2024煤炭行业分析：火电碳达峰与煤炭市场展望

1、电力弹性系数或将保持稳定

1.1、电气化时代电力需求可期

复盘国内电力弹性系数变化，2010年以来大体上可以分为两个阶段：

震荡下滑期（2010-2015年）：2008年全球金融危机下国内于2009年推出四万亿投资计划，该计划成功帮助全国走出金融危机，但也刺激了产能扩张。2010-2015年随着需求增速回落，产能过剩问题逐步显现，电力弹性系数逐步下滑，2015年跌至0.04。从用电结构来看，第二产业是用电量的主要支撑，而产能过剩导致第二产业用电量增速快速下滑是这个阶段电力弹性系数下滑的主要因素。

波动反弹期（2015年至今）：自2015年下半年提出供给侧改革以来，低效落后的产能逐步出清，2015年年末PPI出现显著反弹，尽管2017年起增速出现下滑，但截至2019年前增速仍大于0，表明第二产业盈利能力得到改善。与此同时，国内经济结构转变使得第三产业发展较快，其发电量占比逐步提高。第二产业反弹叠加第三产业持续向好带动电力弹性系数波动式反弹至1以上，其中电力生产弹性系数于2020年达到1.61的高位。

电气化进行时，电能需求增长可期。电气化是助力实现碳达峰碳中和、推动能源清洁低碳高效利用的重要途经和方式，政策层面也在积极鼓励推动电气化。根据中电联的数据显示，2021年我国电能占终端能源消费比重为26.9%，同时预计2025年我国电能终端能源消费比重将提高到31.2%。另一方面，我国人均用电量相较于国外仍有提升空间，2021年我国人均用电量6.1MWh/年，远低于加拿大的16.8MWh/年，也低于美国、澳大利亚、日本和德国。电能替代在多个领域具有优势，如电加热具有可控性好，安全高效的优势，在工业上可推广电锅炉、电窑炉、电加热等技术。同时家用电器种类增多以及渗透率提升从居民层面也提高了电气化水平。

1.2、二产有望维持稳定，三产贡献边际增量

制造业进入新的发展阶段。我国是全球制造业规模最大的国家，2011年以来制造业增加值占GDP比重持续下滑，其中一方面是第三产业发展迅速，对GDP边际增量贡献增加；另一方面是国内传统制造业经过多年发展已趋于成熟，增长空间有限。然而制造业是实体经济的基础，是立国之本和强国之基，习近平总书记提出坚定不移推动制造业高质量发展，着力保持制造业比重稳定，推动制造业智能化、高端化、绿色化，制造业已进入新的发展阶段。

新发展初现成效，二产发电占比有望维持稳定。以汽车为例，2021年以来国内汽车出口数量显著提升，2023年全年累计出口522万辆，同比+57%，其中电动车是主要贡献来源。我国出口也从“服装、家电、家具”等老三样逐步转向“电动车、光伏、锂电池”等新三样，表明制造业转型升级初现成效，自2020年以来国内制造业增加值占GDP比重出现回升。制造业是第二产业的重要构成，制造业的转型发展有望带动第二产业发电占比稳定。

第三产业贡献边际增量。随着我国进入经济发展新常态阶段，经济结构调整下第三产业发展迅速，自2015年以来始终是国内GDP贡献率占比最高的行业，仅2020年受公共卫生事件影响短暂跌至46.3%。在政策催化下，5G、数据中心、新能源汽车充电桩、人工智能等为代表的新基建发展迅速，叠加这些领域耗电量普遍较高，部分行业用电量增速显著大于全社会用电量增速，贡献边际增量。

经济增长仍有韧性，电力弹性系数有望维持稳定。2023年11月上海财经大学发表的《中国宏观经济形势分析与预测年度报告》指出，在基准情景下预计2024年国内GDP增速为4.82%。2023年12月中国银行研究院出具的《中国经济金融展望报告》预计国内2024年GDP增速为5%。2024年1月中国科学院预测科学研究中心发布《2024中国经济预测与展望》则预计国内2024年GDP增速为5.3%左右。综合参考下我们假定2024年GDP增速为5%，2025-2030年期间增速匀速回落。电力弹性系数方面2020-2022年分别为1.61、1.2和1.23，预计2024-2030年期间电力消费弹性系数或将维持稳定，我们假定为1.2。

2、电煤需求达峰时间点测算

2.1、核电：核准有所提速，贡献在远期

核电机组核准再放开，未来大有可为。2023年12月，美国与其他21个国家举行的《联合国气候变化框架公约》上发起《三倍核能宣言》，拟推进实现到2050年将全球核能装机容量较2020年增加两倍的目标。表明全球在未来较长一段时间内将大力发展核电，我国也自2019年再度重启核电机组核准，且2022-2023年连续两年核准10台机组合计2408万千瓦，显现核准加速迹象。截至2023年6月我国在运核电机组装机容量仅为5699万千瓦，根据《“十四五”现代能源规划》，目标到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，未来核电装机容量有较大增长空间。

核电装机放量仍需时间。核电建设具有周期长，投资大的特点，根据《核电建设周期、成本变化规律分析》的研究显示，全球第三代机组的计划施工周期平均为78.5个月，且由于第三代机组安全标准高、关键设备和工程建设返工导致出现延期现象。当前我国在建机组共计2430万千瓦，但仅有三台机组共计204万千瓦是2019年以前开工，意味着核电放量仍需时间。

2030年核电装机容量有望达到1.1亿千瓦。根据当前在建核电机组的在产时间及预估建设工期，我们对2024-2030年的新增装机容量进行梳理如下表，预计2030年核电装机容量有望达到1.1亿千瓦。利用小时方面，2018-2020年期间核电利用小时数均值为7344小时，而2021-2023年期间均值提升至7696小时，我们认为这与核电重要性提升、技术进步有关系，因此假设2024-2030年核电利用小时保持与2023年利用小时数相同。

2.2、水电：2024年有望回暖，但仍面临不确定性

来水偏枯导致2023年发电量下滑，2024年或将回暖。在2022年来水偏枯的背景下，水电发电量逐步走低，2023年上半年体现较为明显，月度水电发电量低于近三年和近五年均值。2023年下半年在厄尔尼诺气候下来水出现改善，月度发电量改善显著。全年来看，2023年水电发电量10068亿千瓦时，相较于2020-2022年及2018-2022年均值分别低5.8%和3.2%。国家气候中心数据显示，2023年厄尔尼诺事件在2023年11月-2024年1月期间处于峰值期，来水改善有助于2024年水电出力向均值回归。

水电大省面临干旱，水力发电仍有不确定性。2024年以来云南、四川两个水电大省来水持续偏少，发生不同程度旱情，水利部于2024年3月22日针对云南、四川两省启动干旱防御IV级应急响应。截止到2024年4月初，三峡水位相较于2023年的改善幅度显著收敛，且仍低于2021和2022年水平。根据国家统计局披露，2024年1-2月规上工业发电同比增长8.3%，其中火电增长9.7%、水电增长0.8%、核电增长3.5%、风电增长5.8%、光伏增长15.4%，表明水电出力恢复仍十分有限。

水电装机增量有限。水电是优质的可再生资源，但水电站建设选址受限（相较于火电），涉及生态环保、移民安置、社会影响、电力消纳等问题。当前我国水电开发已过高峰期，用电需求较大的区域水电资源开发已经较为充分，后续开发集中于西南地区如四川、云南等地区。从当前在建机组预计投产时间来看，十五五之前我国或将新增2118.6万千瓦水电装机，其中2025年是投产小高峰。

2030年水电装机容量有望达到4.4亿千瓦。由于大型水电站（200万千瓦以上）的建设工期较长，2024-2025年期间核准通过的机组或大多数在2030年之后投产，因此我们暂不考虑，仅考虑目前已核准的在建机组。结合水电站项目工期及同类型机组投产时间，得到2024-2030年新增水电装机容量下表。水电利用小时数与气候及水位关系较为密切，由于当前三峡水位仍低于2022年，且干旱导致蓄水减少，影响发电，因此我们假定2024年水电利用小时相较于2023年恢复7%。我们取2020-2024年利用小时数，剔除最高值和最低值以降低特殊年份的影响，剩余数值取平均值得到3462小时作为2025-2030年平均利用小时数。

2.3、风光：装机量高增，短期消纳或显压力

政策驱动叠加成本下滑，风光装机量高增。在双碳政策背景下，作为清洁能源的风电光伏拥有较大发展空间。2021年国家发改委连同国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，项目涉及内蒙古在内十九个省市合计建设规模达97.05GW。2022年印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知，到2030年规划建设风光基地总装机455GW，其中十四五期间总装机200GW，包括外送150GW；十五五期间总装机255GW，包括外送165GW。另一方面，风电光伏产业链成本在不断下行，且2023年有加速下行趋势，如2023年风电新增装机对应投资额为4880元/KW，同比-27.3%，呈现加速下行态势；2023年多晶硅下滑显著，综合价格指数从2022年底的170.29跌至23年底的37.15，跌幅达78.2%。在此驱动下，2023年国内风电光伏装机超出市场预期，根据国家能源局统计，2023年风电光伏新增装机293GW，其中光伏新增装机217GW，可再生能源装机截至2023年底已达到14.5亿千瓦时，占全国发电装机量超过50%。

短期消纳或成为制约风光实际发电的关键。风电光伏的发电波动性较大，对电网稳定性运行有影响。随着风电光伏的装机量快速提升，风光消纳问题逐步显现。2024年2月全国风电和光伏利用率分别为93.7%和93.4%，两者均显著低于历史同期水平，反映风光消纳压力比较大。从各省的情况来看，风光资源较为丰富及风光大基地重点区域的利用率相对较低，如内蒙、甘肃、青海等地方，这意味着结构性消纳问题或将更为突出。从电价角度来看，截至2023年山东是累计光伏装机量最多的省份，2023年5月山东电力现货价格出现负值，表明新能源发电供给较为充裕，若负电价出现频次加大也将制约新能源发电收益并降低装机意愿。2024年国家能源局工作会议显示，2024年风电光伏计划新增装机2亿千瓦，低于2023年实际装机量。

2030年风光装机容量有望分别达到9.9和23.6亿千瓦。2023年国内在成本加速下行背景下，风光新增装机大增，在全球新增可再生能源装机中贡献超过50%，超出市场预期。然而伴随着装机高增，短期消纳问题逐步体现，其中光伏消纳问题更为突出。因此我们预计风电和光伏新增装机量将出现降速，但仍旧是增长最迅速的电源。利用小时数方面，预计短期风光利用小时数均将出现下滑，但储能渗透率或将逐步提升，我们假定自2027年储能开始发力带动风光利用小时数企稳开启回升。

2.4、火电：基础电源地位短期难以改变

火电基础电源地位短期难以改变。由于资源禀赋、经济结构和发展阶段的不同，火电在大多数时间都是我国的主力电源。随着双碳政策的提出，火电的地位有所变化，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指出，推动煤电向基础保障性和调节性电源并重转型。考虑到我国“富煤”国情、水电可利用资源有限、风光发电波动大且短期面临消纳问题、核电建设平稳等因素，结合火电机组建设周期短、发电灵活等特点，火电仍将在较长一段时间内保持基础电源地位。2023年11月发改委及国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，以回收煤电机组一定比例固定成本的方式体现煤电的支撑调节价值。

火电审批有所回摆，装机容量仍有提升空间。十一五至十三五期间煤电新增装机逐步回落，从十一五期间年均6400万千瓦回落至十三五期间年均3600万千瓦。在双碳政策提出的2021年火电机组核准仅为716万千瓦。2021年下半年电力供应紧张反映了火电作为稳定电源的重要性，同时火电机组也可作为风光等清洁电源的调节电源，在此背景下火电审批有所回摆，其中2022年和2023年分别核准7835万千瓦和5687万千瓦，远高于2019-2021年期间。考虑到火电机组建设周期较短，预计2023-2026年期间火电新增装机容量处于相对较高水平。

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