2021年上半年动力煤行情回顾和下半年展望分析报告.pdf

2021 年上半年动力煤行情回顾和下半年 nullnullnullnullnullnullnullnullnullnullnullnull展望分析报告 保供力度决定回调深度 下半年 煤 价 先抑后扬 2021 年 上半年 动力煤 行情回顾和下半年 展望 摘要 ： 2021 年以来动力煤震荡走强，并且在淡季拉涨屡创新高。除 了全球通胀逻辑引领下的大宗商品集体走强外，动力煤自身 基本面也具备上涨动能。这其中最重要的因素就是供给端紧 张，从去年延续至今的动力煤产能收紧是煤价持续走强的根 本原因。在煤矿安监和环保等检查下，煤矿严格按照核定产 能生产，很多以前的表外产能都被迫消失。再加上今年淡季 不淡的需求端刺激，煤价上涨也是意料之中了。进入下半 年，动力煤也进入了需求旺季。从近期的情况来看，七一过 后的煤炭保供力度将有所提升，很多此前未能获批的核增产 能有望陆续释放，此前临时停产的部分中小型煤矿也在逐步 复工。总体来说，供应端逐步增加将是大概率事件。但是另 一方，港口库存不断下降，电厂库存处于历史低位，很多贸 易商依然对后市煤价持乐观态度，惜售情绪较浓，港口现货 价格依然呈现较为抗跌的走势。加上上游的产能释放有需要 一定的过程，进口煤方面受制于高成本也难以短期放量，市 场对于后市煤价的研判也存在较大分歧。总体来看，政策面 的保供指引利空煤价，但是保供的具体实施力度才是供应能 否增加的关键。去年底煤炭保供时日均产量最高能增长 100 万吨，今年三季度的保供实施力度也是有相当潜力的，因此 我们对于煤市的观点是中性偏空。未来下半年，煤炭价格将 存在一定的季节性趋势先抑后扬，产能释放的力度决定了盘 面下方的空间，主要运行区间在 700-900 之间。 目 录 第一部分 动力煤期货及动力煤现货走势回顾 . 4 一、 2021 年动力煤盘面震荡上涨 . 4 二、上半年动力煤现货走势回顾 . 6 第二部分 煤炭供给端分析 . 8 一、进口煤同比下降价格优势减弱 . 8 二、旺季来临煤炭产量增长堪忧 . 9 第三部分 煤运淡季显著未来将改善 . 9 第四部分 旺季来临库存持续下降 . 10 第五部分 煤炭下游消费端 分析 . 12 一、旺季来临用电需求将继续上升 . 12 二、工业用煤发展维持稳定 . 13 第六部分 清洁替代能源分析 . 15 一、 2020 年水电大放异彩 . 15 二、光伏发电保持高速增长 . 16 三、风电新增投产将有所放缓 . 18 四、核电建设及产量加快释放 . 20 五、特高压输电建设进入高速发展期 . 20 第七部分 “碳达峰与碳中和 ”政策 下的煤炭行业 . 22 一、我国推广煤炭绿色开采 . 22 二、电力行业是实现 “双碳 ”目标的关键 . 23 第八部分 供需平衡表分析 . 25 第九部分 套利分析 . 26 第十部分 技术分析及季节性分析 . 27 第十一部分 动力煤期权 . 28 第十二部分 后市展望 . 29 第十三部分 相关股票 . 30 第一部分 动力煤期货及动力煤现货走势回顾 一、 2021 年动力煤盘面 震荡上涨 图 1-1 环渤海动力煤价格指数走势 郑 商 所 动力煤品种 2013 年上市，恰逢煤炭“黄金十年”的终结，价格开始流畅的持续下跌， 到了 2015 年底触底。之后乘着国家供给侧改革的东风，煤炭价格开始持续反弹，并且基本收回了 此前的跌幅。之后就是政策面的调控外加自身供需的周期性变化，动力煤开始了上有顶下有底的宽 幅震荡行情。并且 18 年以后在电厂高库存策略的影响下，价格振幅进一步收窄。直到 2020 年的疫 情来袭叠加上供给端持续紧缩，煤炭价格 V 型反转后继续大幅上涨，并且创出历史新高。 2019 年，动力煤整体延续宽幅震荡的行情，年初时的事故频发给煤炭供应带来了阶段性紧张， 主要 煤炭产区的停产检查使得动力煤盘面运行创出了年内最高点。此后，在先进产能投产以及关停 产能复产的大背景下，动力煤进入了供应宽松的局面。加之上半年水电的丰产以及其他新能源的挤 压，还有内外价差巨大的进口煤虎视眈眈，动力煤在 2019 年下半年再次进入震荡下行的区间。 进入 2020 年以来，动力煤由于内蒙倒查二十年以及山西陕西地区的煤炭安全检查，煤矿产能 受到较大压制，全年维持着供应偏紧的供给格局。春节后由于疫情的影响，动力煤也像绝大多数工 业品一样出现了深 V 型反转。在复工复产全面展开后，价格很快反弹并且回到了疫情前水平。只是 从二季度就开始的水电满负荷运行挤压火电需求，动力煤价格也开始了一段平台期震荡整理。直到 下游旺季提前补库以及进口煤配额用尽等因素开始共同发酵，动力煤再度上行并且突破了前期震荡 区间。后期因为保供放开部分产能，价格出现了短时回落，但始终偏低的一二港库存以及不断升级 的煤矿安监力度再度助推盘面上行。 图 1-2：动力煤期货主力合约日 K 线走势图 图 1-3：动力煤期货主力合约周 K 线走势图 2021 年以来，动力煤最大的特点就是波动非常剧烈，大起大落的次数和频连比过去几年加起来都多。 造成这一现象的首要原因就是动力煤资金关注度的提高。另外从动力煤自身的基本面来看，也确实有较多 的因素带来这种活跃的变化。从年初的淡季回落到春节后的持续上涨，供给端紧缩都是市场交易的 主要逻 辑 。到了 5 月份，这种情况尤为突出，上游供给的不足已经使得下游不得不采取限制生产等方式限制需 求。在供需严重错配下，动力煤价格也是创出了历史新高。之后盘面又开始了政策博弈，保供始终是煤炭 生产的主旋律。可惜保供效果一直不明显，在经历了一波压制后，价格 再次快速上行，并且开始了高位宽 幅震荡的局面 。 截 止 7 月 9 日 ， 动力煤主 连合约 收盘在 844 元 /吨，年度 涨幅 25.22%。 二、上半年动力煤现货走势回顾 今年以来，被誉为动力煤市场风向标的环渤海动力煤价格指数持续震荡 走 强。最新一期的环渤海动力 煤价格指数报收于 644 元 /吨，与前一报告周期 持平 。 5500 大卡动力煤 在秦皇岛港、黄骅港、天津港、曹 妃甸港、京唐港和国投京唐港的主流成交价格区间报收于 635-650 元 /吨。 图 1-4：环渤海动力煤价格指数走势 资料来源： Wind 资讯、方正中期研究院整理 图 1-5：北方六港 5800 大卡动力煤平仓价走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 1-6：方六港 5500 大卡动力煤平仓价走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 1-7：北方六港 5000 大卡动力煤平仓价走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 1-8：方六港 4500 大卡动力煤平仓价走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 今年 以来，国际 煤炭价格 同样呈现震荡上涨的态势，价格创出近年新高 。其中 欧洲 ARA 三港动力煤价 格 指数 涨幅最大（ 99.98%），其次是 澳大利亚纽卡斯尔港 NEWC 动力煤价格 （ 67.32%），最后是 南非理查 德港动力煤价格指数 （ 48.44%）。 截至 7 月 2 日 ， 澳大利亚纽卡斯尔港 NEWC 动力煤价格报收 140.08 美元 /吨；南非理查德港动力煤价格指数报收 118.75 美元 /吨；欧洲 ARA 三港市场动力煤价格指数报收 103.75 美元 /吨。 国际煤价走高的主要原因是今年一直持续上涨并且居高不下的国际海运费成本，另外澳煤由于政策问 题无法通关后，印尼煤成了市场主流。在印尼斋月、洪水、暴雨等等不利条件下，加之印尼政府的态度等 因素，印尼煤也是一船难求。而且在国内煤价 如此高昂的时刻，进口煤贸易商也是水涨船高，报价不断上 行。 图 1-9：国际主要港口动力煤价格走势 资料来源： Wind 资讯、方正中期研究院整理 第二部分 煤炭 供给 端 分析 一、 进口煤同比下降价格优势减弱 图 2-1：煤及褐煤进口量累计值和当月值走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 2-2：原煤进口金额累计值和平均单价走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 海关总署最新公布的数据显示， 2021 年 5 月，我国进口煤及褐煤 2104 万吨，较去年 2020 年 5 月份 2205.7 吨，减少 101.7 万吨，同比下降 4.6%，今年 4 月份进口数量为 2173.4 万吨，减少 69.4 万吨，环 比下降 3.2%。 2021 年 1-5 月份，我国累计进口煤及褐煤 11116.6 万吨，同比下降 25.2%。 1-5 月进口量同比大幅下降的主要原因在于 2020 年基数较高。 2019 年底由于配额用尽而午发通关的 进口煤在 2020 年初大量集中报关。另外由于近期进口煤价格较高，而国际运费又持续高位运行，因此发 运到港价格和内贸煤相比不占优势，加之澳煤通关难度依然较大，印尼本国需求回升、斋月以及洪水等等 因素。整体上而言，目前即便是政策放开，进口煤也很难在短时间内大幅增加。 二、 旺季来临煤炭产量增长堪忧 图 2-3：全国原煤产量累计值与当月值 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 2-4：全国原煤销量与同比走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 近日国家统计局发布了最新 数据， 5 月份，全国总共生产原煤 32629 万吨，同比增长 0.6%，上月为下 降 1.8%，比 2019 年同期增长 0.6%，两年平均增长 0.3%，日均产量 1053 万吨。 1-5 月份，生产原煤 162100 万吨，同比增长 8.8%，比 2019 年同期增长 9.8%，两年平均增长 4.8%。 年初的时候，煤炭供应延续了去年四季度的紧张形势，直到春节前才有所好转。假日期间在下游停工 停产的时候，很多国有大矿为了保障供应维持正常生产，短时供应有所增加。但是到了春节之后供暖季结 束，煤矿的产能控制又再度严格，随着下游需求的复苏，供应端的紧张问题又再度凸显。 5-6 月，工业需 求将支撑需求端增量，预计供应状况不会出现明显好转。而随着气温的升高，旺季也即将到来， 如果 7 月 份的保供增产放量不及预期，那么 动力煤市场供给端还将呈现较为紧张的局面。 第 三 部分 煤 运 淡季 显著 未来 将 改善 2021 年 5 月份 ，国有重点煤矿发运量铁路发运量 10138.1 万吨，同比上涨 6.2%。 2021 年 1-4 月，全国铁路煤炭发运量 完成 8.6 亿吨，同比增加 13000 万吨、增长 17.8（较前 3 个月同比增幅扩 大 0.7 个百分点）。其中， 4 月份电煤发送量完成 1.51 亿吨，同比增长 24.8。前 4 个月完成 6.6 亿吨，同比增加 13600 万吨、增长 25.9%。 图 3-1：全国煤炭铁路发运量和重点港口煤炭运 量 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 3-2： CBCFI 煤炭运价指数和波罗的海干散货指 数走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 从图上我们也可以看到，铁路煤炭发运量从去年四季度开始，就持续着环比不断上升的态势。由 于冬季保供的需求，产地煤炭外运也在持续增加，在铁路部门保供的大旗下，煤炭的铁路运输显著增 长。到了今年一月份，煤炭铁路运量还在持续增加，之后出现季节性回落，春节前后将迎来近期低 点。之后 4 月又逢大秦线春季检修， 发运量再度下滑。 5 月由于上游收紧、发运倒挂等原因，环比继 续下滑。 未来随着迎峰度夏旺季的来临，预计铁路煤炭发运环比将呈现走强的态势。另外， 由于七一 的影响， 煤炭的船运价格指数目前也从高位小幅回落，但是随着旺季临近，未来还将有继续上行的动 能。 需要注意的是， BDI 持续高位运行，对于进口煤成本的抬升以及进口煤价格优势的打压较为显 著。 第 四 部分 旺季来临库存持续下降 根据最新数据统计显示， 2021 年 5 月末国有重点煤矿按地区统计，总计 1575.8 万吨，较 4 月份下降 6.1%。目前坑口库存 持续回落，并且已经跌至近年跌点。旺季已经来临，在较强的需求 引导下，预计坑口 库存还将有一定的下行空间， 直 到二季度中 后 期或将有所回升。 图 4-1：国有重点煤矿库存月度走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 4-2：秦皇岛港及曹妃甸港煤炭库存走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 4-3：全国重点电厂煤炭库及可用天数走势 资料来源： Wind 资讯 ，方正中期研究院整理 港口方面则在 2 月份时呈现除了明显上涨的累库态势，随着上游供给端许多煤矿在假日期间保供不停 产的行为，叠加上运输恢复通畅，港口煤炭库存量持续增加。进入 3、 4 月份之后，随着气温转暖供暖季 即将结束，需求端也迎来了居民用电下降而工业用电上升的此消彼长，电厂在经历了旺季消耗后也存在一 定的补库需求，因此库存也开始了下降的趋势。目前 4 月份的大秦线春季集中检修已经结束， 5 月的港口 库存呈现持续上涨的局面， 但是进入 6 月份之后，在旺季下游补库的背景下，港口库存开始快速下行，并 且下方还有一定的空间。未来三四季度，预计将呈现先抑后扬再 下行的局面。 第 五 部分 煤炭 下游消费 端 分析 一、旺季来临用电 需求 将继续 上升 图 5-1：全社会用电量与工业用电量以及居民生 活用电量比较 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 5-2：重点电厂煤炭库存月度走势图 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 根据国家能源局发布数据， 5 月份，我国经济持续稳定恢复，全社会用电量持续快速增长，达到 6724 亿千瓦时，同比增长 12.5%。分产业看，第一产业用电量 79 亿千瓦时，同比增长 13.9%;第二产业用电量 4705 亿千瓦时，同比增长 11.5%，对全社会用电增长的贡献率约 65%，是拉动全社会用电增长的主力 ;第三 产业用电量 1104 亿千瓦时，同比增长 23.4%，保持快速增长 ;城乡居民生活用电量 836 亿千瓦时，同比增 长 5.6%。 1-5 月，全社会用电量累计 32305 亿千瓦时，同比增长 17.7%。分产业看，第一产业用电量 362 亿千 瓦时，同比增长 21.6%;第二产业用电量 21779 亿千瓦时，同比增长 18.6%;第三产业用电量 5483 亿千瓦 时，同比增长 27.8%;城乡居民生活用电量 4681 亿千瓦时，同比增长 4.1%。 5 月数据同比大涨有去年基数较低的缘故，环比则是 季节性小幅上涨 。但是不可否认的是，从分项上 来看，第三产业用电的增长是非常可观的。 进入下半年，我们将迎来夏季用电高峰和年底的冬季用电高 峰，总用电量继续保持稳步增长是大概率事件 。 图 5-3： 各类型发电量占比 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 5-4： 火电产量 当月值以及 当月同比走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 2021 年 5 月全国全国规模以上电厂火电发电量 4507 亿千瓦时，同比增长 5.6%，增幅较上月 收窄 6.9 个百分点； 1-5 月份，全国规模以上电厂火电发电量 23417 亿千瓦时，同比增长 16.0，增速比上年同期 提高 19.1 个百分点。 火电在经历了 二季度的限电等措施后， 5 月同比增速明显回落。未来进入三季度需求 旺季， 预计还将 会有 较高的增长水平。 二、工业用煤 发展 维持稳定 图 5-7：全国水泥月度产量当月值和累计值走势（万吨） 资料来源： Wind 资讯 ，方正中期研究院整理 据国家统计局最新数据， 2021 年 5 月份， 全国 水泥产量 2.43 亿吨，同比下降 3.2%，比 2019 年同期 增长 7.3%； 1-5 月份，全国累计水泥产量 9.22 亿吨，同比增长 19.2%，比 2019 年同期增长 10.7%。 水泥行业从去年到今年，持续维持蓬勃发展的态势。即使去年年初有疫情影响，可在复工复产之后， 水泥行业的产量、需求量增长却是非常迅猛的。单月产量从 4 月份开始，基本全部高于 2019 年最高水 平。这其中有需求后移的因素，更多的也是国家政策对于基建及房地产的支持。到了 2021 年，经济环境 进一步向好，内需持续增长， 在这个大环境下，水泥需求继续维持着亮眼的成绩，从而对于水泥用煤形成 良好的增长势头。 未来下半年，随着房地产行业的增速放缓，水泥需求量的增长速度也将有所调整，但是 全年还将维持正增长的态势 。 图 5-8：国内电解铝生产当月值和当月同比走势 资料来源： Wind 资讯 ，方正中期研究院整理 2021 年 5 月，我国原铝（电解铝）产量有所下滑。根据数据显示， 2021 年 5 月我国原铝（电解铝） 产量 331.7 万吨，同比增长 11.3%，较 4 月下降了 2.9 万吨； 1-5 月累计生产 1633.5 万吨，同比增长 10%。 5 月份减产扰动颇多，云南地区限电政策致省内 86.5 万吨年化产能减产；内蒙古能耗“双控”趋 严，又有 13 万吨年化产能减产；广西百矿两家新投启动暂停待恢复。新增产能投放相对顺利，陕县恒康 预计于 7 月初达产，甘肃中瑞于 5 月中旬左右达产。未来由于云南地区恢复生产，加之新产能的持续加 入，下半年原铝产量将维持小幅增长的态 势，全年供应增量依然可期 。 第 六 部分 清洁 替代 能源 分析 一、 2020 年水电大放异彩 目前全球整体的能源发展趋势是要减少化石能源消耗，控制温室气体排放，大力发展可再生清洁能 源。在此背景下，我国水力发电的低位日渐增强。我国能源发展十三五规划指出，要加快大型抽水蓄 能电站、龙头水电站、天然气调峰电站等优质调峰电源建设，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰 灵活性改造力度，改善电力系统调峰性能，减少冗余装机和运行成本，提高可再生能源消纳能力。 2020 年常规水电规模达到 3.4 亿千瓦，“十三五”新开工规模 6000 万千瓦以上。 图 6-1 近年水力发电新增设备容量累计值走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-2 近年水力发电设备平均利用小时数累计值 和同比走势 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-3： 全国部分主要城市降水量统计 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-4： 三峡出库入库水流量统计 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 2021 年 5 月 份， 全 国水力发电量 955.9 亿千瓦时，同比增长 12.1%。 1-5 月份，全国规模以上电厂水 电发电量 3685 亿千瓦时，同比增长 3.8，增速比上年同期提高 15.1 个百分点。全国水电发电量前三位 的省份为四川（ 884 亿千瓦时）、云南（ 780 亿千瓦时）和湖北（ 473 亿千瓦时），其合计水电发电量占全 国水电发电量的 58.0%，同比分别增长 -5.3%、 20.7%和 8.8%。 2021 年 1-5 月份，全国水电设备平均利用小时为 1144 小时，比上年同期增加 6 小时。在水电装机容 量排前 10 的省份中，除福建、广东、青海和四川外，其他省份水电设备平均利用小时均同比增加，其 中，贵州和湖北增加较多，分别增加 218 和 97 小时；全国火电设备平均利用小时为 1813 小时，比上年同 期增加 204 小时 。 今年以来，虽然一季度水电数据较为疲软，但是进入二季度，受益于水电装机容量的不断提升，水电 发电量增速有明显提高。另外，从降水量上来， 4-5 月降水量也较去年有明显增加，三峡的出库入库量也 较去年同期有明显增长。只是去年去年， 水电都相对较丰，今年除二季度表现不错外，未来 3-4 季度的表 现还是未知数。因此短期内水电的增长对火电会形成持续积压，但是到了三季度末和四季度进入枯水期 后，水电出力就将较为疲软了。 二、光伏发电保持高速 增长 由于近年严重的环境污染问题，政府越来越注重清洁的新能源的发展。其中利用太阳能发并网发电的 光伏发电越来越受到重视。 图 6-5： 全国 30 个省、直辖市太阳能发电量当月 值 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-6： 全国太阳能发电设备新增容量累计值 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-7： 2020 年 我国累计 并网光伏发电装机量 资料来源： 全国新能源消纳监测预警中心 ，方正中期研究院整理 近期国家能源局公布 2021 年一季度全国光伏发电建设运行情况，光伏累计装机 258.5GW，一季度新增 装机 5.33GW，其中分布式光伏 2.81GW，集中式光伏电站装机 2.52GW。 中电联数据显示，截至 2021 年 5 月底，全国发电装机容量 22.4 亿千瓦，同比增长 9.5%。太阳能发电 2.6 亿千瓦（其中，光伏发电和光热发电分别为 26316 和 42 万千瓦），同比增长 24.7%。 1-5 月份，全国 太阳能发电设备平均利用小时 541 小时，比上年同期降低 9 小时。 2021 年一季度，全国光伏新增并网装机 556 万千瓦，整体处于较为平稳的合理区间。新增装机规模较 大的省份包括山东 128 万千瓦、陕西 49 万千瓦、安徽 47 万千瓦、广东 43 万千瓦、江苏 40 万千瓦。截至 3 月底，全国光伏并网装机 2.59 亿千瓦，同比增长 24.2%。 一季度，全国新增并网分布式光伏装机 304 万千瓦，同比增长 76.7%，新增分布式光伏占全国新增光 伏装机总量的 54.7%，同比提升 11.2 个百分点。截至 3 月底，全国分布式光伏装机 8134 万千瓦，占光伏 总装机比重 31.4%，与上季度相比提升 0.5 个百分点，同比提升 0.5 个百分点。全国弃光电量 17 亿千瓦 时，同比下降 1.1%。平均利用率 97.5%，较上年同期提高 0.75 个百分点。 从目前我国电力行业的发展速 度来看，光伏行业正处于黄金发展期，随着技术的不断进步，未来发展空间广阔。 三、 风电新增投产将有所放缓 我国风力资源 较为丰富，可开发资源约为 2.53 亿千瓦，主要集中在新疆、内蒙和甘肃等地。我国现 有风电场场址的年平均风速均达到 6 米 /秒以上。一般认为，可将风电场风况分为三类：年平均风速 6 米 / 秒以上时为较好； 7 米 /秒以上为好； 8 米 /秒以上为很好。可按风速频率曲线和机组功率曲线，估算国际 标准大气状态下该机组的年发电量。我国相当于 6 米 /秒以上的地区，在全国范围内仅仅限于较少数几个 地带。就内陆而言，大约仅占全国总面积的 1/100，主要分布在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿， 这些地区是我国最大的风能资源区以及风能资源丰富区，包 括山东、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的 南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北， 新疆达板城，阿拉山口，河西 走廊，松花江下游，张家口北部等地区以及分布各地的高山山口和山顶。 国内陆上风电在大规模开发中具有成本优势，大概率最先实现平价上网。目前各类新能源形式中，陆 上风电的度电投资成本最接近传统能源。从 2019 年开始，除了分散式风电项目保留固定电价补贴模式之 外，其余的项目都采取竞争性配置模式，引导风电逐步实现平价上网。与光伏的灵活性优势不同，风电的 核心优势在于规模化开发的成本优势。基于此 ，“三北”风资源优势地区建设情况，是陆上风电规模持续 增长的重要支撑。 陆上风电短期建设进度有望加速。过去我国风电项目的电价锁定机制为开发商预留了较充裕的开工时 间，导致国内出现了大量核准未建项目（这类项目总规模超 100GW，但可能有部分项目已不具备建设条 件），在消纳问题有所缓解的背景下，如果风电项目电价锁定模式有所调整，核准未建项目，建设进度可 能加速。因此 2019-2020 年，不论从政府统筹目标还是企业投资热情来看，风电项目新增建设规模都有望 继续实现稳健的增长。 图 6-8 我国风电 新增设备容量累计值 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-9 近年来我国风电发电新增设备容量与全部 发电新增累计同比走势比较 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 中电联数据显示， 截至 2021 年 5 月底，全国发电装机容量 22.4 亿千瓦，同比增长 9.5%。 其中 风电 新 增装机容量 2.9 亿千瓦（其中，陆上风电和海上风电分别为 27781 和 1071 万千瓦），同比增长 34.4%。 2021 年 1-5 月份， 全国并网风电厂发电量 2972 亿千瓦时，同比增长 47.0%，增速比上年同期提高 37.3 个百分点。全国并网风电设备平均利用小时 1053 小时，比上年同期增加 96 小时 。 一季度，全国风电利用率 96.0%，同比提升 0.7 个百分点，由于来风情况较好，弃风电量 72.0 亿千瓦 时，同比上升 27.9%。 2019 年 5 月 24 日，发改委正式发布关于完善风电上网电价政策的通知： 2018 年底之前核准的陆上风 电项目， 2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴； 2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项 目， 2021 年底前仍未完成并 网的，国家不再补贴。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。根据彭博新能源财经（ BNEF）统计数据显示，符合固定上网电价的项目容 量总计 88GW，包括已核准未建设及在建项目。这也就意味着未来风电的建设速度会有所放缓，我国风电会 从大规模的上产能转向更为合理的提高风电利用率的方向发展。 四、核电 建设及产量加快释放 图 6-10 我国已并网以及在建和计划新建核电站数 量比较 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 图 6-11 近年我国核电产量当月值和累计值比较 资料来源： Wind 资讯，方正中期研究院整理 核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少优点，根据核能 行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤 318g，可减少 833.16g 二氧 化碳、 2.7g 二氧化硫及 2.35g 氮氧化物排放。但是收到福岛核事故影响，近年来世界各国对于核电的发 展都非常谨慎。 最新数据显示， 截至 2021 年 5 月底，全国 核电 装机容量 5104 万千瓦，同比增长 4.7%。 2021 年 1-5 月份，全国核电发电量 1592 亿千瓦时，同比增长 13.9%，增速比上年同期提高 8.0 个百分点。 受 2011 年福岛核事故影响，我国核电行业发展在 2011-2014 年经历了一段低迷的时期，但是仍然不 改我国支持核电行业发展的路线，根据十三五核工业发展规划到 2020 年，我国核电运行装机将达到 5800 万千瓦，在建装机将达到 3000 万千瓦。 近年我国加快推进核电重大建设项目，截至今年一季度 福清核电 5 号机组（华龙一号全球首堆）投 产，浙江三澳核电一期工程、海南昌江核电二期项目开工建设。 五、特高压输电 建设进入高速发展期 随着我国经济不断发展，综合国力不断进步，我国已经成为世界上最大的能源消费国，与此同时，我 国能源分布不均的弊端也逐渐显现出来。我国能源消费以煤炭为主，国内煤炭分布特征为“西多东少，北 多南少”，但是能源的主要需求方恰恰在我国经济较为发达的南方和东部沿海地区，因此催生了特高压输 电技术。 图 6-12 十二五特高压电网规划图 资料来源：国家电网公司 图 6-13 十三五特高压电网规划图 资料来源： 国家电网公司 图 6-14 2011-2020 年中国特高压工程开工数量情况 资料来源： 国家电网公司 图 6-15 2019 到十四五期间国网特高压工程累计线路长度情况 资料来源： 国家电网公司 我国对于特高压输电建设给予足够重视，国家能源局在电力发展“十三五”规划指出，考虑输电 通道主要是合理布局能源的富集地区外送，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道。 “十三五”期间，规划新增“西电东送”输电能力 1.3 亿千瓦。依托电力外送通道，有序推进“三北”地 区可再生能源跨省区消纳 4000 万千瓦，存量优先，并且全国新增 500 千伏及以上交流线路 9.2 万千米， 变电容量 9.2 亿千伏安。 最新数据显示， 2021 年 1-5 月份，全国跨区送电完成 2382 亿千瓦时，同比增长 14.5%。其中，华北 送华中（特高压） 21 亿千瓦时，同比下降 15.6%；华北送华东 258 亿千瓦时，同比增长 36.7%；东北送华 北 154 亿千瓦时，同比下降 25.0%；华中送华东 103 亿千瓦时，同比增长 6.9%；华中送南方 86 亿千瓦 时，同比下降 4.5%；西北送华北和华中合计 770 亿千瓦时，同比增长 22.9%；西南送华东 171 亿千瓦时， 同比下降 17.4%。 2020 年，国家电网积极响应国家“新基建”的发展路线，提出全年特高压建设项目投资规模超千亿， 并加快推动特 高压核准及建设进程。根据国家电网透露的 2020 年重点电网项目前期工作计划表，预计 2020 年新核准的特高压项目有 7 条（ 5 条交流 +2 条直流）、开工有 8 条特高压线路，全年特高压建设项目 明确投资规模 1128 亿元。 特高压市场表现的峰值一般要提前于投资额峰值半年到 1 年，特高压投资额呈现一定的滞后性。根据 国家电网提出的 2020 年特高压前期工作安排，今年特高压项目核准将集中在下半年，我们预计，特高压 投资额的爆发期将在 2021 年出现。十四五期间将核准开工 10 交 10 直线路，预计十四五期间特高压总投 资 3000 亿元，年均 600 亿元，线路长度将从 2019 年的 28352 公里增长到 40825 公里。这不仅将为东部沿 海地区的煤炭消耗带来负面影响，也将逐步改变我国整体能源存耗的新格局，煤炭就地转化以及西部地区 的煤炭开发将步入新的发展阶段。 第 七 部分 “ 碳达峰 与 碳中和 ” 政策 下的煤炭行业 一、 我 国 推 广 煤炭绿色开采 长期以来，煤炭为主的化石能源在我国能源结构中占据主导地位。报告显示，燃煤发电和供热排放占 能源活动碳排放的 44%，煤炭终端燃烧排放占 35%，石油、天然气排放分别占 15%、 6%。这意味着煤炭行业 这样一个碳排放的传统 “ 大户 ” ，要实现碳减排目标，将面临巨大挑战。 但是，煤炭开采是为了满足国家经济社会发展的要求，是必不可少的重要经济环节。因此，在煤炭开 采中如何减碳、实现绿色开采就变得尤为重要了。煤炭绿色开采的主要研究内容是怎样使煤炭开采以后对 地表环境、对水资源影响最小。近年来煤炭开采领域不断实现技术突破，来解决绿色环保的问题。已经研 发的绿色开采、保水开采等技术，能够在采煤的同时基本不破坏地表。目前我国的煤炭开采技术总体 处于 国际先进水平，最深的开采深度已经超过 1500 米。我国地质条件较为复杂，分布广、煤层软等因素导致 开采难度和围岩控制难度较高。在煤炭绿色开采和清洁利用方面， 还 需要有针对性的围绕不同地质条件展 开攻关 ，未来煤炭绿色开采之类还任重而道远。 目前诸多企业在实践中推动煤炭清洁高效利用，减少二氧化碳的排放。国家能源集团推进新能源如光 伏业务，逐步增加新能源占比，加快推动清洁生产，建设生态绿色煤矿。中国煤科集团将攻关煤炭利用超 低排放、污染物控制近零排放技术。陕煤集团在煤制化学品、高端聚合物等 10 个方向形成单体及关联品 百余种 ，低阶段煤热解、煤制化学品等煤炭分质清洁高效利用方面成效显著。 另外，煤气同采对“减碳”意义重大，为碳减排贡献力量。煤炭开采过程中煤层气的释放是煤炭行业 “减碳”的重要一环。煤炭与煤层气本为伴生、共生资源，但我国煤层气和煤炭开采系统相互分离，共生 资源分离开采模式，在经济、资源、环境、安全等方面存在突出问题。由于煤层气经通风系统直接排放， 产生的温室效应是二氧化碳的 20 倍，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的 7 倍，因此应减少煤气层的直接排 放。而智能化煤气同采 N00 工法在采煤的同时，将煤层气采出，实现煤气同采，并使煤炭采出 率从不到 50%提高到 100%。 二、 电力行业 是 实现 “ 双碳 ” 目标的关键 2020 年 9 月 22 日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出，我国将采取更加有力 的政策和措施，力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值， 2060 年前实现碳中和。 我国电力工业占碳排放总量的 40%左右，控制电力碳排放是推动我国碳排放尽早达峰的重要措施，也 对电力工业的转型发展提出了要求。 电力工业的碳排放来源于火电，也是煤炭消费的主要方向。在我国 目 前能源结构中，煤炭消费占比达 57%，在 “ 能源双控 ” 的政策作用下，预计 2025 年煤炭消费将 达到峰值， 约 42 亿吨左右，之后随着新能源发电和储能技术的成熟以及下游工业逐步实现脱碳，将逐步下降，预计 2060 年煤炭消费量将下降至约 3-5 亿吨的水平。 1、技术创新引领电力行业实现双碳目标 从全局来看，“减碳”要求我们在减少煤炭消费量的同时，也要控制二氧化碳的排放。二氧化碳主要 产生于电力行业煤燃烧发电阶段，因此，燃煤火力电厂是我国最大的二氧化碳工业集中排放源，并且，二 氧化碳高排放的难题还未得到有效解决。二氧化碳捕集、利用与封存（以下称“ CCUS” ）被公认为显著减 少燃煤发电、煤化工等碳排放最具可行性的技术，即把生产过程中排放的二氧化碳进行捕获提纯，继而投 入到新的生产过程中进行循环再利用或封存。近年来，诸多学者倾力研究 CUSS，国内多家能源企业和科研 院所也加大了 CCUS 的研究力度。 当今大部分国际大型电力企业的减排脱碳有几大举措：制定明确的减碳减排目标；推动发电清洁化； 提高终端用能电气化、零碳化；创新碳管理机制；研发新兴技术等。从技术创新看，我国的电力行业技术 不管是特高压还是核电发电技术都是世界上领先的。现在的新经济、新动能、新业态发展层出不 穷，要加 快电网产业升级，包括能源互联网相应要打造生态，助力上下游产业。 2、碳排放配额有序推进约束电力行业实现双碳目标 目前全国碳市场整体机制已基本到位，为完善全国碳市场的基础设施建设，全国碳排放权注册登记系 统和交易系统的建设方案还将得到进一步的修订完善，并建设碳排放数据报送系统。 全国碳排放权交易管理相关的三项条例已经开始公开征求意见，管理办法在 2020 年 12 月 31 日也已 经公布。为做好发电行业配额的科学合理分配，生态环境部门已经先后出台了一系列的政策措施。 另外， 已经筹备多时的，位于上海的全国碳排放权交易 市场也将于 6 月上线运行 。初期的碳配额将以免费分配为 主，采用“基准线法”进行分配，以企业当年年度生产的真实数据进行计算，并且也会将年度内企业发展 的实际情况纳入考量，因此基本上对企业的低碳转型有利。 今年 1 月，生态环境部印发了碳排放权交易管理办法（试行）与配套的配额分配方案和重点排放 单位名单。自此全国碳市场发电行业开始了第一个履约周期，共有 2225 家发电企业分配到碳排放配额。 此后生态环境部还将以管理办法为统领，制定并发布温室气体核算报告与核查、碳排放权登记交易结算等 方面的规范性文件，用以搭建全国碳市场的基本 制度框架。 后续的全国碳市场发展的时间点非常明确，包 括完成温室气体数据报送、发电行业完成相应的数据核查、各省级部门预发配额和完成配额核定，以及最 终的履约时间点。目前都在按照时间倒排的方式推动各项相关工作有序进行。 当配额相继发放下去后，对于碳市场来说，下一步的配额就需要在生态目标下考虑行业技术经济发展 的整体水平后进行政策设计，然后合理分配不同行业的空白指标。同时值得注意的是，考虑到火电行业发 电效率以及一些不宜分配的配额对国家能源安全的影响，实施方案为配额缺口较大的燃煤机组等重点排放 单位设置了“履约天花板”，即 配额履约缺口上限值为企业碳排放