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。 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。
2030 年火电装机容量有望达到 15.2 亿千瓦。根据 2019-2023 年火电机组核准公 告，我们梳理了 2024-2030 年新增火电装机容量，假定 2029 年及以后火电无新增装 机，预计 2030 年火电装机容量有望达到 15.2 亿千瓦，其中燃煤发电装机量或达到 12.7 亿千瓦。利用小时数方面主要依据总发电需求量和核水风光等发电量倒算，得 到 2024-2030 年火电利用小时。
电煤达峰时间点或将在 2027 年出现。综合前述测算，我们预计 2027 年火电发 电量将达到峰值，为 62807 亿千万时，其中燃煤发电为 57213 亿千瓦时。燃煤机组 达峰后发电量不会迅速下滑，预计到 2030 年，燃煤发电量仍高于 2024 年水平。
3、 电煤达峰煤炭仍有价值
3.1、 煤化工仍将贡献煤炭消费增量
原料用能不纳入能源消费总量控制叠加能源安全诉求，煤化工大有所为。2022 年国家发改委及国家统计局发布《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控 制有关工作的通知》，用于生产非能源用途的烯烃、芳烃、炔烃、醇类、合成氨等产 品的煤炭、石油、天然气及其制品等，属于原料用能范畴；在国家开展“十四五” 省级人民政府节能目标责任评价考核中，将原料用能消费量从各地区能源消费总量 中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。此外，从能源安全视角来看，我国在 富煤的国情之下，增加煤化工有利于降低对石油等替代能源的依赖。 新增煤化工项目持续落地。2023 下半年以来甲醇开工率持续上行，2024 年至今 开工率基本处于历史同期高位，考虑到甲醇预投产项目较多，国际油价较为稳定下 的挤出效应，甲醇耗煤预计仍将继续增加。除甲醇以外，其他煤化工产品如（聚） 乙烯、（聚）丙烯同样具有较多新增产能等待落地。
化工耗煤提升有望延迟煤炭需求达峰时点。2017 年以来国内化工行业耗煤量持 续提升，2023 年同比达到+9.4%，高于 2023 年煤炭消费量增速（+5.6%），2020-2023 年 CAGR 为+8%。展望未来，国内煤化工产品需求预计仍将维持增长态势，国内煤 化工产能持续落地也将带动耗煤量进一步提升，延迟煤炭需求达峰时点。
3.2、 煤炭供给偏紧格局仍将持续
新批产能有限，且短时无法贡献产量。新建矿是增加供应的最主要形式。2020 年煤价处在发改委的政策管控区间，煤炭供需基本平衡，政策层面对于新增煤矿项 目持谨慎态度，新批建煤矿项目大幅减少；2021 年提出碳中和政策，煤企面对 2030 年的碳达峰目标，投建新矿井的意愿明显减弱，资本开支主要用于矿井的维护以及 机械化、智能化的更新替代，且新建矿基本需要 3 年左右，短期无法供应更多产量。2020 年以来新疆新批复产能明显增加，但疆煤大多就地消化且出疆量受价格影响， 对内地供给影响有限。 核增产能增量有限，且同样需要时间。核增产能是增加供应的一种辅助形式， 可以通过两种方式：一是对之前已生产但证照不全的产能进行核增，可立刻释放产 量；二是对原有矿进行改扩建或技改，但释放产量仍需要一定时间。前期保供以第 一种方式为主，但此类核增基本已是最大限度的挖潜，后续继续核增将以第二种方 式为主。2022 年以来发改委多次提到全国要增加产能 3 亿吨，但投产时间尚不确定。
矿难频发倒逼安全生产，2024 年山西有望减产 7800 万吨。增产保供背景下， 煤矿生产高负荷，采掘接续紧张的问题愈发突出。同时，2023 年以来安全事故频发， 年初内蒙阿拉善盟露天矿难事件，致使安全生产大检查逐步趋严，国家矿山安全监 察局对煤矿安全专项整治活动持续 2023 年全年。山西省政府办公厅印发《2024 年山 西省煤炭稳产稳供工作方案》指出，2024 年全省煤炭产量稳定在 13 亿吨左右，2023 年山西省煤炭产量 13.78 亿吨，测算理论减产空间 7800 万吨，占 2023 年全国原煤产 量的 1.7%。2024 年 1-2 月国内原煤产量 7.1 亿吨，同比-4.2%，自 2021 年以来同比 首次转为负值，其中山西省前两个月原煤产量同比-18.1%。山西作为国内产煤大省， 减产使得全国煤炭供给更为紧张。我们认为随着主要产煤省持续高强度资源开发、 华东及东北等产地煤炭资源逐步枯竭，未来煤炭供给或将持续偏紧。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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