中国能源电力发展展望2020（中国能源电力发展展望2021）
中国能源电力发展展望2020（中国能源电力发展展望2021）
光伏发电建设放缓
我国太阳能光伏行业虽起步较晚，但发展迅速，尤其是2013年以来，在国家及各地区的政策驱动下，太阳能光伏发电在我国呈现爆发式增长，据国家能源局统计数据显示，2017年，我国光伏发电新增装机容量为53.06GW，创历史新高，2018年，受光伏531新政影响，各地光伏发电新增项目有所下滑，全年新增装机容量为44.26GW，同比下降16.6%。
2019年，全国新增光伏发电装机30.11GW，同比下降31.6%，其中集中式光伏新增装机17.91GW，同比下降22.9%;分布式光伏新增装机12.20GW，同比下降41.8%。
累计装机容量方面，据国家能源局统计数据显示，2013年以来，我国光伏发电累计装机容量增长迅速。2013年，全国光伏发电累计装机容量仅为19.42GW，到2019年已经增长至204.3GW。2013-2019年，全国光伏发电累计装机容量实现超10倍增长。
从我国光伏发电装机容量结构来看，随着近年来国家政策往分布式光伏发电的倾斜，我国光伏发电市场结构发生明显变化，尤其是2016年以来，随着分布式发电的快速发展，累计装机容量份额持续提升，到2019年，我国分布式光伏发电累计装机容量市场占比已提升至30.7%，首次超过30%。
供需持续提升
据国家能源局统计数据显示，2013年以来，我国光伏发电量增长迅速。2013年，全国光伏发电量仅为90亿千瓦时，到2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%;平均利用小时数1115小时，同比增加37小时。光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。
2019年全国光伏发电量达2243亿千瓦时，同比增长26.3%，光伏利用小时数1169小时，同比增长54小时。
我国作为电力生产大国，同时也是电力消耗大国，近年来，我国全社会用电量持续提升。根据国家能源局发布2019年全社会用电量等数据显示，2019年，全社会用电量72255亿千瓦时，同比增长4.5%。
分产业看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%;第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%;第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%;城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，同比增长5.7%。
——以上数据来源于前瞻产业研究院《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。
碰撞数字经济时代火花 倾听“十四五”能源电力声音
2020年中国电力发展论坛关键词搜索
记者 赵冉
9月22日是距离“十四五”开局100天的日子，能源电力行业对“十四五”的谋划已到了最后梳理阶段。9月22日至23日，2020年中国电力发展论坛在北京召开，以“助力电力数字化转型 促进行业高质量发展”为主题，重点围绕电力“十四五”规划发展中涉及的热点、难点问题进行深入交流，“新基建”如何发力和能源结构如何转型成为与会代表谈论较多的话题。
“数字新基建助力电网数字化转型”、“大规模海上风电发展对电网影响及应对措施”、“新能源高比例情景下储能的发展机遇”、“氢能产业发展形势与实践”……这些话题让人们对“十四五”能源电力可以有更多的预知。
“新基建”蕴藏勃勃生机
“新基建的时代已开启，工业互联网的时代已到来，电力行业已经迎来了数字化变革的新蓝海，更灵活、更高效、更具竞争力的电网形态将是未来发展的必然趋势，数字转型、智能升级、融合创新也将成为解锁能源电力行业转型升级的密码。” 在2020年中国电力发展论坛做主题发言时，国网信息通信产业集团公司副总经理辛永如是说。
据辛永介绍，国家电网公司“新基建”涉及除铁路和轨道交通之外的其余六个领域，其中，以大数据中心、工业互联网、5G、人工智能等为代表的新型数字基础设施建设（简称“数字新基建”）是新基建的重要组成部分。6月15日，国网公司向 社会 发布“数字新基建”十大重点建设任务，分别是电网数字化平台、能源大数据中心、电力大数据应用、电力物联网、能源工业云网、智慧能源综合服务、能源互联网5G应用、电力人工智能应用、能源区块链应用、电力北斗应用。
“技术创新是数字新基建的重要驱动力，综合考虑国网公司数字新基建重点建设任务及信息通信产业发展需求，结合近几年战略 科技 发展趋势，我们认为，在电力行业建设数字新基建中，芯片技术、5G+北斗关键技术、智能感知技术、电力人工智能技术等将成为引领未来发展的关键技术及推动产业升级的源动力。” 辛永谈表示。
作为新能源领域新基建的核心组成部分，国网新能源云目前累计注册用户14.2万人，入住企业9206家，8月访问量42.78万次，日均访问人数614人。国家电网发展部副主任王劲松介绍了国网新能源云的建设目标是——建设中国特色国际领先的新能源数字经济平台，建立“横向协同、纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系。
“数字经济是一种高级经济形态。数字经济开启了对传统工业经济的裂变式改造，成为各国在新一轮市场竞争中对的重要砝码。” 国网大数据中心副主任沈亮指出，我国工业现代化的特征是传统工业+数字化、网络化、智能化。与发达国家不同，我国在工业化过程中，遇到了信息化的机遇，决定了我国的工业化可以不必完成工业化再去走信息化之路，而是走工业化和信息化深度融合之路。随着我国数字技术工具和商业模式的不断发展和完善，以及“新基建”的大力推进，数字经济将成为我国在新一轮产业革命中弯道超车的机会。
在新基建的热潮下，许多电力企业都在进行工业互联网 探索 与实践。与会的华能信息技术公司总经理范伟宁介绍说，华能工业互联网项目分为集团侧、区域侧和电厂侧三个层面。“华能Aidustry工业互联网有五大核心点，分别是IT基础设施云化，提供强大存储与计算力；工厂设备数据上云，海量工业数据，挖掘数据价值；业务SAAS（通过网络提供软件服务）化，以中台为基础，构架企业运营中心；智能应用是核心，以IT为工具，为生产赋能；众创共赢，打造全流程企业生态。” 他说。
电动 汽车 充电设施是“新基建”的重点内容之一。据国网电动 汽车 服务公司副总经理阙诗丰介绍，2025年，全 社会 专用桩充电量将达到423亿千瓦时，公共桩充电量365亿千瓦时；预计“十四五”期间，全 社会 专用桩和公共桩共计产生充电量2532亿千瓦时，全 社会 单位桩和私人桩共计产生充电量272亿千瓦时。
“电动 汽车 与电网互动市场前景广阔。”他表示，2030年电动 汽车 与电网互动的功率总理论潜力将超过10亿千瓦，相当于50个三峡电站；电动 汽车 与电网互动的电量总理论潜力将超过2万亿千瓦时，电动 汽车 与电网互动服务按0.05元/千瓦时估计，总市场规模将超过1000亿元。“要加强充电设施规划布局，推进科学互联、有序互通，强化充电安全监管，提升可持续能力。” 他建议道。
南网能源发展研究院电力规划中心主任黄豫从实践中分析了电力规划研究数字化的难点：在多源异构的数据环境中，数据来源多、口径不一，往往混杂不完整、不正确或不相关的脏数据；能源行业数据获取难度大，电力行业数据分散在各省及地市，分工收集困难；在当前电力规划研究中各环节的一些主流应用软件相对独立，封装性强等等。
“在信息化水平日益完善的同时，随之而来的是更多的应用系统、软硬件平台和设备等需要维护和管理，如何建立高效协同的网、省、地协同管理体系、统一管理权限、建立起稳定和规范的平台运维机制，已经成为了平台信息化管理的一个重要的难题。”他表示。
能源转型加快踩油门
“发挥我国在清洁能源、特高压、智能电网等方面的优势，坚持‘自主创新、示范先行、中国引领’的思路，聚焦能源清洁化、电气化、智能化、集成化等事关能源转型发展全局的方向，推动能源开发、转换、配置、使用等领域技术和装备创新，促进产业化发展，抢占全球能源技术制高点。”全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院副院长李隽在畅谈电力“十四五”规划时表示。
她指出，能源转型总体路径可分为三个阶段。“十四五”是增量替代，煤电踩刹车、清洁能源踩油门，煤电从主力电源向调节性电源转变，新增需求由风光储输满足，清洁能源装机和发电量比重持续提升，比分别达到57%和45%。能源系统实现碳排放达峰。2025~2035年是存量替代，煤电加速退出，加快向调节性电源转变，清洁能源和电能分别成为生产侧和消费侧第一大能源。2035~2050年是全面转型，全面建成中国能源互联网，煤电转变为季节性备用电源，清洁能源实现对化石能源的全面替代。
作为“有分量”的清洁能源，核能被预计在“十四五”将会加速发展。中国电力发展促进会副会长兼核能分会会长邱建刚介绍说，到“十四五”末，在运和在建核电机组按低位和高位预计将分别达到9000万千瓦和11000万千瓦。“初步预测，2025年核电机组在运规模达到7000万千瓦以上，约占全国总装机容量的3%；核发电占比6%；相对高效燃煤发电，年度可实现碳减排4.5亿吨左右；在建规模4000万千瓦。”“‘十四五’期间，力争在电力负荷较大、电网安全运行枢纽地位重要以及可再生能源资源匮乏且成本较高的华中地区，适时启动内陆核电建设。”他同时表示。
中国华电集团战略规划部副主任罗锦华在分享了“新能源高比例情境下储能的发展机遇”。他建议，重视储能定位，做好储能在各环节的布局；强化产业扶持，促进储能在各领域的发展；推进市场建设，加快储能参与电力市场进程；提升技术水平，促进储能行业高质量发展；完善标准体系，引领储能技术标准推广。
国家能源投资集团国华投资公司（氢能公司）总经济师梅竞谊对氢能在“十四五”的发展非常看好。她指出，全球氢能发展大趋势已确立并一日千里，国内氢能的上下互动和横向竞争日趋频密。“我国政府高度重视氢能发展，各地纷纷依托自身产业基础和资源禀赋发布氢能发展规划。今年9月16日，五部委正式发布《关于开展燃料电池 汽车 示范应用的通知》，提出‘以奖代补’，将有力推动氢能及燃料电池指出产业链的形成。”
但同时，梅竞谊也指出当前氢能存在的问题：氢能全链条关键技术性能差距明显，装备和关键材料依赖进口、设备价格高，加氢站初始投资高昂；氢能人才缺乏，产业配套体系缺乏，在制氢、储运、加注方面都缺少技术标准体系。“需要政府明确市场预期与技术攻关规划，氢能发展的国家战略，形成各方合力，推动行业 健康 可持续地发展。”她建议说。
行业主要上市公司：目前国内新能源行业的上市公司主要有隆基绿能(601012)、晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)、晶科科技(601778)、长江电力(600900)和中国中车(601766)等。
本文核心内容：新能源行业市场规模、新能源行业发展现状、新能源行业竞争格局、新能源行业发展前景及趋势。
行业概况
1、定义
新能源又称非常规能源，一般指在新技术基础上，可系统地开发利用的可再生能源，包含了传统能源之外的各种能源形式。一般地说，常规能源是指技术上比较成熟且已被大规模利用的能源，而新能源则通常是指尚未大规模利用、正在积极研究开发的能源。新能源主要包括水能、太阳能、风能、生物质能、地热能等。
根据国家统计局制定的《国民经济行业分类(GB/T
4754-2017)》，新能源行业被归入电力、热力生产和供应业(国统局代码D44)中的电力生产(D441)，包含的统计4级代码有D4413(水力发电)、D4415(风力发电)、D4416(太阳能发电)、D4417(生物质能发电)、D4418(其他电力生产)。
2、产业链剖析
新能源行业上游产业主要包括太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源发电设备制造商，以及太阳能、光伏、水能和风能等新能源及可再生能源的组件及零部件制造商。其中：新能源发电设备制造主要包括太阳能发电设备和风力发电机组、可再生能源发电设备等，目前这一领域领先的上市企业有特变电工(600089)、迈为股份(300751)和中国中车(601766)等;组件及零部件制造主要包括电力和光伏组件、太阳电池芯片、太阳电池组件、太阳能供电电源、光伏设备及元器件制造等。目前这一领域领先的上市企业有晶澳科技(002459)、天合光能(688599)和通威股份(600438)等。
新能源行业中游作为整条产业链的重要环节，主要包含氢能、光伏发电、风电和水电等能源供应商;该领域目前的代表上市企业有隆基绿能(601012)、金风科技(002202)、三峡能源(600905)和长江电力(600900)等;
新能源行业的下游产业主要包括新能源汽车、加氢站、充电桩和输变电等公共及个人应用领域。目前在新能源汽车行业，主要上市公司有比亚迪(002594)、上汽集团(600104)、广汽集团(601238)、东风汽车(600006)和北汽蓝谷(600773)等;加氢站行业上市公司主要有蓝科高新(601798)、上海电气(601727)和美锦能源(000723)等;电动汽车充电桩行业主要上市公司有特锐德(300001)、国电南瑞(600406)和万马股份(002276)等;输变电行业上市公司主要有长缆科技(002897)、金杯电工(002553)和平高电气(600312)等。
我国新能源行业具体产业链布局如下图：
行业发展历程：行业处在突飞猛进阶段
新能源行业在促进社会经济可持续发展方面发挥了重要作用，根据我国“十五”规划至“十四五”规划期间，国家对新能源行业的支持政策经历了从“加快技术进步和机制创新”到“因地制宜，多元发展”再到“加快壮大新能源产业成为新的发展方向”的变化。
“十五”计划(2001-2005年)时期，国家层面提出加快技术进步和机制创新，推动新能源和可再生能源产业迅速发展;从“十一五”规划(2006-2010年)开始，规划提出按照“因地制宜，多元发展”的原则，在继续加快小型水电和农网建设的同时，大力发展适宜村镇、农户使用的风电、生物质能、太阳能等可再生能源;“十二五”(2011-2015年)时期，国家层面提出以风能、太阳能、生物质能利用为重点，大力发展可再生能源;至“十三五”期间(2016-2020年)，合理把握新能源发展节奏，着力消化存量，优化发展增量，新建大型基地或项目应提前落实市场空间;到“十四五”时期，根据《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，国家在新能源的开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、完善新能源项目建设管理、保障新能源发展用地用海需求和财政金融手段支持新能源发展等方面，对我国新能源行业的发展做出了全面指引。
行业政策背景：政策加持，行业发展迅速
近年来，国务院、国家发改委、国家能源局等多部门都陆续印发了支持、规范新能源行业的发展政策，内容涉及新能源行业的发展技术路线、产地建设规范、安全运行规范、能源发展机制和标杆上网电价等内容，2014-2022年6月，我国新能源行业重点政策及政策解读汇总如下：
注：查询时间截至2022年6月20日，下同。
行业发展现状
1、新能源发电装机容量逐年上升
2017-2021年新能源发电装机容量呈逐年上升趋势。2021年，我国新能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，占总发电装机容量的47.10%。其中，水电装机3.91亿千瓦(其中抽水蓄能0.36亿千瓦)、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、核能发电装机0.55亿千瓦、生物质发电装机0.38亿千瓦。
2、新能源发电量稳步增长
2017-2021年新能源发电量稳步增长，2021年，全国新能源发电量达2.89万亿千瓦时，较2020年增长11.63%，其中，水电13401亿千瓦时，同比下降1.1%;风电6526亿千瓦时，同比增长40.5%;光伏发电3259亿千瓦时，同比增长25.1%;生物质发电1637亿千瓦时，同比增长23.6%。
3、新能源消费量分析
根据《bp世界能源统计年鉴》(2021)数据显示，2016-2020年，中国新能源消费量呈逐年上升的趋势，从2016年的16.2艾焦增长到2020年的23.18艾焦，复合年增长率达到9.37%。前瞻根据中国新能源行业发展态势初步核算得到，2021年中国新能源行业消费量约为25艾焦。
4、新能源行业消纳情况分析
2022年1月，全国新能源消纳监测预警中心发布2021年12月全国新能源并网消纳情况，其中风电利用率达到***的省市有北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、西藏、广东、广西和海南;光伏利用率达到***的省市有北京、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、广东、广西、海南、江西和湖南。
5、新能源发电占总发电比重逐年递增
根据中国电力企业联合会公布的数据显示，2017-2020年中国新能源发电占总发电比重呈逐年上升的趋势。2020年，中国新能源发电占总发电比重为34.9%，比2017年增长了5.3个百分点;2021年，中国新能源发电占总发电比重达到35.6%，同比提高0.7个百分点。
行业竞争格局
因目前新能源行业可量化指标较多，故行业竞争格局中的区域竞争部分仅以：各省份可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重进行比较;企业竞争格局以：2021年各光伏企业光伏组件出货量;2021年各风力发电企业新增装机容量和累计装机容量进行对比;2020年各水力发电企业水电装机总量及水电发电量进行对比。
1、区域竞争：青海、四川和云南位列新能源行业第一竞争梯队
根据2021年6月国家能源局发布的《2020年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，30个省(区、市)中，可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过80%以上的3个，分别为青海、四川和云南;40-80%的6个，分别为甘肃、重庆、湖南、广西、湖北和贵州;20-40%的10个，分别为上海、广东、吉林、宁夏、江西、陕西、黑龙江、新疆、河南和内蒙古;小于20%的11个，分别为浙江、福建、山西、安徽、辽宁、江苏、北京、海南、天津、河北和山东。
注：截至2022年6月22日，国家能源局尚未发布2021年全国可再生能源电力发展监测评价报告。
2、企业竞争格局分析
(1)光伏行业竞争格局
根据PV-Tech发布的《2021年全球组件供应商top10》，以光伏组件出货量来看，2021年光伏组件出货量前十名厂商中，中国企业包揽八席，隆基绿能、天合光能、晶澳科技依次位居2021年组件出货量全球排名前三，光伏组件出货量分别为38.52GW、24.80GW和24.069GW。据PV-Tech介绍，2021年全球光伏行业实现跨越式发展，光伏行业整体产能和出货量均超过190GW;前十大组件供应商出货量超过160吉瓦，市场份额超过90%。
(2)风力发电行业竞争格局
中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《2021年中国风电吊装容量统计简报》数据显示，新增装机容量方面，2021年中国风电市场有新增装机的整机制造企业共17家，新增装机容量5592万千瓦，排名前5家市场份额合计为69.3%，排名前10家市场份额合计为95.1%;累计装机容量方面，2021年前5家整机制造企业累计装机市场份额合计达为57.3%，前10家整机制造企业累计装机市场份额合计达到81.8%;其中，金风科技累计装机容量超过8000万千瓦，占国内市场的23.4%;远景能源和明阳智能累计装机容量均超过3000万千瓦，占比分别为11.1%和9.6%。
(3)水力发电行业竞争格局
因存在严格的行政准入门槛、资金门槛和技术门槛等，目前，我国水电行业运营企业的数量不多，主要大型集团包括：长江电力、华能集团、华电集团、大唐集团、国家电投和国家能源等。根据企业的公开数据以及国家统计局数据计算，2020年按在水电装机总容量分析，长江电力的市场份额达12.32%，其余五大集团的市占率均在5-7.5%之间。按照水电发电量分析，长江电力的市场份额达16.75%，其余五大集团的市占率均在5.5-8.5%之间。
注：截至2022年6月22日，除大唐集团外的其他五大能源集团均为公布2021年社会责任报告，故此处仅以2020年数据为例，对我国水电行业市场竞争格局进行分析。
行业发展前景及趋势预测
1、“十四五”时期保障新能源发展用地用海需求，财政金融手段支持新能源发展
近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。同时，新能源开发利用仍存在电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足、土地资源约束明显等制约因素。2022年5月14日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》(以下简称“《实施方案》”)《实施方案》在新能源的开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、完善新能源项目建设管理、保障新能源发展用地用海需求和财政金融手段支持新能源发展等方面做出了全面指引：
《实施方案》坚持统筹新能源开发和利用，坚持分布式和集中式并举，突出模式和制度创新，在四个方面提出了新能源开发利用的举措，推动全民参与和共享发展：
传统电力系统是以化石能源为主来打造规划设计理念和调度运行规则等。实现碳达峰碳中和，必须加快构建新型电力系统，适应新能源比例持续提高的要求，在规划理念革新、硬件设施配置、运行方式变革、体制机制创新上做系统性安排：
鉴于新能源项目点多面广、单体规模小、建设周期短等，《实施方案》立足新能源项目建设的规模化、市场化发展需求，继续深化“放管服”改革，重点在简化管理程序、提升服务水平上：
经过多年发展，我国已经形成了较为完善并具有一定优势的新能源产业链体系。新形势下，我国新能源产业必须强化创新驱动，统筹发展与安全，促进形成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。为此，《实施方案》从提升技术创新能力、保障产业链供应链安全、提高国际化水平等方面支持引导新能源产业健康有序发展：
与传统能源相比，新能源能量密度较低，占地面积大。随着新能源规模快速扩大，土地资源已经成为影响新能源发展的重要因素。《实施方案》进一步强化新能源发展用地用海保障，通过明确用地管理政策、规范税费征收、提高空间资源利用率、推广生态修复类新能源项目等措施，推动解决制约新能源行业发展的用地困境：
“十四五”风光等主要新能源已实现平价无补贴上网，财政政策支持的方向和模式需要与时俱进，金融支持政策力度需要加大，进一步发挥财政、金融政策的作用。《实施方案》提出三方面政策举措：
2、“十四五”新能源行业发展趋势：基础设施建设能力显著提高，向国际一流水平迈进
作为绿色低碳能源，新能源是我国多轮驱动能源供应体系的重要组成部分，对于改善能源结构、保护生态环境、应对气候变化、实现经济社会可持续发展具有重要意义。
国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，在“十三五”的基础上，“十四五”期间可再生能源年均装机规模还将有大幅度的提升，到“十四五”末可再生能源的发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%，据此，前瞻初步预测至2025年末，我国新能源装机容量可达到17亿千瓦，至2027年末，我国新能源装机容量或将达到21亿千瓦。
随着新能源装机量的稳步增长，预计至2027年我国光伏、风能、水能、火电等新能源发电量也将随之进一步高增，前瞻根据近年来我国新能源发电量以及新能源行业发展趋势初步预测至2025年末，我国新能源发电量可达到4.28万亿千瓦时，至2027年末，新能源发电量或将突破5.20万亿千瓦时。
更多本行业研究分析详见前瞻产业研究院《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》。
新能源行业主要上市公司：目前国内新能源行业的上市公司主要有：晶澳科技(002459)、金风科技(002202)、爱旭股份(600732)、通威股份(600438)等。
本文核心数据：能源消费结构、新能源技术的“碳减排”贡献度
1、实现“双碳”目标：改善能源消费结构是关键
当前，化石能源消耗是我国碳排放的主要来源，数据显示，2019年，煤炭、石油和天然气的消耗占我国CO2排放量的比重合计达90%以上。因此，如何优化能源消费结构，减少化石能源的消耗，是实现“双碳”目标的关键。
据国网能源研究院预测，至2035年，我国化石能源消费量占比将下降至60%;至2060年，化石能源消费量占比将下降至81%。而以新能源及可再生能源为主的非化石能源消耗比重将从2020年的18%提升至2060年的81.
2、新能源发电技术：有潜力实现50%的“碳减排”
随着清洁能源发电技术的不断成熟和发电成本的下降，据高盛预测，新能源及可再生能源技术将有潜力促进中国约50%的人为温室气体排放“去碳化”，是中国实现“碳中和”目标中最重要的技术。
在发展重点方面，根据《绿色技术推广目录(2020年)》及相关规划，风能、太阳能发电技术是新能源发电技术的发展重点，其中，有2项风电技术入选《目录》，有3项太阳能发电技术入选《目录》，每项技术的节能、碳减排效益如下：
3、新能源企业技术实践情况
而在技术实践方面，我国代表性新能源企业不断创新研发，将新能源技术广泛应用于国内外项目中：
4、“十四五”时期新能源发电技术发展趋势
在新能源发电技术中，风电和光伏技术是中国能源消费转型的重点。“十四五”时期，我国新能源发电及利用技术的重点如下：
1、 动力煤行业：“碳中和”重塑能源结构，存量竞争助力龙头煤企突围
1.1、“碳中和”提升非化石能源占比，煤炭短期仍是支柱
我国是世界上最大的能源生产国与消费国，同时也是最大的碳排放国，根据英国石油公司 BP 数据，2019 年我国二氧化碳排放量为 98.26 亿吨，全球占比 28.8%，位列第一。对煤炭的大规模利用是我国碳排放的主要来源，从能源结构来看，2019 年我国一次能源消费中，煤炭消费占比为 57.7%。因此，为实现“2030 年碳达峰、2060年碳中和”的承诺，能源减排以及低碳转型势必会对能源结构进行重塑。
“碳中和”实现路径可分三阶段有序实施。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国 2060 年前碳中和研究报告》，我国实现全 社会 碳中和可分为三个阶段：（1）尽早达峰阶段（2030 年前）；（2）快速减排阶段（2030~2050 年）；（3）全面中和阶段（2050~2060 年）。根据国网能源研究院发布的《中国能源发展展望 2020》报告，能源消费产生的碳排放于 2025 年前后达峰，2035 年后进入快速下降通道，2050年单位 GDP 二氧化碳排放量将比 2005 年下降 90%以上。
提升非化石能源占比是实现“碳中和”承诺的关键。从我国做出“3060 碳达峰、碳中和”目标以来，多项国家层面的政策文件均对非化石能源占比的提升做出要求：
根据总书记在气候雄心峰会上的承诺，我国 2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上；根据国家发改委发布的《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》，2025 年非化石能源消费占比提高到20%左右，单位GDP能源消耗降低13.5%，单位GDP二氧化碳排放降低18%。
参考对于非化石能源消费占比、单位 GDP 能源消耗以及单位 GDP 碳排放量等已有的政策指引，我们对碳中和进程中的能源结构趋势进行预测。预计 2025、2030、 2050、2060 年四个关键时期，我国非化石能源消费占比可分别达到 20%、25%、60%、 80%；对应煤炭消费比重分别为 50%、45%、20%、6%。即在 2025 年煤炭消费占比降至总量的一半，在“碳达峰”之后的快速减排阶段，非化石能源会对煤炭加速替代。
煤炭需求或于 2030 年触及天花板，但短期内能源支柱地位不会动摇。根据国家统计局数据，2020 年全国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，其中 56.8%为煤炭消费，约为 28.3 亿吨标准煤。在“碳中和”背景下，我们认为煤炭消费量或将呈先增后降趋势：短期内煤炭作为能源支柱仍有增长，但增速或持续放缓，预计于 2030 年前后伴随“碳达峰”而触及需求天花板，其后伴随风光电等非化石能源机组装机量的提升，火电占比下降，煤炭作为能源的消费量将持续下滑。短期来看（2035 年之前）根据国家发改委发布的“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要，煤炭仍起到能源兜底的作用。短期内，风光电等清洁能源仍面临消纳、储能的问题，尚无法稳定供应电 力，“富煤、贫油、少气”的能源结构也决定了在国家积极降低能源对外依赖的战略背景下，在保障国家能源的安全稳定供应方面，煤炭作为国内能源压舱石的地位短期内无法替代。
CCUS 技术的未来突破或可为煤炭赢得发展空间。CCUS 技术即二氧化碳捕集、利用与封存技术，可将二氧化碳从排放源中分离后捕集、直接加以利用或封存，以实现碳减排。通过 CCUS 技术可以将二氧化碳资源化，目前主要包括二氧化碳制塑料以及二氧化碳驱油等方向。目前该技术由于高昂成本仍不能实现产业化和经济化，在“碳中和”政策背景下，随着研发力度的加大以及产业投资的加入，CCUS 技术或可迎来实质性的突破，为煤炭能源的利用赢得发展空间。
1.2、 “碳中和”加速推进行业供给侧改革
供改政策持续深化，行业集中度加速提升。根据中煤协制定的煤炭行业“十四五”发展规划，化解过剩产能、淘汰落后产能仍是下一阶段推动行业转型升级的重点任务，到“十四五”末，全国煤矿数量将减少到 4000 处左右。具体来看，煤炭产能将更多的集中在大型煤企手中，行业集中度仍有提升空间，并且伴随小产能加速退出单矿产能规模将进一步提升。2020 年，全国煤矿数量约 4700 处；国内前 8 家大型企业原煤产量为 18.55 亿吨，以产量计算 CR8 为 47.6%；平均单矿产能为 110 万吨。
另一方面，产能将进一步向资源禀赋好、开采条件好的西部地区集中，不具备大规模资源赋存、开采效率较差的东部、中部地区将持续发力退出落后产能。2020 年西部地区产量占比为 59.7%，中部地区占比为 33.4%，其余地区占比为 6.9%，由此可见，在“碳中和”背景下，全国产能供给仍有优化调整的空间。
能源产业集群化趋势也在促进煤炭产能向优势地区集中。国家发改委在《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》文件中提到，将推动煤炭生产向资源富集地区集中，完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，提高特高压输电通道利用率，建设一批多能互补的清洁能源基地。在“碳中和”背景下，能源产业集群化发展趋势将会加速，一方面集群化发展可有效发挥规模优势，充分提升能源生产及运输效率，同时可以高效地对能源碳排放进行集中控制，另一方面多能互补可有效保障能源供应的稳定性。
1.3、 “碳中和”助力龙头煤企突围
在“碳中和”压减煤炭消费占比的趋势下，我们认为动力煤价格中枢在长周期内或呈先升后降的趋势。2030 年之前，供给端收紧，需求端仍有增长，动力煤价受益紧平衡的供需基本面稳中有涨；2030 年之后，煤炭消费量开始下滑，对动力煤价格形成压制。
短期来看，供给收紧，龙头煤企受益定价优势。在 2030 年碳达峰前，煤炭需求仍有增长空间，而煤炭供给端在经历“十三五”供给侧改革之后产能增量受到政策约束，2018 年以来产量同比增速持续放缓，随着“十四五”加快推进中小产能退出，供给弹性相对难以释放，相比之下，需求增速或快于供给增速，因此会导致煤炭供需处于紧平衡状态。作为供给端的主要存量，龙头煤企的定价能力将得到提升，在优势煤价作用下获益。
长期来看，需求收缩，龙头煤企具备防御优势。在 2030 年碳达峰之后，由于非化石能源的加速替代作用，煤炭消费量或逐步下滑。需求端的持续收缩将会对煤价形成打压，势必会引起煤炭行业的竞争与变革。在这个阶段，龙头煤企通过资源禀赋，优质的开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性。
2、 双焦行业：冶金刚需较难替代，碳中和或收紧供给
双焦之于钢铁短期较难替代。不同于动力煤消费可被清洁能源替代，炼焦煤与焦炭需求则与钢铁生产息息相关，焦炭作为还原剂仍是冶金刚需，较难通过其他技术工艺实现大范围替代。目前具备替代传统长流程炼钢潜力的技术工艺主要有短流程电炉钢和氢能炼钢技术，但均存在一定发展障碍，如电炉钢所需的废钢供应仍无法廉价获得，且电力成本较高经济性不足；氢能炼钢则面临氢气成本高昂，储氢较难等困境。长期来看，在“碳中和”政策背景下，传统炼钢的碳排放成本或将提升，而替代技术的突破降低成本或使传统炼钢失去成本优势，从而促使双焦需求下滑。但短期内，双焦在炼钢流程中仍较难替代。
“碳中和”背景下，钢材需求仍具备增长潜力。2016 年以来，钢铁行业不断深化供给侧改革，落后产能持续出清，供给端结构的到优化，伴随经济稳定增长，基建力度加大，国内粗钢及钢材产量重新进入持续增长通道。2020 年即使在新冠疫情冲击影响下，国内钢铁行业仍然实现了明显的产量正增长，钢铁消费量创下 历史 新高，全年新增钢铁消费高达 1 亿吨。“十四五”期间“两新一重”指引下新老基建共同发力，同时“碳中和”背景下特高压电网布局、风光电等清洁能源建设、新能源 汽车 普及等多方面贡献需求增长点，钢铁需求仍有增长潜力。虽然近期政策端提出控制钢产量以达到环保及减排的目的，但我们认为市场化原则应是主要手段，限产仅是手段而不是目的，控制钢产量应是长期目标，在需求具备增长潜力的基础上，对于产量的控制重心更多是在供给端过快增长以及产能结构优化调整等方面，高质量的供需匹配或是未来主要方向。
“碳中和”推动焦炭行业再度供改，供给收紧预期增强。2020 年焦炭行业去产能力度加大，多地政府出台相应政策，推进焦化环保改造规划任务按期完成，各主产地省份均加大了去产能力度，河北、山东、河南、江苏四省同比减产明显。2020 年全国焦炭累计产量为 4.71 亿吨，同比持平。根据 Mysteel 数据，2020 年或共计淘汰产能达 7600 万吨，实现产能净减少 2100 万吨左右，约占 2019 年总产能的 4%。“碳中和”背景下，政策对于新增产能的批复愈发严格。例如 2021 年 2 月内蒙古发布能耗“双控”规划，其中提到对新上焦炭项目实行能耗量等量或减量置换，不得突破现有能耗上限。可以预见，焦炭行业将面临存量减少、增量受限的供给格局，供给端收紧的预期增强。
紧供给格局铸就焦炭高盈利性。中长期来看，焦炭供给将处于收紧趋势，基本面利好焦价中枢上移。从 2020 年去产能过程中来看，焦炭价格在去产能收紧供给后快速上涨，焦企盈利性在供需改善过程中达到 历史 新高。“碳中和”背景下，焦化行业壁垒提升，将有利于巩固供给侧改革所带来的盈利改善。
焦煤集中度提升，或受益产业链价格传导。与动力煤供改逻辑同理，炼焦煤供给结构伴随去产能及产业整合也将得到优化，集中度得到提升。不同的是，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。
3、 投资建议：布局龙头，“剩”者为王
动力煤：短期煤炭需求仍处于增长阶段，“碳中和”背景下供给弹性难以释放，煤炭供需处于紧平衡状态，龙头煤企可在优势煤价作用下获益；长期来看，由于非化石能源加速替代，煤炭消费或逐步下滑，对煤价形成打压，龙头煤企通过资源禀赋，优质开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性，中国神华、陕西煤业或将受益。另外，兖州煤业发展出海外扩张的独特路线，对澳洲煤炭资源的布局可助力其走出国内“碳中和”对煤炭的限制。
受益标的：中国神华、陕西煤业、兖州煤业
炼焦煤：“碳中和”将加速行业供给侧改革，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、河南、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。山西焦煤在山西国改深化背景下，有望凭借集团力量整合省内优质焦煤资源，进一步巩固焦煤龙头地位。盘江股份作为区域性龙头，在西南独立市场中的影响力将愈发凸显。
受益标的：山西焦煤、盘江股份
焦炭：“碳中和”背景下，焦炭存量减少、增量受限，供给将处于收紧趋势，行业壁垒提升，利好焦价中枢上移，将有利于巩固供改带来的盈利改善，存量中龙头焦企将具备更高盈利弹性。同时，龙头焦化企业在炼焦基础上积极延伸下游煤化工及精细化工产业，综合利用副产焦炉煤气发展氢能产业，顺应了“碳中和”背景下固碳减排以及清洁能源利用的趋势，可有效对冲焦化环节的碳排放，中国旭阳集团、美锦能源或将受益。另外，金能 科技 转型布局低碳低能耗的丙烷脱氢业务，开辟第二增长曲线，顺应“碳中和”趋势。 受益标的：金能 科技 、中国旭阳集团（H 股）、美锦能源。
4、 风险提示
非化石能源加速替代；
供给侧改革政策执行不及预期；
碳排放成本超预期；
