“清洁能源”中运营最高效、最稳定的电源。2020 年我国核电机组平均利用小时高达 7453 小时，同比增加 59 小时，远超过火电（4216h）、水电（3827h）、风电 （2073h）以及光伏（1281h），机组利用效率位列所有电源之首。从运行稳定性方面来看，由于核电的发电原理更加人为可控，因此机组出力季度间的波动率明显低于其他“清洁能源”电源，2018-2020 年核电出力季度波动最大仅 20.08%，相比之下水电、风电和光伏等“清洁能源”的波动率分别达到 50.77%、45.85%以及 29.68%。需要指出的是，核电机组 20.08%的波动率发生在 2020 年二季度，一定程度上是由于疫情压制全社会用电需求，导致大量核电机组在 2020 年一季度被迫降负荷运行造成基数偏低，从而放大了 2020 年二季度的环比波动，而消纳优先级比核电更加靠前的其他“清洁能源”电源则受此影响较少。如果剔除疫情期间的特殊情况，则核电季度出力的最大波动率进一步降低至 14.04%。核电高效稳定的运行基因，得益于消纳政策的强力护航。由于受到福岛核事件以及供需环境影响，在 2015 年 12 月防城港核电 4 号机组获批后，2016 年新建项目审批又重回“零封”状态。虽然 2016 年起核电新机组项目审批停滞，但自 2017 年起国家便陆续出台一系列政策促进核电消纳，护航核电发展，本质上仍然是在积极促进行业发展。其中，主要政策包括：1）2017 年 3 月 1 日，国家发改委、国家能源局联合印发《保障核电安全消纳暂行办法》；2）2017 年 3 月 29 日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序放开用电计划的通知》；3）2018 年 10 月 30 日，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》；4）2019 年 6 月 22 日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》。自此可以看出，短期事件或形势延缓行业发展速度，但在无法从规模增量的角度出发解决实质问题时，国家相应出台法律法规解决存量问题，因此从行业发展方向的角度来看具备高度确定性，即核电是完成“碳中和”承诺拼图中不可或缺的一部分。作为印证， 2020 年在新冠疫情冲击全社会用电需求的情况下，核电成为所有电源中，除来水极度偏丰的水电外唯一一个实现正增长的电源。核电装机突破 5000 万千瓦，“十四五”有望再度加速。在 2021 年 1 月 30 日中国核电旗下福清 5 号机组正式成功并网发电后，截至 2020 年 2 月，我国在运核电机组 49 台，总装机容量达到 5103.82 万千瓦，在役核电装机正式突破 5000 万千瓦；在建核电机组 12 台，总装机容量 1166.20 万千瓦；待建机组 5 台，总装机容量 611.20 万千瓦。2016 年我国电力“十三五”规划正式出台时，文件曾提出在“十三五”期间全国核电实现投产规模约 3000 万千瓦、项目开工建设规模达到 3000 万千瓦以上，到 2020 年底实现核电装机规模达到 5800 万千瓦。对比之下，核电“十三五”规划的目标显然没有完成，即使以最新的数据来计算，目前距离“十三五”装机目标仍有 700 万千瓦装机的差距。核电“十三五”规划未完成具备历史原因，后续期间行业发展有望迎来加速。“十三五”期间核电行业发展放缓主要受福岛核事件、供需环境变化以及“华龙一号”验证等诸多客观原因影响，但 2019 年福建漳州、广东惠州核电项目率先获得国常会核准，随后 2020 年我国进一步审批了海南昌江、浙江三澳以及福建霞浦核电项目，正式确认了我国核电新机组项目审批在经历 2016-2018 年三年“零封”后正式迎来重启。基于我国核电项目建设周期 60-70 个月的假设，通过梳理目前我国核电机组获批在建情况，保守估计我国在 2021-2026 年间还将会迎来约 1777.40 万千瓦核电装机投产，相较截至 2021 年 2 月初的 5103.82 万千瓦增长 34.82%，其中“十四五”期间投产 1472.40 万千瓦，“十五五”期间投产 305.00 万千瓦，最终全国核电装机规模有望在 2026 年达到 6881.22 万 千瓦。2030 年前迎来投产“黄金期”，上市公司产能扩张拐点已至核电新机组审批呈现加速之势，2030 年前有望迎来投产“黄金期”。2020 年我国共计核准包括浙江三澳、海南昌江以及福建霞浦在内的 5 台机组，相较 2019 年的 4 台机组获批稳步增加 1 台，核电新机组核准呈现加速的态势。在新项目审批实现常态化的前提下，基于“十四五”期间每年审批 6-8 台的预期，审慎假设“十四五”期间全国每年新核准 7 台机组，则我国有望在“十四五”期间审批通过 35 台新机组、“十五五”期间迎来 38 台新机组投产。“自主可控”浪潮之下，上市公司领先于行业迎来扩产拐点。目前我国核电运营赛道主要有上市公司中国核电、中国广核以及未上市的国家核电等 3 个主要竞争者，其中未上 市的国家核电主要负责引进、吸收美国西屋公司的 AP1000 堆型技术。在当前的国际形势以及“自主可控”号召之下，目前我国新获审批的项目均采用上市公司中国核电以及中国广核联合研发的国产“华龙一号”堆型技术。短期来看这一趋势难以逆转，这也就意味着未来核电行业的集中度或进一步提升，上市平台或在未来产能扩张期获得更多份额。基于此前“十四五”期间我国有望审批通过 35 台核电新机组的假设，同时审慎假设“十四五”期间国家核电获得 5 台新机组份额，在不考虑例如昌江核电、防城港核电等股权比例问题的基础上，则上市公司中国核电和中国广核或将均分剩余 30 台新机组的份额，则到2030年两者的核电装机规模将分别较2020年底增加135.89%和101.68%， 其中中国核电的新增产能拐点将提前至 2022 年。实际上，如果考虑近年来中国核电在新能源分部的持续发力，其产能扩张周期拐点将进一步提前。“碳中和”下煤炭消费前置的可能性煤炭的消费总量在现阶段的约束条件之下，到 2025 年基本维持在 40 亿吨的水平，“十四五”期间年化增速仅为 0.11%；到 2030 年会下降到 38.8 亿吨左右，“十五五”期间为负增长，年化增速为-0.74%。然而我们认为，目前的约束条件可能存在考虑不周的情况，尤其是对于能源消费总量的约束，实际的能源消费总量可能要高于之前发改委在《能源生产和消费革命战略（2016- 2030）》文件中提出的 2030 年 60 亿吨标准煤的约束条件。主要原因有二：“十三五”以来不断提升的能源消费弹性我国的电力消费弹性和能源消费弹性在 2003-2005 年创新高以来，后续主要是在 2008 年的经济危机、2015 年时期向下探底，在经济表现相对较好的“十一五”末期和“十三五”期间，整体呈现的是向上的趋势。2020 年我国的电力弹性系数已经上升至 1.35， 2019 年的能源弹性系数（20 年数据尚未公布）则为 0.54。因此，如果我国在接下来的十年保持大约每年 6%左右的 GDP 增速，能源消费弹性系数保持在 2019 年 0.5 的水平，则每年的能源消费总量增速为 3%，而以 3%的增速计算，2025 年和 2030 年能源消费总量分别将达到 57 亿吨标准煤和 66 亿吨标准煤，超出了之前发改委在文件中的预期。“碳中和”自身带来的煤炭消费前置。虽然碳中和政策会长期压制煤炭的消费总量，但我们认为，碳中和对风光新能源设备的鼓励政策本身或将改变原煤消费的节奏。具体来看，由于风光新能源设备的投资和组装同样需要耗材和耗能，因此为提升非化石能源比重，近年来必然大幅提升风光设备规模， 而无论是风电还是光伏，在制造的时候都要耗用铜、钢、铝等材料，这些材料在制造的 过程当中不可避免的要以电力的形式消费能源（钢铁、有色、建材、化工为电力行业四大高耗能），风电光伏的设备制造本身也要耗能。我们根据现有资料进行如下推算：1、 钢材：风电设备和光伏设备都要用到钢材，风电主要用于塔架、主轴和部分铸件， 光伏设备主要用于支架。风电装机的耗钢量约为 150 吨/MW 左右2，光伏设备的耗钢量约为 25 吨/MW 左右3。2、 铝材：铝材主要用于光伏设备边框制作，耗铝量大约为 20.7 吨/MW 左右4。3、 铜材：铜在风电设备中主要用于电缆，在光伏设备中主要用于辅材。风电的耗铜量约为 2.5-6 吨，平均值 4.25 吨/MW 左右；光伏设备的用铜量约为 4 吨/MW 左右5。4、 玻璃及玻纤：光伏设备在制作封装面板的时候需要玻璃，而风机的叶片制造离不开玻纤。风电的玻纤需求大约为 7 吨/MW 左右6，光伏对于光伏玻璃的消耗大约为 85- 90 吨/MW 左右7。5、 硅：主要用于光伏设备组件，平均耗量约为 3-3.5 吨/MW 左右。根据之前的假设，我们可以计算得出：考虑到各种材料的耗能和设备制造本身的用能，每生产 1 千瓦装机的风电，大约需要耗电 115-120 度左右；每生产 1 千瓦装机的光伏， 大约需要耗电 470-500 度左右。而按照当前的用电结构，我国大约 70%的电能都是火电贡献，以 2020 年我国的能源结构来看（中电联数据）：2020 年全年所有电源总发电量 76236 亿千瓦时，其中火电 51743 亿千瓦时，占比 67.87%；煤电 46316 亿千瓦时，占比 60.75%。按照我们前面的计算，为了满足 2030 年非化石能源占比达到 25%的目标，“十四五”期间我国风电和光伏的年均装机增量大约为 3500 万千瓦左右和 6500 万千瓦左右，“十 五五”期间的增量大约为 4600 万千瓦左右和 8000 万千瓦左右。然而根据新闻披露： 在 2020 年 12 月 22 日召开的中国能源政策研究年会 2020 暨“中国电力圆桌”四季度会 议上，有代表表示“目前国家能源局已经提出了‘2021 年我国风电、太阳能发电合计新 增1.2 亿千瓦’的目标”。而在中电联发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中，则预测 2021 年的非化石能源装机投产达到1.4 亿千瓦以上。根据以上信息，我们可以推断 2021 年在“十四五”期间属于风光投产装机容量相对较高的年份。 而考虑到当前我国的能源消费仍然以煤炭为主，因此预计风光的投运会在 2021 年带来 额外的煤炭消费。风光新能源设备的制造及安装过程会带来额外的用电消费，中电联在发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势分析预测报告》中也提到 2021 年的用电增速大约在 6%-7%左右，一定程度上肯定了 2021 年经济和能耗的相对高速发展。考虑到清洁能源的挤压、 水电的出力同比消退等影响，预计火电的增速大约在 5%左右。结合冶金、化工、建材等行业用煤，2021 年的动力煤需求增速预计在 4%-5%左右。看好高景气赛道和优质公司投资价值（详见报告原文）。（本文仅供参考，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】。