1、電力行業(yè)2022年投資策略：關(guān)注新能源運營商與碳監(jiān)測一、電力及公用事業(yè)行業(yè)投資邏輯回顧 2021年，煤炭供需緊平衡。供給方面，2021年 1-10 月原煤產(chǎn)量 33.0億噸，同比增長 4.0%，增速放緩，前高后低。10 月中旬，國家出臺保供政策，促使煤企保供穩(wěn)價。需求方面，截止到 2021年 9月份，煤炭消費同比增長 7.9%，其中電煤需求增長最快，增速為 12.5%。由于供需緊張，測算需要消耗庫存約 6000萬噸。價格方面，10月中旬起，國家開始出臺保供保價政策，煤炭價格創(chuàng)新高后快速回落，下降至 11 月中旬的 1100 元/噸的水平。電力供需整體平衡。由于全社會用電量需求增加，電力生產(chǎn)增速

2、加快。結(jié)構(gòu)上，在水電出力不足的情況下，火電增速較快，新能源增速加快，能源結(jié)構(gòu)向低碳轉(zhuǎn)型。價格方面，國家推進燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，擴大市場交易電價上下浮動范圍，有望通過市場化交易有效傳導(dǎo)上游成本。展望 2022年，雙碳政策將繼續(xù)大力推進，傳統(tǒng)能源煤炭、火電等產(chǎn)能產(chǎn)量將逐步受到政策的限制。我們認為煤炭價格回歸至合理區(qū)間，但是仍有較大波動；火電行業(yè)業(yè)績有所恢復(fù)；新能源運營商受益于新能源裝機較快增長，業(yè)績增速較快；碳監(jiān)測正處于試點中，預(yù)計明年有望穩(wěn)妥推廣。我們認為宏觀經(jīng)濟增速下降預(yù)期下，電力及公用事業(yè)板塊存在結(jié)構(gòu)性機會。二、煤炭：價格沖高回落，長協(xié)平滑業(yè)績2.1 產(chǎn)量略有增長，政策強力保供（1）

3、供給端略增、增速前高后低我國煤炭供給可分為兩大部分，即國內(nèi)原煤產(chǎn)量和進口煤量。國內(nèi)原煤產(chǎn)量部分，2021 年 1-10 月原煤產(chǎn)量 33.0 億噸，同比增長 4.0%。從月度數(shù)據(jù)看，煤炭產(chǎn)量增速是逐月下降的，是由于去年疫情低基數(shù)影響，年初以來產(chǎn)量累計增速從 25.0%下降到 10月的 4.0%。進口煤部分，進口煤總量略增，2021年 1-10 月份，進口煤炭 2.57億噸，同比增長 1.7%?？傮w來看，供給端整體略有增長，但是供給釋放較為緩慢。（2）國家強力保供，拉動產(chǎn)量增加10 月中旬以來，發(fā)改委連續(xù)出臺多項政策，促使煤炭保供穩(wěn)價。通過保供、控價、補庫存、打擊投機等手段對動力煤價格進行干預(yù)，

4、嚴控煤價回歸合理區(qū)間。10月 25日，發(fā)改委公告有關(guān)人員赴國家能源集團、華能集團、大唐集團、中煤集團等調(diào)研對接中央企業(yè)煤炭增產(chǎn)增供工作，對于部分處于“臨門一腳”項目，采取“一礦一策”方式，逐一協(xié)調(diào)解決問題，盡快推動煤礦項目投產(chǎn)增產(chǎn)。目前，煤炭調(diào)度日產(chǎn)量已穩(wěn)定在 1200萬噸以上（折算年產(chǎn)能 43.8億噸），連續(xù)創(chuàng)下歷史新高，煤炭價格也已經(jīng)回落到合理水平。隨著煤炭產(chǎn)能釋放，預(yù)計秦皇島存煤將維持高位。當(dāng)前正處于用煤高峰，煤炭需求有較強支持，預(yù)計四季度煤炭價格有望維持當(dāng)前水平。2.2 需求大幅增長，電煤增長最快（1）電煤消費增速最快煤炭主要消費行業(yè)有電力、化工、建材、鋼鐵，另外還有少量的散煤。其中，

5、電力行業(yè)煤炭消費占比過半，2020 年，電力行業(yè)用煤占比提高到 54.07%。由于去年上半年受到疫情影響，今年 1-9月份煤炭消費需求增速顯著高于往年，截止到 2021年 9月份，煤炭消費同比增長 7.9%。分行業(yè)看，電力、化工、建材、鋼鐵行業(yè)用煤增速分別為 12.5%、5.4%、4.4%、-0.2%，除鋼鐵行業(yè)用煤回落外，其他行業(yè)用煤均實現(xiàn)增長，其中，電力行業(yè)用煤增長最快，支撐了大部分的煤炭需求增長。（2）需求增速大于供給，庫存煤彌補增速差根據(jù)煤炭供應(yīng)和需求增速差值看，煤炭供需整體偏緊，差額基本以消耗庫存為主。1-9月原煤供應(yīng) 31.51億噸，其中包括國內(nèi)原煤生產(chǎn) 29.31億噸和進口煤量

6、2.3億噸。而 1-9月煤炭消費量達到 32.1億噸，不考慮損耗情況下，需要消耗庫存約 6000萬噸。近期保供政策支持下，煤炭庫存有所回升。發(fā)改委 11 月 24日公告，11月份以來，全國統(tǒng)調(diào)電廠日均供煤達到 810萬噸，較去年同期增加超過 30%，近期連續(xù)數(shù)日突破 900萬噸，最高達到 943萬噸歷史峰值。電廠供煤大于耗煤日均超過 170萬噸，最高達到 293萬噸，存煤水平進一步提升。11月 20日電廠存煤達到 1.43億噸，比 10月底增加超過 3500萬噸，可用23 天，超過常年水平。其中，東北三省電廠存煤 1527萬噸，已超過去年同期水平，較 10月底提升 200萬噸，可用 31天。截

7、止 12月 1 日，秦港存煤量為 534萬噸，較上周同期減少 38.0萬噸，較上月同期增加 33.0萬噸，較去年同期增加 27.50萬噸。2.3 價格創(chuàng)歷史新高，保供政策穩(wěn)煤價（1）煤價創(chuàng)新高后回落從 1-11 月煤炭平均價格看，各煤種價格均上漲。其中，動力煤均價同比增長幅度最大，煉焦煤和無煙煤均價同比增長幅度較大。假定全年均價維持前五月均價水平，到年底煉焦煤和無煙煤煤價平均漲幅基本與前 11 月接近。動力煤中的電煤受長協(xié)價格影響價格增長受限。動力煤：價格均值為 1045.2 元/噸，同比上漲 481.3 元/噸，同比變化 85.4%。（2021 年 1-11 月）煉焦煤：價格均值為 2331

8、.3 元/噸，同比上漲 805.6 元/噸，同比變化 52.8%。（2021 年 1-11 月）無煙煤：價格均值為 1474.9 元/噸，同比上漲 556.6 元/噸，同比變化 60.6%。（2021 年 1-11 月）（2）強力保供促煤價下降今年 6月以來，發(fā)改委、能源局等部門不斷推出保供穩(wěn)價政策。隨著政策強度的加大與煤炭庫存的回升，以煤炭為代表的國內(nèi)能源價格開始高位回落。10月 27日，發(fā)改委價格司召集中國煤炭工業(yè)協(xié)會和部分重點煤炭企業(yè)召開會議，專題研究對煤炭價格實施干預(yù)的具體措施，包括干預(yù)范圍、干預(yù)方式、價格水平、實施時間，以及保障措施等問題。10 月中旬以來，煤炭價格快速下降至 11

9、月中旬 1100 元/噸的水平（從高點下降 50%以上）。2.4 長協(xié)價格平滑煤企業(yè)績今年前三季度，在煤炭量價齊增的情況下，煤炭企業(yè)營業(yè)收入及歸母凈利潤大幅度增長。營業(yè)收入方面，由于煤炭及其下游產(chǎn)品價格和產(chǎn)量的增長，2021年前三季度中信煤炭板塊營業(yè)收入同比增長 29.38%。歸屬母公司股東的凈利潤方面，2021年前三季度，中信煤炭板塊歸母凈利潤同比增長 63.93%，歸母凈利潤增長主要因為煤炭量價齊長。分版塊看，動力煤板塊歸屬母公司股東的凈利潤同比增長 46.81%；煉焦煤板塊歸屬母公司股東的凈利潤同比增長104.02%；無煙煤板塊歸屬母公司股東的凈利潤同比增長 245.57%。價格方面，前

10、 11 月港口 5500 大卡動力煤均價上漲 481.3 元/噸的情況下，神華、陜煤前三季度均價分別 537 元/噸（+133元/噸）、565元/噸（同比+208元/噸），低于市場價格漲幅。從業(yè)績看，神華、陜煤前三季度業(yè)績同比增長 21.4%、24.3%，低于板塊漲幅。由于動力煤中的電煤受長協(xié)價格影響，均價增長受限，預(yù)計在煤炭價格下行期，長協(xié)價格也將平滑企業(yè)利潤。12 月 3日舉行的全國煤炭交易會公布了 2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿。該意見稿由國家發(fā)改委制定，其中明確 2022 年的煤炭長協(xié)簽訂范圍進一步擴大，核定能力在 30 萬噸及以上的煤炭生產(chǎn)企業(yè)原則上均被納入簽訂范圍；需

11、求一側(cè)，要求發(fā)電供熱企業(yè)除進口煤以外的用煤 100%簽訂長協(xié)。價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，但意見提出，新一年的動力煤長協(xié)將每月一調(diào)。5500 大卡動力煤調(diào)整區(qū)間在 550-850 元/噸之間，其中下水煤長協(xié)基準價為 700 元/噸，較此前的 535 元/噸上調(diào)約 31%。在量價齊長的情況下，保障電力供暖需求成為保民生任務(wù)。因此，2022 年全年煤炭長協(xié)價格征求意見中提出在定價機制不變的情況下，對量進行全覆蓋，在價格方面進行了上調(diào)。如果按照征求意見實施，煤炭長協(xié)基準價從 535 元/噸上升到 700元/噸，調(diào)整區(qū)間 550-850 元/噸，價格下限高于之前的基準價，煤價中樞顯著提

12、升，預(yù)計動力煤行業(yè)經(jīng)營更加穩(wěn)健，利潤相比 2020 年前有顯著增長。三、電力：營收增業(yè)績降，增量在新能源3.1 需求旺盛，火電與新能源增長較快由于國民經(jīng)濟增速較快，電力需求旺盛，為滿足經(jīng)濟社會的用電需求，電力生產(chǎn)也隨之加快。電力需求方面：1-10 月份，全社會用電量累計 68254 億千瓦時，同比增長 12.2%，較 2019 年同期增長 15.2%，兩年平均增長 7.3%。電力生產(chǎn)方面：1-10月份，發(fā)電 67176億千瓦時，同比增長 10.0%，比 2019年同期增長 11.5%，兩年平均增長 5.6%。分品種看風(fēng)電增速最快，核電、火電、太陽能發(fā)電增速相對較快，水電繼續(xù)下降。其中，風(fēng)電同比

13、增長 28.6%，兩年平均增長18.19%；核電增長 12.7%，兩年平均增長 9.75%；火電增長 11.3%，兩年平均增長 5.4%；太陽能發(fā)電同比增長 10.5%，兩年平均增長 10.65%；水電下降 2.3%，兩年平均下降 1.76%。3.2 板塊收入增長，高煤價致使利潤下降（1）營收增，凈利降2021 年前三季度，電力板塊出現(xiàn)了營收與歸母凈利潤背離的現(xiàn)象。2021年前三季度中信電力及公用事業(yè)板塊，營業(yè)收入同比增長 17.6%，營收增長主要受益于全社會用電量增長。歸屬母公司股東的凈利潤方面，由于受到上游煤炭價格大幅上漲，2021 年前三季度，整個行業(yè)歸母凈利潤 1107.7億元，中信電

14、力及公用事業(yè)板塊歸母凈利潤同比下降 23.8%。分季度看，2021年第一季度、第二季度、第三季度利潤分別為 415.2、463.2、229.3億元。第三季度利潤大幅下降，主因是三季度煤炭大幅上漲所致。（2）火電業(yè)績下滑，水電平穩(wěn)2021 年前三季度，二級版塊發(fā)電及電網(wǎng)歸母凈利潤下降 36.0%，其中火電下降 70.0%、水電下降 1.98%、其他發(fā)電（新能源發(fā)電）增長 15.9%、電網(wǎng)增長 16.43%。其中，火電大幅下降主要也是受到煤炭價格上漲的影響。總體而言，火電業(yè)績下滑幅度較大，新能源發(fā)電企業(yè)業(yè)績平穩(wěn)略增。火電方面：中信火電板塊共有 37家上市公司，2021年前三季度 22家公司盈利，1

15、5家公司虧損；5家公司歸母凈利潤同比增長，32 家公司歸母凈利潤同比下降或續(xù)虧，主要受到上游煤炭價格大幅上漲影響。其中天富能源、吉電股份、申能股份歸屬母公司股東的凈利潤分別增長 158.1%、57.9%、23.2%。水電方面：中信水電板塊共有 10 家上市公司，2021 年前三季度 10 家公司全部盈利；4 家公司歸母凈利潤同比增長，6 家公司歸母凈利潤同比下降，主要受水電發(fā)電量波動影響。其中閩東電力、湖南發(fā)展、華能水電歸屬母公司股東的凈利潤分別增長 2798.1%、13.8%、11.9%。其他發(fā)電（新能源發(fā)電）方面：中信其他發(fā)電板塊共有 8家上市公司，主要是新能源發(fā)電公司，2021年前三季度

16、 8家公司全部盈利；7 家公司歸母凈利潤同比增長，1 家公司歸母凈利潤同比下降，整體受益于新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。其中能輝科技、三峽能源、浙江新能歸屬母公司股東的凈利潤分別增長 62.1%、42.2%、39.7%。3.3 推動燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革10 月 11 日，國家發(fā)展改革委發(fā)布的關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知（以下簡稱“通知”）。通知提出，一是有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。二是擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制

17、。三是推動工商業(yè)用戶都進入市場。四是保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。11 月 25日，中央全面深化改革委員會第二十二次會議強調(diào)，加快科技體制改革攻堅建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系。提出要遵循電力市場運行規(guī)律和市場經(jīng)濟規(guī)律，優(yōu)化電力市場總體設(shè)計，實現(xiàn)電力資源在全國更大范圍內(nèi)共享互濟和優(yōu)化配置，加快形成統(tǒng)一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。政策提出將全部燃煤發(fā)電納入到電力交易，將有利于向下游傳導(dǎo)煤炭成本，緩解上游成本壓力。同時市場化交易可以充分挖掘我國燃煤發(fā)電靈活性的潛力。另外，未來新能源發(fā)電也會逐步納入到電力市場進行交易。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革措施的出臺，有利于進一步理順“

18、煤電”之間的關(guān)系，促進電力供應(yīng)穩(wěn)定，對于整個電力系統(tǒng)具有積極影響。方案出臺后，多地紛紛行動，以新方案為標(biāo)準組織電力市場化交易，成交價格上漲幅度基本觸及此輪電價改革要求的上限 20%，但是如果煤價下降，市場化電價也會相應(yīng)下降。四、趨勢展望：碳中和成共識，傳統(tǒng)新興皆有機會4.1 傳統(tǒng)能源產(chǎn)能先于需求達峰，可作為調(diào)峰能源（1）雙碳目標(biāo)下，傳統(tǒng)能源企業(yè)謹慎投資中共中央、國務(wù)院印發(fā)的關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見（以下簡稱意見）于 10 月24 日正式發(fā)布。該文件作為碳達峰碳中和“1+N”政策體系中的“1”，為碳達峰碳中和這項重大工作進行了系統(tǒng)謀劃和總體部署。意見制定了實現(xiàn)“雙

19、碳”目標(biāo)的“三步走”路線圖，以 2025年、2030年、2060 年為節(jié)點設(shè)置了三階段目標(biāo)，并對非化石能源消費比重、風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機量等量化指標(biāo)提出了明確的要求。其中，非化石能源消費比重方面，2020 年我國約為 15.9%，2025年需較 2020年上漲 4.1個百分點，則平均每年提升 0.82個百分點；2030年需較 2025年上漲 5個百分點，則平均每年提升 1 個百分點；2060 年需較 2030 年上漲 55 個百分點，則平均每年提升 1.83 個百分點。風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機量方面，2020 年我國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機量為 5.35 億千瓦，為實現(xiàn) 2030 年 12 億千瓦的目

20、標(biāo)，2021-2030年間年均新增裝機量需達到 6650 億千瓦，年均增速 8.41%。雙碳目標(biāo)下，中國面臨節(jié)能減排壓力。根據(jù)能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略（20162030），2030 年能源消費總量控制在 60億噸標(biāo)準煤當(dāng)量以內(nèi)，非化石能源達到 14.6億噸標(biāo)煤。從占比看，天然氣占比達到 15%左右，非化石能源占比 25%，煤炭與原油占比 60%，單位 GDP 能耗(現(xiàn)價)達到目前世界平均水平。根據(jù)碳達峰、碳中和目標(biāo)下中國能源低碳發(fā)展研究預(yù)測結(jié)果，基于中國原油與天然氣生產(chǎn)量的年增長率，以 2020年中國 GDP 為基準（2020年不變價），按世界單位 GDP 能耗平均水平為 1.74噸油當(dāng)量/萬美

21、元計算，為實現(xiàn) 2030年碳達峰目標(biāo)，我國 GDP 年均增長率不能超過 5.8%。按照 GDP 年均增長 5.5%以及相關(guān)規(guī)劃要求，2020 年中國 GDP 為 101.6萬億元，能源消費量為 49.8 億噸標(biāo)煤，單位 GDP 能耗為 0.49 噸標(biāo)煤/萬元，排放 CO2為 102.8 億噸。預(yù)測我國 2030 年 GDP將達到 173.6 萬億元，能源消費總量將達 58.3 億噸標(biāo)煤，單位 GDP 能耗為 0.34 噸標(biāo)煤/萬元，排放 CO2約 102.7 億噸。短期來看，由于目前新能源無法完全替代化石能源，因此“十四五”時期，傳統(tǒng)能源消費仍處于上升達峰趨勢中，供給或階段性跟不上需求。而”十

22、五五”及中遠期，化石能源或?qū)⑦M入峰值平臺期并逐步下降。總體而言，化石能源和高耗能高排放產(chǎn)業(yè)一定程度上受到政策的嚴格壓制。雖然未來 5-8 年傳統(tǒng)能源需求仍處于上升通道，但目前國有企業(yè)在擴產(chǎn)能方面投資意愿較弱，疊加新煤礦建設(shè)周期普遍需 3-5年左右，建設(shè)周期較長。因此，在雙碳背景下，煤炭企業(yè)對擴產(chǎn)持有謹慎觀望的態(tài)度。（2）新能源波動性大，傳統(tǒng)能源需調(diào)峰新能源是未來重點發(fā)展的方向，是中國實現(xiàn)碳中和目標(biāo)的重要選擇，但這些新能源往往存在季節(jié)不穩(wěn)定性，需傳統(tǒng)能源承擔(dān)其調(diào)峰任務(wù)。目前，我國的火電發(fā)電量較為靈活，作為當(dāng)前電網(wǎng)供電的主力，基本承擔(dān)大部分的調(diào)峰任務(wù)，其季節(jié)變化趨勢與電力整體需求較為一致，可以根據(jù)

23、需求變化及時調(diào)節(jié)。而新能源發(fā)電由于受到季節(jié)性影響，發(fā)電量波動性較大。水電發(fā)電具有季節(jié)性特點，我國夏季雨水較多，所以季節(jié)變化趨勢呈現(xiàn)倒 V 字形特點，夏季水電發(fā)電量最多，峰谷比為 1.86（2020年）。風(fēng)電發(fā)電也具有季節(jié)性特點，我國冬季風(fēng)力較大，所以季節(jié)變化趨勢呈現(xiàn)正 V 字形特點，冬季風(fēng)電發(fā)電量最多，峰谷比為 1.62（2020年）。光伏電站同樣也具有季節(jié)性，通常冬季晝短夜長、太陽高度角小，太陽輻射能量較少，光伏電站發(fā)電量相對較少；而在其他季節(jié)，發(fā)電量相對較多。而核電發(fā)電量較為平穩(wěn)，一年四季發(fā)電量較為接近，峰谷比為 1. 23（2020年）。目前，氣候系統(tǒng)正在加速接近劇變的臨界點，高溫嚴寒帶

24、來短期能源需求大幅增長，少風(fēng)缺水造成的能源供給減量問題可能會頻發(fā)。一方面，高溫嚴寒會導(dǎo)致能源需求上升。2020年以來，發(fā)生了多次極端氣候事件，2020年冬季的拉尼娜帶來冷冬效應(yīng)導(dǎo)致亞太地區(qū)能源需求短期大幅增長、2021 年夏季美國歐洲出現(xiàn)極端高溫天氣帶動天然氣價格大幅上漲。另一方面，氣候變化造成的風(fēng)電水電等能源供給出現(xiàn)階段性減量，2021 年受氣候變化影響，降雨帶和風(fēng)帶出現(xiàn)變化，導(dǎo)致部分地區(qū)水電和風(fēng)電負荷出現(xiàn)明顯下降，對電力穩(wěn)定供應(yīng)造成了一定影響。因此，氣候變化對能源供應(yīng)和需求也會帶來一定影響。（3）煤炭價格將會維持在合理區(qū)間雙碳政策背景下，煤炭價格將在合理的區(qū)間內(nèi)波動。11月 24日下午，發(fā)

25、改委價格司召開座談會，邀請經(jīng)濟、法律方面專家，研究進一步完善煤炭市場價格形成機制相關(guān)問題。與會專家建議，加快建立煤炭價格區(qū)間調(diào)控的長效機制，引導(dǎo)煤炭價格在合理區(qū)間運行，使煤炭價格真實反映市場供求基本面，防止價格大起大落。當(dāng)煤炭價格超出合理區(qū)間上限，可根據(jù)價格法有關(guān)規(guī)定，按程序及時啟動價格干預(yù)措施；當(dāng)煤炭價格過度下跌超出合理區(qū)間下限，可綜合采取適當(dāng)措施引導(dǎo)煤炭價格合理回升。從中長期看，在 2030年碳達峰前，能源需求仍處于增長中，但煤炭供給仍將受限，預(yù)計整體維持供需緊平衡，煤炭價格維持相對高位，從碳中和角度看，相對較高的能源價格有利于碳中和目標(biāo)的實現(xiàn)。同時，新能源發(fā)展對能源供應(yīng)的波動性產(chǎn)生影響，

26、對煤炭調(diào)峰的需求提高，煤炭價格的波動性也會增強。同時在雙碳政策下，碳成本將逐步計入能源價格中。根據(jù)歐盟經(jīng)驗，碳交易價格與相關(guān)產(chǎn)品價格同向波動，EUA 價格作為成本可能傳遞至電力、鋼鐵、水泥、煉油等行業(yè)，引發(fā)產(chǎn)品價格相應(yīng)上升。基于以上我們判斷，2025年前，煤炭需求將隨經(jīng)濟增長保持增長態(tài)勢，但是增速將顯著放緩，預(yù)計秦皇島動力煤（Q5500）煤價將維持在 700-800 元/噸合理區(qū)間的相對高位；2025-2030 年期間，國內(nèi)煤炭需求逐步達峰，隨著風(fēng)電、光伏的發(fā)展，替代煤炭的能源品種增加，煤炭價格或?qū)⒂兴芈?，預(yù)計秦皇島動力煤（Q5500）煤價中樞仍將維持在 600-700 元/噸合理區(qū)間。4.

27、2 能源結(jié)構(gòu)低碳化，新能源運營商崛起（1）火力發(fā)電向新能源發(fā)電轉(zhuǎn)變，能源結(jié)構(gòu)低碳化能源結(jié)構(gòu)方面，傳統(tǒng)能源占能源生產(chǎn)總量呈下降趨勢，新能源則呈上升趨勢，能源結(jié)構(gòu)向低碳綠色方向發(fā)展。2021年 1-10月，傳統(tǒng)能源占能源生產(chǎn)總量為 82.5%，同比下降 0.6個百分點，而新能源占能源生產(chǎn)總量的比重為 17.5%，同比上升 0.6個百分點。雖然目前火力發(fā)電為電力供應(yīng)的主要來源，但火電發(fā)電量增速呈下降趨勢，而光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電量則快速增長。2021 年 1-10 月，傳統(tǒng)能源發(fā)電同比增長 5.5%，新能源發(fā)電同比增長 9.3%?？傮w而言，未來在低碳環(huán)保的背景下，光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電質(zhì)量和數(shù)量都將

28、大大得到提升，我國能源結(jié)構(gòu)將不斷優(yōu)化，新能源發(fā)電迎來高質(zhì)量發(fā)展階段。（2）新能源運營商迎來發(fā)展機遇近幾年，隨著新能源裝機技術(shù)不斷提升，裝機容量不斷擴大，光伏裝機和風(fēng)電裝機都保持了較快的增長。其中，光伏裝機隨著硅料供給的釋放以及儲備光伏項目的落地，預(yù)計 2022年全球需求有望達到 2.2億 kW，其中國內(nèi) 0.75-0.80億 kW，2022年需求增速有望達到 35%-40%。而風(fēng)電裝機隨著技術(shù)進步的持續(xù)推進以及新興應(yīng)用場景的打開，未來風(fēng)電需求有望保持高增長，預(yù)計 2022年、2023年國內(nèi)新增風(fēng)電裝機達到 0.51 億 kW、0.67 億 kW，復(fù)合增速超過 30%。總體而言，新能源裝機技術(shù)的

29、提高、低碳綠色政策的支持以及能源結(jié)構(gòu)低碳化的發(fā)展，新能源運營商迎來高質(zhì)量發(fā)展階段。目前，國內(nèi)主要新能源運營商在國內(nèi)“五大”“五小”旗下新能源主力平臺中，以 2020 年底風(fēng)光裝機規(guī)模進行對比，龍源電力以 2275萬千瓦大幅領(lǐng)先于同為發(fā)電央企旗下核心新能源平臺的三峽能源、華能新能源、中廣核風(fēng)電、華電福新、大唐新能源。從發(fā)展勢頭看，6 家頭部新能源運營商中，剛上市的三峽能源增速最快，“十三五”期間裝機容量、發(fā)電量的年均復(fù)合增速分別達到 22.3%、31.2%。此外，國家出臺新能源上網(wǎng)平價政策，為新能源運營商開拓良好的政策空間。2021年 6月 7日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于 2021年新能源上網(wǎng)電價政策

30、有關(guān)事項的通知規(guī)定 2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風(fēng)電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網(wǎng)。2021 年新建項目上網(wǎng)電價，按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價值。同時平價上網(wǎng)政策在一定程度可以緩解企業(yè)應(yīng)收賬款等問題。原先風(fēng)電、光伏超出煤電標(biāo)桿電價的部分因為可再生能源補貼發(fā)放的延遲問題，導(dǎo)致運營企業(yè)產(chǎn)生了巨量的應(yīng)收賬款。而現(xiàn)在隨著新項目平價上網(wǎng)政策的推行，中央財政不再補貼，應(yīng)收賬款問題逐步緩解，公司經(jīng)營質(zhì)量將會得到一定提升。4.3 碳監(jiān)測正處于試點中，有望逐步推廣（1）全國碳市場正式啟

31、動2021 年 7 月 16日，全國碳市場上線交易。截至 12月 3日，全國碳市場碳排放配額(CEA)累計成交量為 5139.71萬噸，累計成交額約 21.84 億元，均價 42.5 元/噸。從 2013 年開始，北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東、深圳等地區(qū)碳市場試點過程中，碳排放權(quán)交易作為控制溫室氣體排放的一種市場化手段已顯現(xiàn)出積極效應(yīng)。全國碳排放權(quán)交易鳴鑼開市，也標(biāo)志著全球最大規(guī)模的碳市場正式啟動。（2）碳監(jiān)測是碳排放權(quán)交易的重要支撐我國可依托現(xiàn)有煙氣 CEMS 系統(tǒng)穩(wěn)步推進碳監(jiān)測，生態(tài)環(huán)境部在碳監(jiān)測方面已具備一定工作基礎(chǔ)，成立了碳監(jiān)測工作組并開展相關(guān)工作。碳監(jiān)測工作組目前從排放源監(jiān)測、

32、環(huán)境濃度監(jiān)測、生態(tài)系統(tǒng)碳匯監(jiān)測，以及技術(shù)方法和質(zhì)量控制等 4個方面著手開展工作。排放源監(jiān)測方面，政府層面發(fā)布了 CO2、CH4、煙氣流量等指標(biāo)的國家標(biāo)準監(jiān)測方法，持續(xù)推動現(xiàn)場監(jiān)測和自動監(jiān)測技術(shù)研發(fā)和標(biāo)準化，統(tǒng)一監(jiān)測評價；企業(yè)層面，電力生產(chǎn)、石油天然氣開采等重點行業(yè)骨干企業(yè)依托廢氣自動監(jiān)測、揮發(fā)性有機物泄漏檢測等相關(guān)工作基礎(chǔ)，開展了溫室氣體排放監(jiān)測前期研究工作并積累了一定經(jīng)驗。環(huán)境濃度監(jiān)測方面，我國自 2008 年起陸續(xù)建成 16 個國家背景監(jiān)測站，其中 11 個站點能實時監(jiān)測 CO2和 CH4，部分背景站還開展了 N2O 監(jiān)測。在具備條件的福建武夷山、四川海螺溝、青海門源、山東長島、內(nèi)蒙古呼倫

33、貝爾等 5 個站點完成了溫室氣體監(jiān)測系統(tǒng)升級改造，改造后 CO2、CH4 監(jiān)測精度達到世界氣象組織全球大氣監(jiān)測計劃（WMO/GAW）針對全球本底觀測提出的要求。此外，2011-2015 年在 31 個省會城市開展了城市尺度溫室氣體試點監(jiān)測。生態(tài)系統(tǒng)碳匯監(jiān)測方面，依靠現(xiàn)有生態(tài)監(jiān)測業(yè)務(wù)體系，一是建立了土地生態(tài)類型及變化監(jiān)測業(yè)務(wù)；二是探索開展生態(tài)地面監(jiān)測。研究表明森林生態(tài)系統(tǒng)是全球陸地植被最大的碳庫，儲存了超過一半的碳，因此碳匯監(jiān)測優(yōu)先重點關(guān)注森林生態(tài)系統(tǒng)。技術(shù)方法和質(zhì)量控制方面，目前常規(guī)污染物煙氣 CEMS 系統(tǒng)已廣泛推廣，環(huán)境空氣監(jiān)測設(shè)備處于快速增長中，根據(jù)產(chǎn)業(yè)信息網(wǎng)數(shù)據(jù)，環(huán)境空氣監(jiān)測設(shè)備產(chǎn)量由

34、從 2014年的 1520臺（套）增加到 2019年的 12650臺（套）；同時，新增設(shè)備規(guī)模占比也處于上升中。目前，電力、煤炭、鋼鐵、石化等重點排放行業(yè)由于環(huán)保排污的要求都已經(jīng)安裝了煙氣 CEMS 系統(tǒng)。（3）碳監(jiān)測技術(shù)成熟，有望先試點后推廣我國可依托現(xiàn)有煙氣 CEMS 系統(tǒng)穩(wěn)步推進碳監(jiān)測，準備開展試點工作。目前，生態(tài)環(huán)境部正在研究制定碳監(jiān)測試點工作方案，準備開展三項試點。一是排放源監(jiān)測試點。鼓勵電力、鋼鐵等重點行業(yè)內(nèi)有條件的企業(yè)，開展能源和工業(yè)過程溫室氣體集中排放監(jiān)測先行先試，加快技術(shù)標(biāo)準研發(fā)與監(jiān)測結(jié)果比對，探索實測結(jié)果在企業(yè)排放量核算與交易、減排監(jiān)管等方面的應(yīng)用。中國環(huán)境報提出“充分利用現(xiàn)有 CEMS 建設(shè)、管理基礎(chǔ)，降低 CO2排放監(jiān)測成本。