能源与环保行业研究及2022年投资策略报告

能源与环保行业研究及2022年投资策略报告1

公用事业及环保板块行情回顾今年以来电力板块跑赢沪深

300

指数

17.63

个百分点2021

年市场波动较大，电力及公用事业作为传统防御性板块，走势显著强于大盘。截止到

2021

年

11

月

14

日，Wind电力板块今年以来上涨

11.43%，与其他中信一级行业指数相比处于第

11

位；同期沪深

300

指数

下跌

6.2%，电力板块累计跑赢大盘

17.63

个百分点。火电、水电、煤气子板块上涨截止到

2021

年

11

月

12

日，据中信行业指数分类，水电子板块上涨

10.44%，跑赢沪深

300

指数

16.64

个

百分点；火电子板块上升

14.50%，跑赢沪深

300

指数

20.70

个百分点；燃气上升

12.48%，跑赢沪深

300

指数

18.68

个百分点。整体来看，电力行业中火电板块与燃气板块表现相对较好。电力及公用事业板块估值处于行业中下游水平截止到

2021

年

11

月

14

日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为

23.54

倍，居于各行业中下游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业只有

1.77

倍，在所有行业中也处于中后的位置。今年以来环保行业跑赢沪深

300

指数

19.14

个百分点截止到

2021

年

11

月

14

日，申万环保工程及服务二级指数今年以来上涨

12.94%，与其他

Wind一级行业

相比位居第

10

位，在

140

个申万二级行业指数中处于第

32

位；同期沪深

300

指数下跌

6.20%，环保行业累计

跑赢大盘

19.14

个百分点。2021

年以来污水处理、环境监测板块涨幅较大我们在环保板块选择了

71

家

A股和

10

家

H股进行跟踪研究，并将这些公司细分为水务运营、污水处理、

固废处理、大气治理、节能减排、环境监测以及生态园林

7

个子板块。从各子板块今年年初以来的涨跌幅来看，

污水处理、环境监测、节能减排、固废处理、水务运营、大气治理板块分别上涨

28.55%、24.66%、22.78%、

11.42%、10.17%、5.35%，生态园林板块下跌

8.49%。截至

2021

年

11

月

14

日，环保行业一致预期

PE为

39

倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算

的市净率，环保行业只有

1.64

倍，在所有行业中也处于中后的位置。2

碳中和推动中国能源结构持续转型中国当前二氧化碳排放量维持高位，结构与欧美有所不同从各国碳排放量占比来看，受近年来中国经济总量快速增长、一次能源消费总量不断提升的影响，中国占

世界二氧化碳排放总量的比重不断提升。美国的二氧化碳排放量近

30

年基本维持稳定在

60

亿吨左右，占世界

碳排放比重的

17.7%。得益于清洁能源占比的不断提升，欧盟的碳排放总量从

1990

年的

40

亿吨稳步下降至

2018

年的

31.5

亿吨。零碳电力叠加电气化率提升推动碳中和预期不断落地碳中和是指通过各类技术应用，抵消自身产生的二氧化碳或温室气体排放量达到相对“零排放”的过程。其

并不是要求绝对的净零排放，而是可以通过植树造林和一些积极的技术活动来抵消人类活动产生的

CO2，通过

碳排放和碳去除达到平衡的效果。要实现碳中和的目标，我们需要通过政策性的措施降低碳排放，并采取技术

手段针对难脱碳行业的排放问题进行对冲。目前中国已在发电行业推动碳排放权交易配额总量设定与分配实施，

引入碳配额等交易政策推动企业实现节能减排。未来从技术路线角度出发，我们预期脱碳路径主要包括以下三

类：碳捕集与封存技术（CCS）：将工业生活活动所产生的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存以避免其排

放到大气中。这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖较为经济、可行的方法。提升各部门电气化率：在交通、建筑以及工业生产部门提升电气化率，通过使用清洁能源电力替代化石能

源，进而减少碳排放量。例如在工业领域中，把工业锅炉、工业煤窑炉的用煤改为用电，大力普及电锅炉，减

少化石能源的燃烧，可以实现零污染、零碳排放。改变工业生产流程：中国属于制造业大国，但是现有的生产流程对煤炭、石油等能源依赖度较高，通过改

进生产流程可以有效降低碳排放，例如在钢铁生产中推广应用氢气还原铁的新技术流程（氢能来自于清洁电力

生产提供）、航空运输中使用生物航空燃油等。在一次能源结构方面，随着风能、太阳能的发展，非化石能源在一次能源中占比将快速上升，2019

年就

已经接近此前预定“十三五”末

15%的水平。根据国网能源研究院的预测，非化石能源占比有望在

2035

年前后

超过煤炭，2040

年左右超过

50%，成为中国能源供应的主体，2060

年非化石能源占一次能源比重有望达到约

80%。其中风能、太阳能成为主要的非化石能源品种，2050

年占一次能源需求总量比重分别为

26%和

17%，

2060

年进一步提升至

31%和

21%。在终端能源品种结构方面，由于电力深度脱碳并且作为可再生能源的载体，

电气化将成为实现碳中和的关键。电能占终端能源消费比重

2025

年、2035

年、2050

年、2060

年有望分别达到

约

30%、45%、60%、70%。分部门来看，工业部门电气化率稳步提升，2060

年电气化率从

2020

年的

26%提

升至

69%；建筑部门电气化水平最高、提升潜力最大，2060

年电气化水平提升至

80%；交通部门电气化水平

提升最快，将从

2020

年的

3%提升到

2060

年的

53%。根据相关权威机构预期及我们对于未来中国能源结构演变的估计，我们建立

2030

年至

2060

年中国一次能

源供需平衡模型如下所示。根据模型测算，假定未来十年中国单位

GDP能耗复合增速为-2%（2019

年为2.6%），GDP复合增速为

3.8%，对应

2030

年中国一次能源消费总量为

58.78

亿吨标煤，这一数据与主流机构预期的

58~60

亿吨标煤耗的数据较为吻合。我们预测一次能源消费总量在

2030

年达峰后，会保持稳步下降趋

势；能源供给结构中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我们预测到

2060

年，非化石能源占一次

能源比重超过

80%，化石能源中天然气占比相对较高，碳排放强度较大的原煤占比相对较低。我们依据一次能源结构，推算分能源类型的碳排放趋势。我们预期在

2030

年碳达峰的时点，

中国二氧化碳排放总量达

102

亿吨，较当前排放情况略有提升，煤炭仍是二氧化碳排放的主要来源。此后随着

非化石能源发电装机占比提升、工业电气化率不断增长，电力耗煤及其他工业耗煤快速下降。我们预期到

2050

年，中国二氧化碳排放总量有望降至

27.8

亿吨，到

2060

年有望降至

13.8

亿吨。届时这部分二氧化碳有望

通过森林碳汇、碳捕捉及碳封存等技术予以吸收对冲，从而实现

2060

年碳中和的目标。煤电装机

2030

年达峰，未来光伏风电将成为主力机组依据中国用电量需求增长预测模型，叠加相关权威机构对风电、光伏装机增长的预测和我们对于非化石能

源占一次能源比重的推算，我们对未来电力行业装机及电量规模和结构预测如下。我们预期

2030

年前后中国

燃煤发电装机有望达峰，峰值为

12.9

亿千瓦，此后装机规模及利用小时均逐步下降，成为电网调峰辅助能力

的重要组成部分。水电装机增长有望趋缓，2030

年预期为

4.68

亿千瓦，之后逐步达到

5.58

亿千瓦的经济开发容量。核电仍

有望保持快速增长，2020

至

2030

年间预期年化新增装机为

900

万千瓦左右，2030

年至

2050

年的年化新增核

电装机有望达

1200

万千瓦。

风电及光伏在

2020

至

2030

年间，有望分别维持年化

3900

万千瓦、9000

万千瓦的装机增速，并在未来得

益于储能装置降低调峰成本，装机增长进一步提升。到

2030

年时，我们预期风电及光伏装机分别为

6.7

亿、

11.5

亿千瓦，满足政策对于

2030

年风电光伏装机合计达

12

亿千瓦以上的预期。到

2060

年，风电和光伏装机

分别为

17.3

亿和

37

亿千瓦，占电力总装机的比重超过

70%。未来储能将成为平滑新能源出力波动的重要手段储能技术是指通过某种介质或者装置，把以电能、机械能、热能、化学能为代表的某种能源形式用同一种

或者转换成另一种能量形式存储，并基于未来应用需要以特定的能量形式释放出来的一系列技术和措施，包括

煤、石油、燃气等化石能源及电力、热能、氢能、成品油等二次能源的存储技术。根据不同能量形式及技术原

理，储能技术主要分为物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电磁储能（超级电容器储能和超

导磁储能等）、电化学储能（铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等）、热能存储等，其技术特点和应

用场景存在差异。短期来看，中国储能技术仍将保持抽水蓄能技术为主，电化学储能规模快速增长的局面。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，抽水蓄能累计装机规模达到

30.3GW，占比为

93.4%。抽水蓄能

相对其他储能方式成本较低、技术相对成熟，短期看来，其在储能应用中的主导地位不会被动摇。电化学储能

项目的累计装机规模紧随其后，为

1709.6MW，占比为

5.3%，同比增长

59.4%。长期来看，储能技术是实现高比例可再生能源接入电网的必要手段，是提高能源利用效率、增加可再生能

源利用比例、保障能源安全、推动能源转型的关键支撑技术。一方面，随着储能技术的不断发展，储能技术的

成本将持续下降，在未来将成为电网调节的关键技术手段。以电化学储能为例，液流电池从

2015

年的

3500~4000

元/（kWh）降至

2020

年的

2500~3000

元/（kWh）；锂离子电池从

2015

年的

1500~4000

元/（kWh）

降至

2020

年的

1000~1500

元/（kWh），储能成本的快速下降，为其大规模商业化应用奠定了基础。另一方面，

中国储能技术产业链逐步完善，已经从材料生产、设备制造、系统集成、资源回收等方面初步建立了较为完备

的产业链，并且在主流技术和前沿技术上都有所布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、中科储能等为代表的一

批技术领先的储能厂商。完善的产业链不仅带来生产规模效应，而且有助于企业自主研发适合市场需求的储能

产品，进一步扩展储能技术的应用领域，有助于中国储能产业规模化发展。基于我们前述模型测算的装机结构，我们针对日度电力系统负荷平衡进行核算，以推断未来储能装置的装机规模。我们预期到

2060

年，风电、光伏装机占总装机比重分别为

22.6%、50.6%，煤电及气电仅作为电网调

峰平衡机组维持电网稳定运行。我们将各类装机出力加总，即可得到发电装机总出力曲线，将其与用电需求曲线结合，即可测算储能装置

在日度电力供需平衡中的充放电过程。根据模型测算显示，在此条件假设下，储能装置日度间充放电电量基本

平衡，其在

18

时光伏出力归零、用电需求提升的重要节点为电网系统提供约占实时用电负荷近三分之一的电

力供应。我们预期在

2060

年风光装机大幅提升的假设下，储能装机约占发电侧总装机的

19.9%，对应装机容

量达

14.36

亿千瓦。未来四十年，电力系统储能有望从当前的百万千瓦级成长为电力系统中不可或缺的组成部

分。不过，即使电化学储能成本下降到较低水平，但由于其本身存在的自放电性质，其储能时间仍然只能在日度之间调节，当出现季度之间的用电需求不匹配时，如果没有充足的装机冗余，电网还是容易出现危机（类似

德州大停电）。而如果要实现长期的、季度之间的调节，还有赖于氢能等新型能源载体的应用。

从国家规划来看，中国也在不断加强抽水蓄能、电化学储能的发展。今年

8

月份国家能源局印发抽水蓄

能中长期发展规划，文件提出抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿

色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。当前中国已投产抽水蓄能电站

总规模

3249

万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模

5513

万千瓦，约

60%分

布在华东和华北。已建和在建规模均居世界首位。规划提到

2025

年，抽水蓄能投产总规模

6200

万千瓦以上；

到

2030

年，投产总规模

1.2

亿千瓦左右；到

2035

年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、

管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。3

电力：高煤价拖累火电业绩，汛期来水偏枯水电出力下滑火电：需求向好，高煤价拖累业绩电力供需偏紧推动火电利用小时上行，市场化电价边际改善受益于下游经济需求持续向好及去年同期的低基数效应，今年以来中国发用电需求持续向好，1-9

月份我

国全社会用电量增速为

12.9%。9

月份中国全社会用电量为

6947

亿千瓦时，同比增长

7.6%。今年

1-9

月份火电

累计发电增速为

11.9%，增速比上年同期上升

12.2

个百分点。从利用小时来看，今年

1-9

月中国火电利用小时

为

3339

小时，较去年同期上升

280

个小时。长期来看，我们预测中国电力需求中枢有望保持在

5%左右，而随着煤电去产能政策持续推进，火电装机

增速将长期处于低位，火电利用小时稳中向好的趋势仍将长期维持。考虑到今年用电需求向好叠加去年低基数

效应，我们在

10%的用电增速假设下，测算电力供需平衡，预期

2021

年火电利用小时为

4511

小时，

同比增长

295

小时，火电利用小时将迎来确定性改善。我们判断今年用电增速高增长主要系出口产业链拉动叠加电价机制错位致使市场化电价过低等多重因素影

响，展望明年，一方面出口需求有可能同比下降，另外在市场化电价机制调整后，电价上涨有望压降一部分用

电需求。综合而言我们判断明年用电增速中枢有望回归

5%附近，电力行业对上游煤炭需求的拉动有望明显回

落。煤价高位震荡，煤炭产量稳中有升2021

年

1-9

月，中国原煤产量达

29.3

亿吨，同比增长

3.7%；9

月单月原煤产量为

3.3

亿吨，同比下降

0.9%。尽管中国原煤产量稳中有升，但由于下游能源需求保持快速增长，导致煤炭供需格局持续偏紧。未来考

虑到煤炭先进产能不断释放，我们预期后续原煤煤炭产量整体稳中向好。近年来进口煤作为中国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2021

年

1-9

月，中国累计进口煤

2.3

亿吨，同比下滑

3.6%；9

月单月进口煤为

3288

万吨，同比上涨

76.02%。前五个月进

口煤数量受贸易政策影响明显收紧，6

月开始中国进口煤数量有所恢复，并整体呈现逐渐走高的趋势，我们预

期中国全年进口煤量或将小幅下降。从市场价来看，今年现货价格波动较大，近期维持高位震荡。2021

年年初秦皇岛港

5500

大卡动力煤市场

价先快速上行，一度连续突破

900、1000

元/吨两个关口，随后快速回落。后续随着中国用电需求高增长拉动

火电发电增速，煤炭需求持续提升，供需缺口被不断拉大，现货煤价持续上涨。自

9

月底开始，受部分煤企执

行保供政策减少市场煤销售、山西洪水影响煤炭生产等因素影响，煤价出现罕见的暴涨，5500

大卡现货煤价

一度突破

2500

元/吨，远超历史极值。后续发改委启动调控措施，通过政策干预、边际产能核增、推动长协煤

保供等手段，使得电厂煤炭库存快速提升、现货煤价持续回落。电价新政落地，电价市场化程度进一步提升此前中国火电上网电价主要以标杆电价机制+煤电联动为主，但由于煤电联动政策在调整过程中受到各类

因素影响，调整往往不及预期，也在一定程度上影响了中国市场化电价改革的进程。2020

年

1

月

1

日起，我

国开始取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。浮动范围为上

浮不超过

10%、下浮不超过

15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定，但

2020

年暂不上浮。今年以来受煤价大幅上涨、年度长协电价难以调整等因素影响，火电企业经营情况不断恶化，煤电倒挂压

力巨大。2021

年

10

月

12

日，国家发展改革委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知。

通知明确，扩大市场交易电价上下浮动范围，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全

部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。通知将燃煤发电市场交易价格

浮动范围由现行的上浮不超过

10%、下浮原则上不超过

15%，扩大为上下浮动原则上均不超过

20%，高耗能企

业市场交易电价不受上浮

20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。通知表明要推动工商业用户都进入

市场，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。对于居

民、农业用电价格，通知要求继续执行现行目录销售电价政策，并强调居民（含执行居民电价的学校、社

会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，优先将低价电源用于保障居

民、农业用电。新的电价政策体现了政府进一步理顺火电电价机制的决心。政策一方面使得火电企业可以向下游疏导燃料

成本上涨、保障冬季电力供应的稳定，另一方面也有望通过合理的高电价抑制高耗能行业无序的用电需求，从

而助力能耗双控目标的进一步落实。自政策落地以来，广东、江苏、山东、湖北、山西等地新增市场交易价格

已按价格政策实现近

20%的上浮，起到了疏导煤、电价格矛盾关系和缓解当前电力供应紧张局面的作用，部分

省份高耗能电价涨幅也超过

20%。长期来看，随着中国有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场化交易

电价上下浮动范围，确保价格形成机制更具灵活性、针对性，同时叠加成本端煤炭保供稳价举措等利好，未来

煤电企业盈利有进一步修复预期，盈利稳定性也有望得到加强。水电：汛期来水偏枯，水电利用小时亟待复苏汛期来水偏枯，利用小时数仍待改善受益于去年汛期来水较好，主要水库蓄水水位较高，年初枯期（除三月外）中国水电发电量同比保持较高

增长，但今年汛期来水偏枯，水电汛期出力不及去年。2021

年

1-9

月水电累计实现发电量

9029.9

亿千瓦时，同

比下降

0.9%，其中

9

月份单月实现发电量

1408.8

亿千瓦时，同比下降

0.3%。从利用小时来看，2021

年

1-9

月

中国水电累计平均利用小时为

2794

小时，同比减少

100

个小时，主要系今年汛期来水较差所致。从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年

份，水电的全年装机利用小时也较高。例外的是

2016

年降水量大幅提升但水电利用小时并没有明显增加，主

要受消纳能力不足及外送通道不畅等因素影响，全年累计弃水

635

亿千瓦时，占当年全年水电发电量比重为

6.04%，弃水对

2016

年水电利用小时压制明显。2021

年

1-9

月，降水量累计达到

583.4

毫米，较去年同期下降

51.3

毫米。受降水量影响

1-9

月份水电利用小时

2794

小时，同比减少

100

个小时。整体来看，考虑到中国降水

“偶丰奇枯”的历史规律，叠加去年汛期来水较好，我们预期今年全年水电利用小时同比可能小幅下降，在一定

程度上影响冬季用电高峰期的电力供需平衡。分省份来看，除浙江省外，2021

年前三季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同程度下降，

青海、广东、广西的水电利用小时较去年同期分别降低

584、281、240

小时。分月份来看，中国

2018-2021

年

降雨量变化趋势基本相同，总体呈现

1-7

月逐月递增，8

月达到峰值后回落的趋势，这是由于中国以季风性气

候为主，每年降雨量主要集中在夏季所致。风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化风电消纳改善明显，弃风率降至

3%自

2016

年起，中国风电并网装机容量增速放缓，而发电量增速保持高位。风电发电量增速高于同期装机

增速表明闲置发电能力逐步被投入使用，利用小时同比明显回升，风电消纳情况得到明显改善。2021

年

1-9

月，

中国累计并网风电装机

2.97

亿千瓦，同比增长

32.7%；1-9

月风电发电量为

4964

亿千瓦时，同比增长

41.5%。我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015

年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走低

带来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014

年弃风率虽有所下降，但同期风电利用小时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍然

处于持续恶化。2016

年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看，装

机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016-2020

年中国风电装机规模持续扩大，年均

复合增长率达

43.9%，同时中国年平均弃风率自

2016

年以来持续回落，风电消纳能力大幅改善。2021

年前三

季度，中国整体弃风率为

3.1%，国家电网对于弃风率降至

5%以内的承诺已基本完成。弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度，

主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单

季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近四年来，2017

年第四季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高

值，此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风

率角度来看，2017

年以来累计弃风率持续平稳下降，2021

年前三季度累计弃风率仅为

3.1%，为

2017

年以来最

低水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机及发电高速增长。分省风电分析：弃风对西北风电盈利影响严重，特高压叠加省内消纳助力弃风率改善中国风电装机分布相对集中，三北地区装机占比较高，其中内蒙、新疆、甘肃三省装机容量排名前三。西

北地区由于风资源优质、土地成本较低且对风机技术要求较低，成为中国陆上风电最早开拓的区域。但在风电

机组密集投运后，受限于当地用电需求增长乏力及外送特高压通道运营情况不及预期，西北地区出现大规模弃

风现象。风电发电量和利用小时同比提升，尤其是新疆风电消纳改善明显。从

2020

年分省弃风电量情况来看，新疆、

内蒙古、甘肃弃风电量最高，占全国弃风电量的比重分别为

29.9%、23.8%和

10.1%。从西北三省弃风率变化

情况来看，自

2016

年起西北三省弃风率下降程度明显，新疆、内蒙古、甘肃

2020

年较

2016

年降幅分别达约

28、12、37

个百分点，风电消纳情况持续向好。弃光率降至

3.68%，分布式发展提速自

2015

年以来，中国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至

2020

年底，光伏发电累计并网装机容量达

2.53

亿千瓦，是

2015

年光伏发电累计并网装机容量的

5.8

倍，年均复合增长率高达

42.36%。截至

2021

年

9

月，

中国累计并网光伏装机

2.78

亿千瓦，同比增长

24.59%；1-9

月光伏发电量为

2486

亿千瓦时，同比增长

24%；

弃光电量

50.2

亿千瓦时，弃光率约

2%，同比下降

0.3

个百分点，光伏发电消纳利用水平整体较高。从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至

2021

年

9

月底，中国集中式光伏总装机1.84

亿千瓦，占总装机的

66.2%；分布式光伏总装机为

0.94

亿千瓦，占总装机容量的

33.8%。从新增装机结构

来看，近年来分布式占比逐渐提升，2020

年

1-9

月分布式光伏新增装机

0.16

亿千瓦，占新增光伏装机的

64.2%，

为历史首次超过同期集中式光伏装机容量。前三季度分布式光伏装机容量同比增长

89.5%，分布式光伏发展提

速主要受户用光伏补贴和整县（市、区）屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源

生产效率有望得到进一步提升。分省光伏发电分析：西藏、青海弃光率仍待改善从分省发电量来看，2021

年

1-9

月山东、河北、青海三省发电量位列前三，分别为

235.2、208.6、160.2

亿

千瓦时，同比分别增长

48.8%、30.5%、28.2%。各省份光伏发电量均显著提升，其中贵州省同比大幅提升

82.6

个百分点，实现光伏发电量

65.2

亿千瓦时，主要系“光伏+”产业项目建设持续推进，综合能源战略转型成效

初显。从

2021

年前三季度分省弃光率情况来看，西藏、青海弃光率最高，分别为

19.0%、14.4%，分别高出全

国平均水平

17.0、12.4

个百分点。其中，2021

年前三季度，陕西、甘肃、新疆弃电问题持续好转，弃光率相比

去年同期分别下降

1.0、1.2、3.0

个百分点至

1.7%、1.0%、1.5%，光伏消纳情况有所改善。平价风电经济性测算对比长久以来，困扰中国新能源发电行业的痼疾除了弃风弃光这一消纳问题，还有可再生能源补贴拖欠问题。

当前中国可再生能源补贴主要来自于从除居民生活和农业生产以外的其他用电量中征收的可再生能源附加，从

2006

年

6

月到

2016

年

1

月，补贴征收标准已从

1

厘/千瓦时提高到

1.9

分/千瓦时，但是随着风电光伏等新能源

装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，已成为限制新能源发展的重要因素之一。依据我们的测算显示，当

前中国每年新能源补贴缺口约在

900

亿元以上。新能源补贴的发放通常采用目录制，即新能源发电企业在机组

并网发电后，电网与其实时结算的电价按当地火电标杆上网电价计算，差额的补贴部分被企业计入到应收账款。

待机组被纳入到相应批次的可再生能源补贴目录后，企业将一次性收到拖欠的补贴，之后的补贴将按照相应的

周期（不同区域差异极大）滚动发放。2018

年

6

月，财政部财政部、发改委及能源局联合下发文件，公布第七批可再生能源电价附加资金补助目

录。第七批目录共纳入可再生能源装机

5584

万千瓦，其中风电

3386

万千瓦、集中式光伏

1729

万千瓦、分布

式光伏

324

万千瓦、生物质发电

145

万千瓦。此后，第八批补贴目录一直难以出台，导致

2016

年

3

月之后投

产的新能源机组（尤其是光伏电站）至今未能获得补贴，现金流压力相对较大。2019

年

5

月份国家发改委发布通知，为落实风电

2020

年实现与煤电平价上网的目标、优化风电资源的高

效利用，陆上风电及海上风电的标杆电价均改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争

方式确定，不得高于项目所在资源区指导价（指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，

以燃煤标杆电价作为指导价）；自

2021

年

1

月

1

日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再

补贴。对

2018

年底前已核准的海上风电项目，如在

2021

年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；

2022

年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2021

年以来，风电上游设备受风机大型化带来技术降本、产业链内价格战等因素影响，价格持续下降，

推动陆上风电单位千瓦总投资明显下降，使得平价风电项目也能维持较好的投资回报率。通过计算我们可以发现，风电装机成本的快速下降基本上对冲了补贴退坡对于项目收益率的影响。对于一

个电价为

0.4

元的平价风电项目而言，当装机成本为

6000

元/千瓦时，其项目全投资

IRR为

8.58%，与有补贴

时（四类资源区电价为

0.47

元）、装机成本为

7000

元/千瓦的项目

IRR基本持平。而且考虑到平价风电项目没

有补贴拖欠的问题，其实际盈利质量有可能会优于此前的有补贴项目。4

燃气：供需错配短期难破局，凛冬又至量价有望齐升燃气板块供需错配气价难破局，多因共振气量消费持续向好全球燃气短期供需失衡，天然气消费长期向好进入

2021

年，燃气价格迅速抬升。截至

11

月

16

日，IPE英国天然气期货价格交易价格为

6.86

元/方

（240

便士/色姆，同比上涨

484.8%。截至

11

月

8

日，美国

HenryHub天然气交易价格为

1.09

元/方（5.08

美

元/百万英热单位），同比增涨

93.2%。总体来看，本轮燃气价格上涨呈现淡季不淡与全球共振两个特征，这是由于天然气生产大周期与季节性变

化小周期共振所导致。供给端来看，全球天然气短期供给不足，叠加能源转型驱动本轮价格上涨。18、19

年

的低气价与

20

年新冠疫情严重打击油气商的生产积极性，同时部分地区激进的碳意识、环保意识也阻碍了天

然气的开发利用。2020

年全球天然气产量为

3.85

亿立方米，同比减少

3%，为近十年来首次负增长，而且多个

燃气产国削减天然气资本开支预算。需求端来看，经济恢复、能源转型、碳目标与环保目标等因素拉动全球天

然气消费量快速上涨，进一步拉大全球天然气供需缺口。一方面，由于

2020

年冷冬导致部分主要地区与国家

如欧洲、美国等表现出低库存状态，燃气补库需求仍然较为强劲。截至

2021

年

9

月

17

日，美国天然气库存总

量为

30820

亿立方英尺，较去年同期减少

5890

亿立方英尺，同比降幅

16.0%；9

月

22

日，欧洲天然气库存总

量为

8045

亿立方米，较去年同期减少

2451

亿立方米，同比降幅

23.35%。另一方面，今年

10

月，美国气候中

心与中国气象局均预计未来

3

个月内有较高概率（70%至

80%）出现“拉尼娜”现象。确定性较强的“拉尼娜”

现象很有可能引发太平洋大寒潮，形成罕见的双冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的

国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。从全球天然气的长期供给端来看，未来全球天然气新增供应几乎完全来源于

已在开发的大型常规资产，主要分布在美国、俄罗斯和中东地区。美国天然气产量预计将会抬升，海外需求是

主要推力。此外，报告数据显示中东与北非各个国家对天然气开发项目维持相对谨慎的态度，2021-2025

年承诺投资天然气投资总额为

750

亿美元，相对预期减少

95

亿。俄罗斯产量增加主要来源于气田的新项目开发，

除了博瓦年科沃天然气田将增加至

1150

亿立方米/年的产能外，哈拉萨维（Kharasavey）油田预计将在

2023

年

投入使用，其产能将达到

320

亿立方米/年。我们预测

2021-2023

年全球天然气供给将缓慢增加，我们将主要

产气区分区域进行产气量测算，根据测算结果显示，2021-2023

年全球天然气供给将分别达到

39686、40415

和

41170

亿立方米，同比分别增加

2.98%、1.84%和

1.87%。从全球天然气的需求端来看，我们认为燃气需求将呈现长期增长趋势。一方面全球经济活动逐渐从疫情中

复苏，对能源需求上升；另一方面碳减排压力带来各国能源政策向清洁能源利用的倾斜。从区域上看，亚太地

区将成为未来燃气需求增加的主要推手。东南亚国家的

增量需求主要来源于天然气发电。同时，需求的迅速增加也使得亚太区域供需平衡缺口有逐渐扩大的趋势。此

外，中东的天然气需求也将有明显增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在关注投资天然气发电项目，伊朗等国家则逐

渐重视石油化工产品项目。综合考虑上述因素后，我们预计

2021-2023

年全球天然气需求将持续增加，根据测

算，天然气需求将分别达到

39755、40476

和

41696

亿立方米，同比分别增加

4.05%、2.37%和

2.41%。其中，

2021

年的天然气需求预计将重回疫情前

2019

年的需求水平。综上，预计

2021-2023

年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算，2021-2023

年天然气供给将分

别短缺

89、301

和

527

亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域

的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。国内经济反弹带动燃气消费，LNG现货气价弹性大就国内情况而言，中国既是天然气消费大国也是进口大国。2017-2020

年，中国天然气表观消费量总体呈

上升趋势，2018

后，消费量的增速有所放缓，受疫情影响

2020

年同比增速降低至

7.5%。在

2021

年

GDP、用

电量大幅提升的背景下，中国用气量同比大幅提升，表明高经济景气度下燃气作为大宗商品消费量得到提升。

在疫情后，经济反弹带动了燃气消费，多因共振引起国内燃气消费增长。2021

年

1-9

月实现天然气表观消费量

2725

亿立方米，同比增加

15.2%。中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来保持在

40%以上，对外依赖性较强。分类别来看，LNG进口量增长较为迅速，而管道气变化较小，且

2019、2020

年发生负增长，主要是因为这两年全球天然气价格

较低，LNG存在一定的价格优势。2021

年

1-9

月，中国进口天然气

8985

万吨，同比增长

22.2%，进口依赖度

达

41.22%，其中，LNG进口

5848

万吨，同比增长

22%，管道气

3137

万吨，同比增长

21%。中国进口的

LNG可分为现货和长协两种模式，2020

年以现货形式进口的

LNG为

2717

万吨，同比增加

27.56%，占总

LNG进口

量的

40.47%，相比于

2019

年增加了

5.12

个百分点。价格方面，LNG价格弹性较大，而进口管道气相对较小，这是由于进口管道气执行天然气长期协议的合约

价格。一般来说，长协气价以较低的系数与原油价格挂钩，这使得管道气进口价格保持相对稳定，价格弹性较

小。进口

LNG方面，中国

LNG的价格可拆分为现货价格和长协价格。亚太地区的

LNG进口价格主要参考日本

JCC价格，JCC代表了

17

种日本进口原油的平均价，与国际原油价格挂钩；现货价格主要与标普旗下的

JKM价

格挂钩，受市场供需关系影响，而

JKM定价机制基于

MOC平台的小样本定价，存在统计口径偏窄的弊端，目

前东北亚地区的双边交易量远高于普氏

MOC平台交易量，MOC平台每天的报盘总量非常有限，只能反映个别

交付窗口的价格水平，不能完全反映市场的总体供需情况。2021

年上半年中国

LNG现货到岸价格及长协挂钩

的原油价格均呈持续增长的趋势，带动

LNG综合进口成本不断提高，推动

LNG价格提升。LNG的供气价格市场化程度较高。目前国内的

LNG供给有两个主要途径，一是售卖通过

LNG接收站进口

的

LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为

LNG。国内

LNG的价格几乎不受政府管控，其价格主要受供需

关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前