能源结构、需求、安全及政策情况如何？

新能源在面对风险时充裕性将受到挑战。

1.能源装机和消费结构

在发电结构方面，根据国家统计局，火电装机容量占比由 2016 年的 64%（10.5 亿千瓦）降低至 2023 年的 47.6%（13.9 亿千瓦），其中煤电占 39.9%（11.6 亿千 瓦）。风电和太阳能快速上量，两者合计装机容量占比由 2016 年的 13.7%（2.3 亿千瓦）提升至 2023 年的 36%（10.5 亿千瓦），可再生能源发电比重持续提升。 在消费结构方面，根据国家统计局，煤炭仍是我国最重要的能源消费，但比重不 断下降，由 2016 年的 62.6%（27.6 亿吨标准煤）下降至 2023 年的 55.3%（31.6 亿吨标准煤）。清洁能源（包含天然气）占消费比重不断上升，由 2016 年的 19.1% （8.4 亿吨标准煤）提升至 2023 年的 26.4%（15.1 亿吨标准煤）。非化石能源消 费 2022 年消费占比为 17.5%，同比提升 0.8 个百分点。

2. 能源需求：电力需求快速增长，电源制造马不停蹄

中国过去 8 年，电力需求复合增长 6.4%，发电装机量复合增长 7.4%

在电力需求方面，2023 年我国总发电量 9.5 万亿千瓦时，同比增长 6.9%，2016- 2023 年中国总发电量的 CAGR 为 6.4%，中国社会用电持续保持快速增长。具体 看增长分项方面，2023 年第二产业用电量最大，达到 6.07 万亿千瓦时，同比增 长 6.5%，其中制造业用电同比增长 7.4%；第三产业用电增速最快，同比增长 12.2%，主要是疫情后服务经济稳步恢复，电动汽车发展拉动用电等；居民端用 电较为疲软，仅同比增长 0.9%。 在电源装机方面，2023 年末我国发电装机总量为 29.2 亿千瓦，同比增长 13.9%， 2016-2023 年中国总装机容量 CAGR 为 7.4%，电源侧建设同样马不停蹄。具体看不同能源类型，火电装机增长约 5800 万千瓦，是期间最高水平；并网风电和 太阳能分别增长约 7600 万千瓦和 2.17 亿千瓦，均是历史最高新增装机记录。

预计 2024 年电力需求和发电装机仍将保持快速增长

国际货币经济组织（IMF）预计 2024、2025 年中国 GDP 增速为 5%、4.5%。在 整体经济预计稳定增长的背景下，用电消费和电源装备的需求预计也将保持较高 增速。 2024 年，根据国网能源院，预计全社会用电量将达到 9.8 万亿千瓦时，同比增长 6.5%。其中第二产业仍将是拉动电力需求的重点，而居民端消费将显著提升，预 计 2024 年三次产业和居民生活用电量增速分别为 10.0%、5.2%、10.3%、7.3%， 对用电量增长的贡献率分别为 2.1%、52.6%、28.7%、16.5%。 2024 年，根据国网能源院，预计新增装机容量同比增长 13.7%，总发电装机容量 达到 33.2 亿千瓦。其中，火电装机容量 14.5 亿千瓦，同比增长 4.3%，新增装机 约 6000 万千瓦，水电装机容量 3.3%，核电装机增长 6.8%，风电装机增长 20%， 太阳能装机增长 38.6%。火电作为高效率、发力稳定能源也迎来了增量投产。

3.能源安全：新电力系统的挑战，化石能源的支撑作用

新能源在面对风险时充裕性将受到挑战

2022 年，由于副热带高压影响，川渝地区出现汛期反旱的异常气象，致使四川省 水电无法供应充足电力，导致出现限电、工厂停工让电于民的现象，造成了一定 的经济损失。 风电和光伏在供电的平稳性上也有类似的问题，由于风电光电主要发力时间约在 10-18 时期间，而在夜间无法发力，随即便会出现弃风弃光及夜晚电力供应紧张 的问题。 以上体现出新能源有着高装机、低电量、弱保障性的特点。与同容量火电相比， 新能源可发电量约为 1/3-1/4、保证处理约为 1/20 倍，据预测到 2030 年，新能源 新增常规装机与新增负荷为 1:1.8、保证出力增长低于负荷增长。

新能源大批量并网会增加电网系统的安全风险

2019 年 8 月 9 日，英国发生大规模停电，约 110 万人受到影响，导致火车、机 场和公路瘫痪，引发严重混乱。本次事故的直接原因是由于部分电源系统功率超 过系统响应容量导致脱网，深层次原因是风电、直流输电等电网占比过高。 由于新能源低抗扰、弱支撑性等特点，与火电相比，并网阻抗增加一倍，过流能 力不足 1/5。大量上网会增大系统频率、电压等稳定性问题，降低电网系统的风 险承受能力。预测到 2030 年，部分区域电网新能源出力将超过系统总负荷的 50%。

为保障能源安全仍需要发展传统能源

由于新能源主要解决“减碳”问题，在其大力发展的过程中其暴露出的充裕性、 波动性等涉及国家能源安全的问题需要被稳定安全的电源耦合。在完善国家绿色 能源体系时，不是拔下传统能源电池、插上新能源电池的加减问题，特别是电力 需求快速增长，新能源大规模上量的当下，供应不足问题需要传统能源“支撑”， 波动性问题需要传统能源“兜底”和电力系统配套不断完善。因此，在新型电力 系统建设的近景中，现阶段新能源和传统能源的同步发展是不矛盾的，甚至传统 能源的建设是保障国家能源供给和安全的核心。 根据国网能源院的估算，预测 2030 年全社会用电量 11.8 万亿千瓦，电源总装机 量 40 亿千瓦，风电光伏装机将达到 15.5 亿千瓦超过煤电成为第一大电源。预计 届时火电（煤电+气电）装机量将达到 16.1 亿瓦，依旧作为电力供应主体，相较 2023 年统计数据预计仍有 2.2 亿千瓦的装机空间；其他电源方面，预测核电 1.1亿千瓦（2023：0.6 亿千瓦）、生物质发电 0.57 亿千瓦、新型储能 1.2 亿千瓦， 有望迎来快速发展，形成对新型电力系统的灵活性补充。

4. 能源政策：容量电价机制助辅助火电建设

能源装备制造行业属于电力产业链上游

能源装备制造行业与能源生产行业同属于电力行业产业链上游。电力设备制造公 司负责将各类发电装备提供给中游“五大六小”等发电集团，最后通过电网管理 分配后输送到下游居民、商业、工业、农业等领域。 因此对于能源装备制造企业而言，新订单将会受到终端需求影响，而采购发电设 备的各大中央、地方等发电企业的电厂建设规划将会直接影响装备企业的经营。

容量电价机制助火电企业消化固定成本

对于火力发电企业而言，其利润会受到诸如利用小时数、装机容量、上网电价、 煤炭成本等多个因素影响，简单来看，煤炭价格主要影响发电燃料成本而上网电 价主要影响营业收入。假设火电厂发电效率为 300 克标准煤/度、煤价 850 元/吨，则燃料成本约为 0.255 元/度，假设上网电价为 0.38-0.45 元，则火电厂度电毛利 为 0.125-0.195 元/度，若煤价上涨将会稀释火电厂利润，可能会间接影响发电企 业对于新增装机的支出决策。2021-2022 年间，动力煤价大幅上行，2021 年秦皇 岛 5500 大卡动力煤均价为 861 元/吨，同比上涨 46.7%，2022 年均价为 1268 元/ 吨，同比上涨 47.3%；同期新增火电装机量出现下滑，两年新增装机分别同比下 降了 5.5%、31.0%，新增装机量和煤价呈现一定反比关系。

2023 年底国家发改委和国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定 自 2024 年 1 月 1 日开始建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。 此项政策的主要目的是为了确保煤电行业健康运行，具体内容方面，2024-2025 年，通过容量回收机制回收煤电固定成本的 30%左右，即每千瓦 100 元（0.1 元 /度），到 2026 年回收固定成本比例不低于 50%，及每千瓦 165 元（0.165 元/度）， 容量电费每月由工商业用户按用电比例分摊。 预计这项政策将有效减轻发电企业的固定资产成本压力，对于发电集团新增煤电 设备也提供了信心，因此也利好煤电设备制造提供商获取新订单。