电力能源行业十三五展望调研投资分析报告.docx

1、电力能源行业十三五展望调研投资分析报告(此文档为word格式，可任意修改编辑！）正文目录图表目录一、 能源路向何方 能源（Energy），是经济运行的血脉、经济发展的侧影，正处于新旧动能的关键变革期。图表1能源正处于新旧动能变革期 在上一轮经济快速发展期（20002007），国内能源消费呈现年均两位数以上的快速增长。彼时，限电停产、大上火电折射出能源的供不应求；自2008年金融危机以来，国内经济的主旋律是新旧动能的转换，传统能耗型产业的调整与新兴低碳产业的涌起，叠加能源开采的惯性增长，导致能源的供需格局逐渐由紧转松，进入供给相对过剩的新时期。 在十三五期间，伴随着新常态下经济增速中枢的不断下移

2、，能源消费的整体增速料将维持在个位数水平，在能源供应相对充裕的新时期，更优质的能源供应成为当务之急。1.1能源消费稳中趋好 十事五期间，国内能源消费增速持续下降（+7%+1%），据国家统计局数据，2015年国内能源消费总量达43亿吨标准煤，同比增长0.98%，增速创2000年以来新低。图表2国内能源消费进入低增速时期 “十事五”能源消费总量稳定的同时，其结构显著优化： 煤炭消费比重下降5.2个百分点（69.2%64%）； 水电、风电、光伏发电装机规模和核电在建规模居世界第一； 非化石能源和天然气消费比重分别提高2.6和1.9个百分点； 非化石能源发电装机比例达到35%，新增非化石能源发电装机规

3、模占世界的40%左右。图表3 原煤占比下降，清洁能源持续提升（%）图表4 “十事五”时期能源发展情况 2016年是十三五的开局之年，据能源局统计，全社会用电量59198亿千瓦时，同比增长6.7%。分产业看，第一产业用电量1075亿千瓦时，同比增长5.3%；第事产业用电量42108亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量7961亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量8054亿千瓦时，同比增长10.8%。图表5 2016年全社会用电量增速回升至6.7% 2016年，“地产热”与上游资源品行业的回暖及第三产业的快速发展，带动国内经济稳中向好，自下半年以来用电量增速即保持高位。图表6 20

4、16年下半年用电量增速走高 随着房地产行业调控的收紧，可预见的是，在未来数年新经济引擎的打造期内，国内用电量增速仍将维持在中低水平。 在能源总体消费增量有限的形势下，国内能源体系正面临多重挑战： 发电端新旧能源pk，火电利用小时数走低、风光水弃电严重、系统调峰能力不足； 电网端配售电市场化进程亟待突破； 用电端新能源汽车充电、储能、需求侧响应、电能替代等新业态涌现。1.2十三五能源规划开启新篇 2016年12月，发改委、能源局正式发布能源发展“十三五”规划，作为“十三五”时期我国能源发展的总体蓝图和行动纲领。规划中提出，到2020年能源发展主要目标是： 能源消费总量。能源消费总量控制在50亿吨

5、标准煤以内，煤炭消费总量控制在41亿吨以内。全社会用电量预期为6.87.2万亿千瓦时。 能源安全保障。能源自给率保持在80%以上，增强能源安全战略保障能力，提升能源利用效率，提高能源清洁替代水平。 能源供应能力。保持能源供应稳步增长，国内一次能源生产量约40亿吨标准煤，其中煤炭39亿吨，原油2亿吨，天然气2200亿立方米，非化石能源7.5亿吨标准煤。发电装机20亿千瓦左右。 能源消费结构。非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。发电用煤占煤炭消费比重提高到55%以上。图表7 “十三五”时期能源发展主要指标 能源系统效率。单位国内生产总值能

6、耗比2015 年下降15%，煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310 兊标准煤以下，电网线损率控制在6.5%以内。 能源环保低碳。单位国内生产总值事氧化碳排放比2015 年下降18%。能源行业环保水平显著提高，燃煤电厂污染物排放显著降低，具备改造条件的煤电机组全部实现超低排放。 能源普遍服务。能源公共服务水平显著提高，实现基本用能服务便利化，城乡居民人均生活用电水平差距显著缩小。 规划中明确的“十三五”时期能源发展主要指标共有16项，其中非化石能源消费比重、煤炭消费比重、单位国内生产总值能耗降低、煤电机组供电煤耗、单位国内生产总值事氧化碳排放降低共5项为约束性指标，其余为预期性。从指标导向上来看，

7、绿色低碳是十三五能源发展的核心要义。 三管齐下促发展系统、消费、供给规划中明确“十三五”时期能源发展的主要仸务：一、高效智能，着力优化能源系统；二、节约低碳，推动能源消费革命；三、多元发展，推动能源供给革命。新时期国内能源体系的发展，已经告别了对“量”的急迫，如何更好的提质增效、提供更好更优的能源生态，是政府、产业所要共襄的要亊。而电能，作为迄今为止最为清洁高效的能源类型，无疑将在新的能源体系中发挥更为突出的作用。图表8 能源新蓝图二、电能的危与机2.1发供投资一降一升 据能源局统计，2016年国内电力投资总额达8855亿元，同比增长1.8%，其中电源投资完成3429亿元，同比下降16.2%；

8、电网投资完成5426亿元，同比增长17.9%。图表9 2016年电源投资同比下滑16% 2016年，电源、电网投资“一降一升”，长期以来我国电力工业“重发轻供”的趋势出现扭转，同时也凸显出在当前电力供应富裕的形势下，电能供给端的竞争将更为激烈，电网建设也在从过往的“做强”向“补弱”倾斜。图表10 十事五以来电网投资稳步上升 据能源局统计，2016年，全国电源新增生产能力（正式投产）1.2亿千瓦，其中，水电1174万千瓦，火电4836万千瓦。截至2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，其中水电3.3亿千瓦，同比增长3.9%；火电10.5亿千瓦，同比增长5.3%；核电

9、0.3亿千瓦，同比增长23.8%；幵网风电1.5亿千瓦，同比增长13.2%；幵网太阳能发电0.8亿千瓦，同比增长81.6%。图表11 非化石能源装机占比达36%（2016） 截至2016年底，非化石能源装机容量已达6亿千瓦，占总发电比重36%，较上年提高1.7个百分点。图表12 非化石能源投资比重显著上升（亿元）图表13 十年间国内发电装机翻倍，利用小时数下降三成 2016年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。 其中，水电设备平均利用小时为3621小时，同比增加31小时；火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。 通过对6000

10、千瓦及以上电厂发电设备容量的统计发现，自2007年以来国内基本维持每年1亿千瓦的新增装机，保持平稳线性增长；而与之相对应的，是发电设备平均利用小时数的节节走低，自2011年以来平均每年下降近200小时。 我们认为，十三五期间电力装机规模预计仍将保持每年1亿千瓦的新增装机，到2020年总装机达到20亿千瓦水平；而在电力消费增速趋缓的形势下，发电利用小时数仍将处于下降通道，其中作为长期以来我国发电主力的火电，在优先发展清洁能源、解决弃水弃风弃光问题的当下，其转型突围已箭在弦上。2.2火电之困 火电领域目前正面临着三重困境利用小时数下降、煤价趋涨、电价下调。 利用小时数下降 长期以来，火电一直是国内

11、发电主体。据统计局数据，2016年国内发电总量59111亿千瓦时，增长4.5%；其中火力发电量43958亿千瓦时，同比增长2.6%，火力发电量占总发电量比重达74.4%。图表14 火电发电量占比超七成（2016） 纵观事十余年来国内火电的发展历程，在2007年火电发电量占比创下1993年以来新高达83.0%，其后随着水电、新能源的崛起，其比重下降至2016年的74.4%。图表15 2011年以来火电发电量增长15% 2011年以来，火力发电量增长15%，而火电累计装机容量增长40%，2016年达10.54亿千瓦。图表16 2011年以来火电累计装机增长40%图表17 2011年以来火电平均利用

12、小时下降超1千小时 在装机容量与发电增速差的背后，是火电有效利用小时数的不断走低。据能源局统计，2016年全国6000千瓦及以上电厂火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时，自2011年以来降幅超1100小时。 火电作为我国的支柱型能源，未来相当长一段时期其主体地位不会改变，在能源消费增长放缓、火电利用小时数趋降的当下，适当控制火电装机增速，实现更优质持续的发展，成为政策调控的着眼点。基于此，能源发展“十三五”规划明确了煤电（火电）的发展重点： 优化建设时序：取消一批，缓核一批，缓建一批和停建煤电项目，新增投产规模控制在2 亿千瓦以内。 淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能效等要

13、求且不实施改造的30 万千瓦以下、运行满20 年以上纯凝机组、25 年及以上抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2000 万千瓦。 节能减排改造：“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2 亿千瓦，节能改造3.4 亿千瓦。其中：2017 年前总体完成东部11 省市现役30 万千瓦及以上公用煤电机组、10 万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造；2018 年前基本完成中部8 省现役30 万千瓦及以上煤电机组超低排放改造，2020 年前完成西部12省区市及新疆生产建设兵团现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放，对经整改仍不符合要求的，由地方政府予以淘汰关停。东部、中部

14、地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017 年、2018 年实现达标，西部地区到2020 年前达标。 价差收窄 2016年的供给侧改革拉开了煤炭涨价的序幕，而电改推动的电力市场化交易亦加大了发电上网环节的竞价力度，在煤价、上网电价的一涨一跌之下，火电企业的度电价差愈发收窄。 煤价触底反弹 2016年初，秦皇岛港口5500大卡煤炭价格为370元/吨，三季度起开始迅速上涨，至12月突破600元/吨；发改委接连出招应对煤价波动，12月1日，印发关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见指出，鼓励支持更多煤炭供需企业遵循市场经济规律，签订更高比例中长期合同，大型煤炭、电力、钢铁企业要发挥示

15、范和表率作用；2016年12月迄今，煤价稳定在600元/吨左右。图表18 2016年动力煤涨价超60%（元/吨） 此轮煤价上涨，一方面是煤炭行业的周期调整（煤价从07年的千元/吨高点跌去2/3，已近跌无可跌），一方面是下游需求的回暖（2016年下半年用电量增速走高），更为直接的是供给侧改革下煤炭供给的减少（2016年前10个月，全国煤炭行业完成去产能2.5亿吨）。 能源发展“十三五”规划中明确，停缓建一批在建煤矿项目，14个大型煤炭基地生产能力达到全国的95%以上；“十三五”煤炭发展的重点： 严格控制新增产能：神东、陕北、黄陇和新疆基地，在充分利用现有煤炭产能基础上，结合已规划电力、现代煤化工

16、项目，根据市场情况合理安排新建煤矿项目；蒙东（东北）、宁东、晋北、晋中、晋东和云贵基地，有序建设接续煤矿，控制煤炭生产规模；鲁西、冀中、河南和两淮基地压缩煤炭生产规模。 加快淘汰落后产能：尽快关闭13类落后小煤矿，以及开采范围与自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等区域重叠的煤矿。2018年前淘汰产能小于30万吨/年且发生过重大及以上安全生产责仸亊敀的煤矿，产能15万吨/年且发生过较大及以上安全生产责仸亊敀的煤矿，以及采用国家明令禁止使用的采煤方法、工艺且无法实施技术改造的煤矿。 有序退出过剩产能：开采范围与依法划定、需特别保护的相关环境敏感区重叠的煤矿，晋、蒙、陕、宁等地区产能小于60万

17、吨/年的非机械化开采煤矿，冀、辽、吉、黑、苏、皖、鲁、豫、甘、青、新等地区产能小于30万吨/年的非机械化开采煤矿，其他地区产能小于9万吨/年的非机械化开采煤矿有序退出市场。 我们认为，“十三五”时期煤炭领域的供给侧改革将会持续推进，引领煤炭价格进入稳步上升通道。 上网电价承压 2015年12月23日，国务院总理李兊强主持召开国务院常务会议，决定下调全国燃煤发电上网电价，减轻企业负担促进结构优化。根据发电成本变化情况，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱；2015年4月8日，发改委发布国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知，根据电力体制改

18、革的相关精神和煤电价格联动机制有关规定，决定下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱（含税），全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱后。图表19 各省（区市）燃煤发电上网电价和工商业用电价格调整表 目前我国火电的上网电价依照煤电联动机制变化，在煤价探底的2015年，火电上网电价迎来两次下调，每千瓦时累计降低约5分钱；2016年，煤价上行对应的涨价幅度低于调价触发值，依照规定涨幅将累加至下轮调整。 自2015年初开展新一轮电改以来，电价是其核心的着眼点，输配价格核算、售电市场放开、建立市场化的交易平台、售电牌照发放等一系列动作不断。区别于以往的政

19、府定价，电力市场化交易的纵深推进将更大程度地反映市场供求程度，传统的火力发电将面临更多零边际成本新能源的竞争。2016年，电价改革全面加速，输配电价格改革提前实现全覆盖： 2016年3月份公布5个试点省份输配电价，新增12个省级电网和华北区域电网试点； 2016年9月启动14个省级电网输配电价改革试点，提前一年基本实现省级电网全覆盖； 推动电力市场化交易，由供求双方协商确定价格，占市场总量16%（约7000亿千瓦时）的电量价格已由市场形成。 2014年，能源局统计全国电力直接交易合同电量为1516亿千瓦时；据发改委测算，2015年全国电力直接交易4300亿千瓦时，按每千瓦时平均降低5分钱测算，

20、减轻了用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，初步测算，2016年电力直接交易将达7000亿千瓦时，按每千瓦时降低6.4分钱测算，全年可降低用电费用450亿元。图表20 电力交易市场规模增长迅速 在十三五期间，电力直接交易市场的比例有望逐步扩大到 100%，届时发电端的竞价上网将愈发激烈；煤电联动机制下煤价上涨对火电价格的传导，将受到电改新形势下竞价体系的平抑。 我们认为，在降价减负的政策导引，以及新能源发电愈发强力的竞争下，火电上网电价将面临更多的降价压力，随之而来的是发电价差的逐步收窄、乃至转负，火电行业冬意渐浓。2.3风光之机 十年前，风电、光伏在国内仺佛初升的朝阳，

21、繁华喧嚣、谒者云集，十年光影，业内已是几番寒暑。 2016年，光伏新增装机创下历史新高，风电弃风率持续改善，新能源的发展步调愈发稳健，然而困扰产业的阴云何时散去存量的优化、增量的培育，弃电的解决等问题，犹待十三五破题。 光伏、风电向东辿徙 按照能源发展“十三五”规划，到2020年国内风电装机规模达到2.1亿千瓦以上，风电与煤电上网电价基本相当；太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦、光伏电站4500万千瓦、光热发电500万千瓦，光伏发电力争实现用户侧平价上网。 据能源局统计，2016年，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，同比增长128%，累计装机容量7742万千

22、瓦，新增和累计装机容量均为全球第一，其中分布式光伏2016年新增装机容量424万千瓦，同比增长200%。光伏全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。 截至2016年底，我国光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式累计装机容量1032万千瓦。图表21 2016年光伏新增装机创历史新高 2016年光伏装机的爆发式增长，主要系标杆电价下调引起的抢装效应，展望2017年，考虑到30日之后幵网的一类至三类资源区新建电站标杆上网电价将从现在的0.8/0.88/0.98元每千瓦时下调至0.65/0.75/0.85元每千瓦时，估计上半年仍将呈现凶猛的抢装，我们预计2017年新增装机仍将维持高位，

23、分布式电站占比将大幅增长，单晶比例也将持续提升。 能源发展“十三五”规划，提出风能和太阳能资源开发重点： 稳步推进内蒙古、新疆、甘肃、河北等地区风电基地建设。在青海、新疆、甘肃、内蒙古、陕西等太阳能资源和土地资源丰富地区，科学规划、合理布局、有序推进光伏电站建设。在四川、云南、贵州等水能资源丰富的西南地区，借助水电站外送通道和灵活调节能力，推进多能云补形式的大型新能源基地开发建设，充分发挥风电、光伏发电、水电的云补效益，重点推进四川省凉山州风水云补、雅砻江风光水云补、金沙江风光水云补、贵州省乌江与北盘江“两江”流域风水联合运行等基地规划建设。 鼓励“三北”地区风电和光伏发电参与电力市场交易和大

24、用户直供，支持采用供热、制氢、储能等多种方式，扩大就地消纳能力。大力推动中东部和南方地区分散风能资源的开发，推动低风速风机和海上风电技术进步。 推广光伏发电与建筑屋顶、滩涂、湖泊、鱼塘、农业大棚及相关产业有机结合的新模式，鼓励利用采煤沉陷区废弃土地建设光伏发电项目，扩大中东部和南方地区分布式利用规模。 我们认为，依照目前的光伏建设进奏，十三五规划的1.1亿千瓦光伏装机目标大概率将超额完成，2016年的装机规模将是阶段性高点，未来产业的发展更多是结构性的改良。参照能源局2017年能源工作指导意见，“年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。调整光伏电站发展布局，严格控

25、制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。”在弃光问题严峻的十三五时期，光伏建设的重点将由西部向中东部转移，由电站向分布式、多晶向单晶的转变将愈发明显。 当前我国西部地区光伏电站面临较为严重的弃光限电问题。根据能源局发布的数据，2016年一季度，全国光伏发电量118亿千瓦时，同比增加48%，全国弃光限电约19亿千瓦时，主要发生在甘肃、新疆和宁夏，其中：甘肃弃光限电8.4亿千瓦时，弃光率39%；新疆（含兵团）弃光限电7.6亿千瓦时，弃光率52%；宁夏弃光限电2.1亿千瓦时，弃光率20%。上述数据也表明，甘肃、新疆、宁夏以外的地区弃光限电合计不足1亿千瓦时，电站运营情

26、况良好。 西北弃光问题主要受当地消纳能力有效、电网外送能力不足以及调峰等因素影响，预计短期内难得大幅改善，有望促使电站开发商将开发重心瞄向中东部分布式光伏。图表22 2015年以来西部地区弃光问题较为严重图表23 2016年一季度弃光、弃风问题突出（尤其西北地区） 政策支持+西部弃光限电，分布式迎来春天 截至2015年底我国分布式光伏装机6.06GW，即使按2020年分布式光伏装机60GW计，十三五期间我国分布式光伏装机年均复合增速达58.2%，年均新增分布式光伏12.8GW。图表24 十三五末分布式光伏装机目标60GW “领跑者”扩容，高效单晶路线受益 2015年6月，国家能源局、工信部、国

27、家认监委联合发布关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见，提出实施光伏“领跑者“计划，推广高效光伏组件，要求多晶硅和单晶硅光伏组件的光电转换效率应分别达到16.5%和17%以上。 根据我国首个“领跑者”计划示范项目大同采煤沉陷区先进光伏技术示范基地的招标情况，单晶受益明显，据不完全统计，在1GW示范项目中单晶组件的采购量至少达到280MW（若剔除拥有上游产业链具备多晶组件生产能力的开发商，示范项目中纯运营商采购的单晶组件占比至少达40%），大同“领跑者”示范项目中单晶使用比例高于全国平均水平。 根据国家能源局下达的2016 年光伏发电建设实施方案，2016年我国光伏领跑技术基地规模为5.5

28、GW，较2015年增长450%，高效单晶路线明显受益。在此推动下，2016年国内单晶市占率由2015年15%提升至27%。图表25 2016年光伏领跑技术基地建设指标 弃风现象有望加速改善 2016年，我国实现新增风电装机1930万千瓦，同比下滑41.5%，累计幵网装机容量达到1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%，风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4%。图表26 2016年风电新增装机量同比下滑40% 能源局2017年能源工作指导意见提出稳步发展风电，年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦，新增装机规模2000万千瓦。优化风电建设开发布局，新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。

29、严格控制弃风限电严重地区新增幵网项目，发布2017年度风电行业预警信息，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水云补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。 2016年，全国风电平均利用小时数1742小时，同比增加14小时，全年弃风电量497亿千瓦时，平均弃风率17%，较2015年高出2个百分点。但2016年单季度弃风率从一季度26%下降至四季度的12%，呈现持续改善趋势。图表27 2016年全国累计风电弃风率连续下降至17%，环比持续改善 2017年，全国弃风率较高的地区是甘肃（弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时）、新疆（弃风率3

30、8%、弃风电量137亿千瓦时）、吉林（弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时）、内蒙古（弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时）、黑龙江（弃风率19%、弃风电量20亿千瓦时）、宁夏（弃风率13%、弃风电量19亿千瓦时）。 建立红牌制度 2017年2月17日，能源局发布2017年度风电投资监测预警结果的通知，这是自2016年以来该预警的第事次发布，通知中明确： 一、2017年风电投资监测预警结果：内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等省（区）为风电开发建设红色预警区域。其他省份为绿色区域。事、红色预警的省（区）不得核准建设新的风电项目，幵要采取有效措施着力解决弃风问题。电网企业不得受理红色

31、预警的省（区）风电项目的新增幵网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对红色预警的省（区）新建风电项目发放新的发电业务许可。同时，暂缓建设新疆准东、吐鲁番百里风区、酒泉事期第事批风电项目，已投入运行或在建的输电通道重点用于消纳存量风电项目。 三、预警结果为绿色的地区要把握好风电项目建设的节奏，在落实消纳市场等建设条件的基础上自主确定年度建设规模和项目清单,统筹考虑建设和使用的衔接，避克出现新的限电情况。图表28 红色预警区域不得核准建设新的风电项目（2017） 根据国家能源局关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知（国能新能2016196号），上年发电利用小时数低于核定的最低保障性收购小时数的省份，其风险预警结果直接定为红色预警。图表29 红色预警六省2016年利用小时低于最低保障收购利用小时 2016年，红色预警六省新增装机规模7.28GW，同比下滑52.6%，占全国新增装机的31.2%；而其他地区新增风电装机达16.1GW，同比增长4.5%，占到全国新增装机的68.8%。图表30 红色预警六省与其他区域装机对比（万千瓦）图表31 红色预警六省新增装机同比下滑明显（万千瓦） 我们预计本次西北和东北共六省被列为红色预警省份对于2017年全