2022年冬季煤价会下跌吗(电力行业投资策略：新型电力系统倒逼电改，电力迎来黄金时代 - 知乎)

电力行业投资策略：新型电力系统倒逼电改，电力迎来黄金时代 - 知乎

一次能源结构决定终端能源消费方式，当前全球范围内电能占终端能源比例均极为有限。能源消费为人类文明的基石，2020年我国一次能源消费量达到50亿吨标煤，其中化石能源占比84%，非化石能源占比16%。但是从一次能源到终端能源，转换次数越少效率越高，因此全世界范围内，即便电气化社会经过百年发展，大部分化石能源仍不用于发电，而是直接作为终端能源。

碳中和约束下，未来化石能源消费量需极度压减，一次能源结构需发生根本性变化。从碳排放约束来看，2020年我国共排放138亿吨CO2-e温室气体，碳中和约束下2060年需降至20亿吨以下，由于农业等刚性排放存在，留给化石能源的排放空间极其有限。未来化石能源在一次能源消费中的占比需尽可能压减，仅存的少量化石能源预计主要用于电网调峰调压。

全社会迎来再电气化机遇，用电增速成为碳中和进展的指标，与GDP增速的相关性减弱。全社会迎来再电气化机遇。终端用能结构的深度替代使得用电需求增速与GDP增速的相关性减弱，而是成为碳中和进展的指标，新驱动力下预计中长期用电需求增速上修且增速更加平稳。

我国已正式承诺2060年非化石能源占比提升至80%以上，由于非化石能源（水风光核）只能用于发电，化石能源预计相当一部分为调峰电源，预计届时电能占终端能源使用量的比例将由目前的27%提升至90%以上，能源消费总规模稳定的情况下，预计全社会用电规模扩容3-4倍。

全社会用电规模增长叠加电源结构替代，新能源装机预计迎来至少2个10年的高速增长。根据非化石能源储量倒推，由于水电资源总量有限、核电选址及安全要求苛刻，预计2060年风电光伏发电量占比将从2020年的9.5%提升到60%-70%，提升6-7倍。叠加全社会用电总规模增长，未来40年新能源发电量将坐拥20倍以上增长空间，成为能源领域最强成长赛道。

节奏上看，预计新能源运营拥有至少2个10年维度的两位数复合增速成长期：1)2030年碳达峰前用电需求高增长叠加新能源低基数；2）2030-2040年存量火电寿命集中到期引发替代需求。

有利于释放全社会用能量上限12月10日中央工作会议推动能耗双控向碳双控转变，全社会用能量上限有望打开.中央经济工作会议对前期激进能源双控进行纠偏，提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变。

此次措辞前半部分延续了10月国常会表述，后半部分首次提出向碳排放量双控转变。我们分析新政有利于提升全社会用能量上限，加速全社会电气化进程，更符合碳中和本意：

1）在原有政策下，全社会总用能量受到严格管控，随着“能源双控”向“碳排放量双控”转变，可再生能源消费量将不计入能源消费总量，将彻底释放能源总消费量上限；

2）电气化为工业、交通领域减少直接碳排放最主要的方式，能耗双控向碳双控转变推动电气化速度加快，最终将减碳重任交棒给电力行业，全社会用电需求增速进一步上行。（报告来源：未来智库）

实证来看，长逻辑的短期效果更显著，碳中和首年电能消费占比即大幅提升支撑数据（1）：2021年GDP增速下行但用电增速上行。去除2020年疫情影响，以2019年为基数，2021年上半年我国GDP两年复合增速5.3%，低于2019年同期的7.1%；前三季度GDP两年复合增速5.15%，低于2019年同期的6.2%。但是2021年上半年用电量两年复合增速6.3%，高于2019年同期的5.0%；前三季度用电量两年复合增速6.95%，高于2019年同期的4.4%。

支撑数据（2）：2021年全社会用电量增速超过一次能源消费总量增速。2021上半年我国一次能源消费总量同比增长10.5%，而全社会用电量同比增长16.21%；前三季度一次能源消费总量同比增长7.3%，而全社会用电量同比增长12.93%,用电量增速远超用能量增速。

2021年用电高增速并非来自高耗能产业，而是全社会增速普升，地产潜在下滑影响有限。从全社会用电增量贡献来看，1-10月四大传统高耗能产业黑色、有色、非金属矿物和化工合计用电量占比为27%，但是贡献用电增量仅为19.2%，高耗能产业用电增速大幅低于全社会平均。

9、10两月高耗能产业对用电增速已然负贡献，重工业及地产产业链权重大幅降低。同时，高炉转电炉、金属制品深加工以及多晶硅等新兴高耗能产业发展导致高耗能单位产量用电量提升。

另一方面，经济结构变迁发挥重要作用，公共服务及管理、批发零售、城乡居民，计算机通信、交运仓储行业用电增量可观，智能化、数字化直接拉动用电需求，2022年用电有望维持高增速。

用电需求高增+有效装机增速不足+新能源不稳定性+电煤矛盾爆发，久违限电再次出现。9月电荒来自多方面，引爆点源于极端煤价下煤电企业现金流亏损，“计划电-市场煤”矛盾集中爆发，但是电力供需趋紧从“十三五”后期已经开始，2020年底零星限电并未引起足够重视。

2017年煤电供给侧改革及2018年保卫蓝天三年计划大规模停建、缓建煤电机组，煤电新增装机容量大幅减少，新能源成为主要装机增量来源，在调峰储能配套滞后背景下，电网愈加不稳定。

能源双控加剧少部分省份电荒程度，但非电荒主因。结合国家能源*披露的2021年上半年各省能源双控完成情况晴雨表看，仅少部分限电省份能耗双控超标，限电最严重省份反而双绿灯。

供给端：2021年尚有水核投产，往后几年煤、水、核三大传统电源增速均大幅下滑，新能源增速快但基数低，且无法满足高峰负荷，难以弥补传统电源增速掉档

1）煤电长期为我国用电存量及增量主体，在当前技术环境下，我们分析完全停止新建煤电装机不具备现实可行性，但是大规模上量亦不符合政策导向，煤电在新增用电量中的占比将持续下降。

停止新建煤电装机不具备现实可行性，激进去煤方案得到有效纠偏。无论是总发电量还是历年发电增量，煤电始终为我国最重要的电源，支撑全社会用电量比例达到70%，多数年份贡献发电增量超过50%，煤电新增装机“一刀切”式削减不具备现实可行性。12月中央经济工作会议一改此前“严控煤电新增装机”表述，明确“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”。含高参数基荷电源、调峰火电、特高压配套机组在内，我们分析“十四五”新增火电或不低于150GW。

煤价中枢上台阶，碳中和背景下煤电成本或永久式抬升，煤电电量电价需进一步放开。近年来我国多次提出推进生产要素市场化，但是“计划电-市场煤”矛盾延续20年始终悬而未决。虽然我国2019年将煤电电价政策改为“基准+浮动”机制，允许下浮15%、上浮10%，但是2019年国家层面明确表示2020年暂不上浮，电价形成了只能下浮不能上浮的惯例。10月国常会提出深化电力体制改革，煤电电价允许上浮20%，高耗能产业不受限制，从竞价结果来看各省基本顶格上浮。但是碳中和下煤价中枢或永久式上移，煤电企业盈利能力尚无法恢复至合理水平，煤电电价需要进一步放开，否则电力企业无任何动力新增燃煤发电机组。

新型电力系统下煤定位逐步转变，煤电电价机制需深度调整，辅助服务市场亟需建立。更长维度看，我国当前各电源电价体系均以煤电为基础，未来以新能源为主体的新型电力系统下，煤电定位将逐步转变，国家层面已明确发文加快煤电机组灵活性、节能以及供热改造。当煤电功能转向调峰为主后，利用小时数大幅降低、机组损耗大幅提升，单纯的电量电价机制无法体现低开机率下的煤电保障性功能，调峰补偿等辅助服务市场以及容量电价机制亟需建立。内蒙古8月提出灵活性改造新增调节能力对应的新能源指标归改造企业所有，一定程度激励煤电企业灵活性改造，但是如果没有相应辅助服务市场，运营期内的火电调峰积极性将无法保障。

2）水电受资源总量限制，2020-2022H1我国实为水电投产小高峰，投产电站包括乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟等，此轮高峰过后我国除**外水电基本开发殆尽，未来增速大幅下滑。

根据建设进度，2020年下半年-2022年上半年我国迎来以乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟为代表的新一轮投产高峰。新投产机组多位于河流上游，水电的“低成本”属性被大幅削弱。从绝对量上看，预计我国“十四五”期间投产的水电装机或仅略低于“十三五”，但是考虑到全社会用电体量已经今非昔比，“十四五”期间水电可支撑的用电增速远逊“十三五”。

新型电力系统下水电定位发生变化，适宜电站开展梯级储能改造，调峰价值有望重估。水电为唯一具备调峰储能能力的非化石能源。水电瞬时出力可控，灵活性高于火电，调峰基本不存在额外成本，较化学储能有绝对经济性优势，未来有望升级为新型电力系统的稳定器。除水风光一体化基地外，适宜水电也可安装抽水装置，改造为混合式抽蓄电站。目前青海省已经明确提出建设黄河上游梯级电站大型储能项目，水电未来有望通过调峰功能得到价值重估。

3）核电2021年我国投产4台机组，预计2022年投产3台机组。但是福岛核事故后我国核电审批长期停滞，新一轮核电审批2019年才重启，建设周期在6年左右，我国“十四五”中期将出现核电机组投产断档期，对长三角、珠三角地区电力供需格*影响极大。

受福岛核事故影响，2016、2017以及2018年底之前我国未审批新核电机组，根据建设进度，预计2021、2022年为我国核电机组投产小高峰，十四五中期为核电投产空挡期。2018年底我国核电审批重启，但是三代机组从开工到投产需要6年左右，由此推算下一轮投产高峰需等到2025年下半年，新审批机组难解当下燃眉之急，“十四五”核电增量非常有限。

核电装机断档对沿海省份，尤其长珠三角影响极大。我国现有及在建核电全部位于沿海，“十三五”广东、浙江分别投产6台和2台核电，而“十四五”2025年下半年之前均无机组投产，核电断档影响基本由沿海省份承担，导致沿海省份电力供需更加紧张，或将增加海上风电需求。

4）新能源增速快但基数低，且无法满足高峰负荷，难以弥补传统电源增速掉档2021年以来陆上风电成本快速下降。受益大型化趋势，我国风机价格进入快速下行通道，7-9月中标价维持在2400-2500元/kW之间，较2020年初几近腰斩，平价时代收益率不降反升，上半年国内风电招标量大超预期。

10月国常会提出加快建设沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，目前首批100GW大基地已经陆续开工，第二批项目启动申报，有望支撑陆上风电中期高增速。

沿海省份电力供需紧张更加明显，对海上风电的迫切性较高，平价倒逼海风快速降本。2021年为海上风电平价前最后一年，面临补贴退坡和成本尚高双重压力，海上风电招标较低，但是当前风机最低报价已降至4000元/kw以下。叠加风机大型化带来的土建安装成本摊薄，中性假设下海风总成本降至12000元/kw以下时可实现平价，业内预期2023-2024年有望实现。受核电断档等因素影响，沿海省份电力供需紧张更加明显，海风地方性补贴有望加速平价进程。

终端电价上涨带来分布式光伏性价比提升，分布式光伏有望成为新能源装机新增量。过去几年我国持续降低一般工商业电价，工业企业安装分布式光伏的积极性有限。但是在煤电电价新政影响下，一方面安装分布式光伏可显著降低用电成本，另一方面如果未来阶段性限电、有序用电成为常态，分布式光伏可增强工业企业电源可靠性，带来分布式装机需求井喷。影响“自发自用，余电上网”分布式光伏项目回报率最主要的因素为当地一般工商业电价，一般工商业电价绝对值与基准上网电价相关但非完全对应，随着上网电价上涨，一般工商业电价与上网电价差值越小的地区，一般工商业电价上涨弹性越大，以广东、福建等地最为明显。

供需平衡表显示未来十年我国电力供应可能持续偏紧。我们测算“十四五”煤电仍需保持较高的利用小时数才能勉强平衡，电力供需长期趋紧。

供需趋紧支撑电价上行带来电力行业长期高景气。电力供需趋紧是电价走强最重要的支撑，2018年以后市场化电价与煤价的相关性有限。我国历史电价主要经历两个阶段，2015年之前的煤电联动时期以及2016年后的煤电联动停滞+市场化交易时期。2012年之前我国电力供需整体处于偏紧状态，煤电联动基本得到有效执行。2016年起我国电力供给过剩，供需格*不利于电力企业，煤电联动始终未启动，国家在推动市场化改革时也直言“抓住电力供给整体过剩的窗口”。2018年后我国电力供给边际趋紧，即便煤价呈下跌趋势，市场化竞价价差仍持续收窄，因此电价更取决于电力供需格*而非煤价。

新型电力系统的内涵：源网荷储智能互动，多种能源系统融合协调。新型电力系统是以新能源发电为供应主体，坚强智能电网为基础平台，以先进信息数字技术、统一开放市场机制为支撑，实现网源荷储智能互动，多种能源系统融合协调，具备绿色低碳、安全高效、广泛互联、灵活智能特征的适应未来经济社会、能源环境可持续发展的电力系统。新型电力系统的目标特征为：绿色低碳、安全高效、广泛互联、灵活智能。

未来新型电力系统“三高”、“两峰”特征显著。“三高”，即高比例新能源发电、高度电力电子化和高送受电占比。“双峰”，即我国用电需求已呈现冬、夏“双峰”特征。未来，随着电能替代推进和人民生活水平提高，“双峰”特征将更加凸显，叠加水电丰枯季节特性、新能源反调峰特性，电力保障供应难度逐年加大。（报告来源：未来智库）

随着新能源占比提升，我国电力系统将面临三大问题。问题一，电量电力平衡问题。新能源置信容量低，负荷高峰时刻，新能源电力支撑能力不足，新能源出力具有季节特性，月度电量分布无法完全匹配负荷需求，存在季节性电量平衡难题，新能源装机越大，随机性越强，受极端气候影响的风险越高。问题二，安全性问题。由于新能源的不可控性，电力电子装置的低惯性、弱抗扰性、多时间尺度响应等特性，以及受端电源“空心化”等问题，系统功角稳定、频率稳定、电压稳定问题交织，并出现网络安全等新问题。问题三，综合成本上升问题。考虑统筹全寿命周期综合成本（包括电源电网初始投资、运行费用、系统灵活性及安全性提升投资等），能源转型过程，除新能源接入和跨区域互联带来的投资，解决系统平衡和安全问题需要新增投资，因此虽然发电成本持续下降，但综合用电成本将会有所上升。

电力政策频出疏导系统成本，电力市场化改革迎来最高层重视。健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格*。要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。

要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。我们认为新型电力系统下用能成本提高，电价上涨成为必然。未来需要打通源网荷储各环节链条，通过调动电源侧、电网侧、负荷侧积极性参与市场，共同承担用能成本上涨，最小化全社会用能成本，保障电力系统平稳运行。

年初以来新型电力系统框架徐徐展开，尚有多个节点尚未打通，2022年政策节奏值得期待。

多能互补优化运行，平滑电源出力曲线。水、风、光等清洁能源发电特性各不相同，联合优化运行可以充分利用多种清洁能源在时间和空间上的平滑效应和互补效益，实现电力系统运营最优化。从商业模式来看，灵活性电源（水、气、储）利用其出力灵活性对新能源电量进行实时互补，一方面发挥调节性电源出力互补特性，提高新能源消纳；另一方面借助特高压输电通道打捆送出，节约外送线路资本开支。火电灵活性改造空间广阔气机启停迅速适宜调峰。

火电灵活性改造能将机组最小出力由传统的60%降至30%，提高调峰效率；燃气机组启停快、运行灵活，可为清洁能源与负荷波动提供灵活调节，两者挖掘调峰潜力最具现实可行性。国家发改委10月底发布开展全国煤电机组改造升级的通知，计划十四五期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力30gw-40gw。按照中电联单位千瓦成本500-1500元测算市场规模约150-600亿。随着辅助服务市场逐步完善，火电灵活性改造盈利模式逐步清晰，行业将迎来加速发展。

电压不平衡问题逐步加剧，无功补偿设备空间巨大。无功功率的作用是能在电气设备中建立和维持磁场，维持电压平衡。当前大量大功率负载增加导致三相不平衡，损耗增加。无功补偿设施由于能根据系统需要自动在电网电压下降时增加无功输出，在电网中举足轻重。目前无功补偿方案包括同步调相机、电容器、SVC和SVG，其中SVG是目前电网无功补偿最理想的方式，能够迅速吸收或者发出所需的无功功率，保证运行电压的稳定。

特高压直流解决我国一次能源分配不均匀问题特高压交流主要作为直流配套。特高压直流是跨区远距离输电的最优解决方案，我国九大清洁能源基地中的八个位于西部和北方，未来西电东送、北电南送规模继续增加。十四五期间将再推进建设金上—湖北，哈密—重庆，陇东—山东，藏东南—大湾区等特高压直流项目。

三大应用需求催生柔性直流输电高速发展。柔性直流（VSC）是采用全控功率半导体（IGBT等）构成的柔性换流阀为核心进行交直流转换的直流输电技术。相比于传统以晶闸管为主的常规直流输电（LCC），具有灵活可控、可独立控制无功功率、支持弱电网、易于构成多端系统等技术优势，拥有三大应用场景。

场景一：远海海上风电送出。柔性直流相比于高压交流输电，远海情景下输送效率更高，输送容量更大，经济性更好。与未来海上风电远海化、大基地化的发展趋势一致。

场景二：LCC-VSC混合技术路线解决直流落点密集区域的特高压换相失败问题。华东、华南电网直流落点密集，且未来还有区外来电需求。常规直流存在的换相失败风险影响了特高压直流的进一步建设。通过LCC-VSC混合技术路线，外加存量常规直流改造为柔直解决换相失败问题。

场景三：柔直互联增加电网互济能力，提高电网安全性。通过柔性直流将区域电网互联，增加区域电网间互济能力，提高电网运行效率。广东、江苏等地电网规模大，短路电流超标等问题突出，加入柔直可有效提高电网安全性。

配网成为未来电网投资重点，提高分布式光伏接入能力和提高用电可靠性是主要目的。南网“十四五”规划电网总投资6700亿元，其中配网投资3200亿元占比接近一半。分布式光伏在配电网内就地消纳，十四五期间预计新增分布式光伏1.5亿千瓦，配电网需进一步增加容量，提高分布式光伏消纳能力。我国供电可靠性相比于发达国家明显偏低，未来“分布式电源+用户侧储能+电动车”三大赛道齐发力，对供电可靠性造成巨大压力。

配网增容扩容和智能化是两大方向。配网急需升级改造的本质原因是配网内电力流动增加，因此增容扩容是基础。我国现有配电网以链式、环网等拓扑结构为主，以后向更加可靠的“双花瓣”等方向发展.配网侧接入的电气设备数量和种类不断丰富，需要配以高质量的智能设备进行监测和管理，提高运行效率和可靠性.配电网智能化的主要方向有：智能网关、智能感知、故障自愈、智能监测、智能通信等。

分时电价为需求侧响应提供盈利渠道多产业发展空间广阔.为了引导需求端，从中央到地方分时电价政策陆续出台，国家层面，7月国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》给予明确信号，地方层面，6月至今多地陆续出台分时电价，引导用户错峰用电以给予电力系统灵活性定价。

电能替代进一步扩展用电领域挖掘负荷灵活性参与电网调节.碳中和背景下化石能源需全面退出燃料领域，其核心在于能源生产侧实现清洁替代，能源消费侧实现电能替代，电能占终端能源利用的比例将趋近100%。用电技术进步是消费侧电能替代的关键，以电制热（冷）技术、电动汽车、电化学技术为代表的电能替代持续扩展用电领域，各类用电技术将朝更加节能、高效、智能、可控的方向发展，推动用电负荷灵活可控，实现传统的“源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。

商业模式逐步清晰政策落地+技术进步助推多行业发展.用户侧储能：当前用户侧储能盈利模式主要包括峰谷套利、需量电费管理、动态增容，一般而言在峰谷电价差额超过0.7元/kwh时，用户侧储能收益可观.分布式光伏：分布式光伏收益模式分为标杆上网电价、净电量结算、自发自用余量上网，随着装机成本逐步下降、整县推进和央企入*，十四五期间预计高速发展。可中断负荷：指对用户侧的负荷特性、用电效益、停电意愿等加以考虑后引入需求侧管理，通过签订经济合同实现电网高峰时段或紧急状况下中断部分负荷。8月蒙西电网发布有序用电方案（征求意见稿），鼓励建立可中断负荷电价和高可靠性电价机制，有望更大范围推广。

储能能够提高风光发电质量实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用.源网荷储四种方式中，储能是唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，发挥能量调节功能，实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用，达到“类常规电源”的效果.储能可分为物理、电化学、电磁、热能和化学储能，其中物理储能和电化学储能技术相对成熟，储氢和光热等新型技术目前成本高昂，存在应用*限性。截至2020年底我国储能累计装机规模35.6GW，其中抽水蓄能占据90%左右；其次为电化学储能。

抽水蓄能：两部制电价保障盈利水平，打开抽水蓄能发展空间。当前抽水蓄能度电成本约为0.2元/千瓦时，远低于电化学储能和其他方式，磷酸铁锂电池作为目前商业化应用的综合性能较高的典型储能技术，其度电成本为0.62-0.82元/kW·h。

从潜在资源和政策规划来看，十四五期间我国抽水蓄能投产规模将翻一番。国家能源*发布抽水蓄能中长期发展规划，目标2025年投产规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上。

十三五期间抽蓄规模低于规划主要掣肘在于成本疏导困难。2021年4月两部制电价出台，将抽水蓄能成本纳入输配电价核算，理顺抽蓄行业成本传导机制，并为企业合理利润兜底。

电化学储能：电源侧配置储能或成为标配项目盈利渠道进一步拓宽。各省为了提高新能源并网效率，降低弃风弃光率，纷纷发布新能源配置储能方案。截至目前已有超20余省份提出新建项目鼓励配置储能政策，配置比例大致在5%-20%之间。

各地政策均明确储能可以参与辅助服务市场获得收益，但实际上除储能绑定火电机组形式外，其他储能目前还难以进入市场，未来随着电改深化，储能有望参与市场获得收益。与此同时，近日广东省提出储能费用纳入电价由全体用户共同分摊，这一政策进一步扩宽了储能项目盈利渠道。

储能应用贯穿源网荷全产业链多种应用模式涌现。

为电源服务：1）储能联合火电机组调频；2）新能源场站配置储能减少弃电与并网考核；3）储能通过共享方式参与调峰；4）储能参与辅助服务市场调峰调频。

为电网服务：1）电网企业经营性租赁；2）合同能源管理机制；3）容量电费机制。

为用户侧服务：1）削峰填谷降低电费；2）光储一体化模式提高光伏自发自用率。（报告来源：未来智库）

商业模式升级：新能源没有燃料成本，业绩稳定性远高于火电，转型带来度电利润扩张。从电力产业链来看，化石能源电源上游是燃料供给，而可再生能源不存在燃料供给，本身就是运营环节全部上游。在正常年份煤电毛利率也仅有10%-15%，营业成本中燃料成本占比超过70%。而新能源运营由于没有燃料成本，毛利率普遍可达50%，新能源转型带来度电利润扩张。

综上，我们总结碳中和为电力板块带来1）电气化率提升->全社会用电规模扩容；2）电力行业脱碳->新能源发电量占比提升；3）发电原理改变->电力产业链利润转移三重互为乘数的影响。

新能源经营模式类似水电，但是业绩更加稳定，碳中和下添翼带来更高成长性。与经营模式类似的水电相比，水电站虽然有一定调节能力，但是发电量受单条河来水波动影响较大；而新能源公司项目遍布全国，各地区光照、风况可以形成对冲，业绩稳定性高于水电。另一方面，新能源装机拥有显著更高的成长性，碳中和背景下未来装机扩张进一步加速，一线龙头2025年新能源规划装机普遍为2020年存量装机体量的3-4倍，从而带来更高估值。

美股火电转型新能源运营商新纪元能源完美诠释长坡厚雪复利增长，股价40年400倍。美股新纪元能源（NEE.N）为传统电源转型新能源的全球标杆企业，近40年股价实现指数增长，基本没有回调，累计上涨超过400倍，当前市值超过万亿人民币，PE长期维持在40倍以上。公司传统电源装机总规模保持稳定，为新能源转型提供充足现金流，新能源装机持续成长，为业绩估值双升的最重要原因。公司2020年底总装机规模约50GW，非化石能源占比约50%。

新能源单个项目类债资产显著可实现滚雪球式增长。理论上新能源项目核准即可确定全生命周期现金流，IRR是衡量盈利能力的最佳指标。表面上影响IRR的四大指标为设计利用小时数、单位造价、上网电价和贷款利率，但是实际上新能源项目的最终IRR往往是上市公司资源储备、管理机制、隐形资源等综合作用的结果。

与单个项目相比，新能源公司可将存量项目的一部分资金用于分红，富余资金用于投资新的项目进一步增厚企业价值，实现滚雪球式增长，因此新能源公司估值大幅高于单个新能源项目。

考虑到现阶段新能源运营商普遍可通过IPO融资、定向增发、出售传统资产、发行ABS产品等方式进行外部融资，并非纯内生增长的模型假设，因此上述结果可视为新能源运营商估值下限。

与新能源设备相比，我国新能源运营市场相对集中。投资三类参与方关注点不同：

1）全国性央企。新能源运营市场空间足够广阔，我们认为全国性布*的“五大四小”央企均有机会做大做强，“五大四小”旗下上市平台主要看公司治理、集团定位。

2）地方国企、央企地方性平台。由于风光资源分布极度不均，地方性平台受资源禀赋限制明显，短期看在建，中期看储备，远期看地图。首选内蒙古，次选沿海省份。

3）民营企业。平价大基地为主的开发模式下，民营企业在项目资源、融资成本上具备天然劣势，因此我们认为民营企业关键在于特色，关注细分领域的机会。

随着新型电力系统的建立，我们预计未来市场化交易、分时电价、柔性负荷等机制逐步完善，用户用电场景变得更加灵活复杂。得用户者得天下，专业的电力企业正在逐步从单一发电向综合能源服务商转型。通过分布式光伏、储能、节能改造等手段保障客户用能需求同时降低用能成本是关键。

（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。）

煤价下跌时间预测？

很难准确预测煤价下跌的时间。因为煤价受到多种因素的影响，如需求量、产量、进出口政策、矿难事故等因素都会对煤价产生影响。而这些因素变化十分复杂，很难进行精确预测。虽然不能准确预测下跌时间，但可以根据市场煤炭供需情况和宏观经济政策的走向，进行一定程度的判断，尽可能降低风险，进行合理的投资规划。

央视调研煤炭保供！煤价会跌吗？

主产地：

今日主产地煤市延续‘稳’字当头。一方面，受政策压力，周边疫情影响价格承压趋稳，煤矿调价偏重根据周边厂矿及场地拉运车数量，市场不温不火，上行乏力。今日有一家煤矿籽块煤现下调，释放的信号有待观察；用煤企业刚需及周边集运站采购等，市场化工煤供给略偏紧。煤市参与者多持观望，煤矿拉煤车相对前段时间明显减少。昨起内蒙准格尔全旗暂实行相对静默管控，但不影响保供车辆。

港口结构性货源行情紧缺仍存，目前进港量煤炭连续下降明显，大秦线检修及国家重要会议也陆续进入尾声，随着全国大降温，电厂日耗的回落，供应也将缓解。

央视财经聚焦能源保供。据报道，供暖季将近，京津冀地区重点电厂煤炭库存达15天以上，国家能源集团启动迎峰度冬能源保供工作。为进一步做好全面复工复产及2022年冬季煤电保供工作，缓解煤炭企业生产经营压力，贵州省新增省煤电调节机制专项资金10836万元，预拨盘江煤电等6家煤炭企业2022年度电煤供应考核奖励资金10085万元。预计6家煤炭企业全年拟供应电煤1975万吨，为煤电供应保障提供稳定性支撑。

煤老板网·热点速递

二、国家和河南省“十四五”规划项目：西峡煤炭储备（配）基地开工

煤老板网·走势分析

北方8港库存走势

环渤海主要港口煤炭装卸生产晚报

免责声明

【中心日报】2022年11月30日——寒潮来袭煤价止跌趋稳

每日大数据

——与11月29日比

主产地

主流港口（北方）

海运费

期货简析（ZC2301）

进口煤

往期回顾

【中心日报】2022年11月29日——冬季用煤高峰临近煤价或止跌企稳

【中心日报】2022年11月28日——港口库存增加煤价跌幅有所收窄

【中心日报】2022年11月25日——报价跌幅扩大市场悲观气氛蔓延

2022年元旦期间百姓取暖煤市场价会降点吗？

不会降价的，家用取暖炉用煤已经有所涨价了

【中心日报】2022年11月29日——冬季用煤高峰临近煤价或止跌企稳

每日大数据

——与11月28日比

主产地

主流港口（北方）

海运费

期货简析（ZC2301）

进口煤

往期回顾

【中心日报】2022年11月28日——港口库存增加煤价跌幅有所收窄

【中心日报】2022年11月25日——报价跌幅扩大市场悲观气氛蔓延

【中心日报】2022年11月24日——需求持续性低迷煤价降幅扩大

简述近来来我国煤炭市场价格持续走低的主要原因地理知识

一、原煤产量同比上升10月份，全国原煤产量28354万吨，同比增长1.5%。1-10月份全国累计生产原煤285279万吨，同比增长4.8%。10月，陕西生产原煤5004.73万吨，同比增加554.03万吨，增幅为12.45%；1-10月，陕西累计生产原煤43589.62万吨，同比增加7020.98万吨，增幅为19.20%。此外，前三季度蒙古原煤产量68066万吨，占全国累计产量的26.3%，同比增长12.8%；山西原煤产量64184万吨，占全国累计产量的24.8%，同比增长7.5%；陕西原煤产量41294万吨，占全国累计产量的15.9%，同比增长12.2%。三省区上半年生产原煤17.35亿吨，占全国原煤产量的67%。随着国家层面有步骤地释放优质产能，全国煤炭供应形势逐步宽松。二、大秦线沿线港口库存居高不下监测数据显示，10月份秦皇岛港口煤炭库存呈稳步回升的态势。截至11月8日秦皇岛港煤炭库存虽受大秦线检修影响有所回落，但库存依然处于高位，较去年同期回升270万吨，涨幅达63.16%。1-9月份全国主要港口累计发运煤炭5.44亿吨、同比增加7580万吨、同比增长16.2%。9月下旬以来，随着国家发改委的保供应政策显效，铁路总公司、太原铁路*加大调运力度，日均装车高位运行，日均运量稳定在120万吨以上，秦港方面也高效接卸，港口日均卸车稳定在8000车以上，对港口煤炭场存形成了明显的补充。三、港口贸易商抛货情况逐渐增多近期由于沿海电厂耗煤量持续下滑，库存量明显提升，加之长协煤保供以及对后市预期偏悲观的影响下，整体终端对市场煤采购积极性不高，在买涨不买跌的心态下，实际交易较为冷清。港口贸易商抛货情况逐渐增多，不乏有一些低价货出现。在市场下行的过程中，终端接货也会带一部分预期来出价，所以整体还盘接货价格压得很低，报还盘价差较大，实际成交稀少。进口动力煤市场也非常冷清，报盘和询盘都比较少。由于外矿当月可售货源不多，多数货量在贸易商手上，离岸报价相对比较坚挺，然而由于中国国煤价开始走弱以及进口煤减少等因素影响，下游观望增多，需求明显减弱，进口贸易商也有开始抛货的情况，另外国际海运费也有下降，使得进口煤到岸价较前期有一定幅度的下跌。四、供暖季需求不佳10月份沿海六大电厂平均日耗、库存均呈回落的态势。当月沿海六大电厂日均库存量为1032.00万吨，较上月回落30.01万吨，环比跌2.83%，日均耗煤量为63.64万吨，较上月回落7.54万吨，环比跌10.60%。数据显示，2017年9月份全国绝对发电量5220亿千瓦时，同比增长5.3%，环比下降12.2%，其中，全国火力绝对发电量3623亿千瓦时，同比下降0.5%，环比下降15.94%。随着天气逐渐转凉，发电用煤需求随之走低，六大电力集团沿海电厂日均耗煤不断下行，库存不断攀升。截至11月3日，沿海六大电厂煤炭库存为1235.85万吨，日耗煤量为49.39万吨，存煤可用天数恢复至24天，目前下游电厂随着日耗的走低，采购积极性减弱，助推港口煤价进一步下行。五、限产或停产影响环比来看，9月份除水泥产量略有增加外，火电、生铁产量增出现下降。根据《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，在采暖季前(11月15日前)，“2+26”城市完成72台机组、398万千瓦的燃煤机组淘汰，淘汰的燃煤机组要实现电力解列或烟道物理割断。钢铁、焦化、建材、有色等多个行业在采暖季将错峰生产。除了保障供暖等民生任务，水泥、砖瓦窑、陶瓷、石膏板等建材行业采暖季全部实施停产。下游限产、停产之下，对煤炭需求会有减少。六、政策调控防止“煤超疯”国家相关部门为稳煤价提前打出了一套组合拳，包括释放产能、监管煤价、推进中长协合同的签订及履行等，有效的控制了市场的炒作因素。而11月神华长协价格出炉，年度长协价格较上月降了3元/吨。通过对比了近四年的煤价走势。明显看出，2014、2015年煤价持续走低，2016年下半年煤价疯涨，今年煤价虽有波动，但波幅小于去年，季节性因素导致的上涨也较去年提前了一月。后期，随着产能的不断释放，晋陕蒙等主要产地煤炭供应稳中趋升，供应偏紧*面将得到缓解，整体供应趋于宽松。需求来看，虽然临近冬季用能高峰，但下游电厂日耗回落明显，加之供暖期错峰生产影响，需求预期并不乐观。受供应趋于宽松影响，预计后期动力煤将呈现“旺季不旺”的态势，价格下跌趋势将继续蔓延。

2022年煤价能降到以前正常价格吗？

够呛今年看这情况还的涨啥都贵啥都涨

煤炭股票什么季节会涨

您好，如果说煤炭股一年有一次行情的话，多半是夏季，也就是5月到9月。因为夏季历来是煤炭需求最旺盛的季节，冬季虽然也是煤炭需求的旺季，但是由于南方不会再冬季开暖气，因此对于煤炭的需求反而没有夏季大。一、煤炭股的行情如果说煤炭股一年有一次行情的话，多半是夏季。因为夏季历来是煤炭需求最旺盛的季节，冬季虽然也是煤炭需求的旺季，但是由于南方不会再冬季开暖气，因此对于煤炭的需求反而没有夏季大。四五月份的时候正是买入煤炭股的最好时机!四五月份煤炭价格是上涨的，直到六月份都会维持在高位，夏季需求量会激增，因此，在这段时间买入煤炭股，盈利是稳稳的，对于投资者来说，就是赚多赚少的区别了。二、煤炭股的行情为什么难抓一是因为煤炭股经过了四五年的大幅下跌，让很多中小投资者亏损累累，投资者对煤炭股产生了“敬畏之心”，轻易不敢再碰这块伤心之地。二是因为新兴产业类股票过去几年大幅上涨，加上太多的投资大佬对新兴产业类股票的鼓吹，中小投资者对新兴产业类股票产生了“路径依赖”，投资思维很难从新兴产业类股票转移到煤炭股等周期性行业，即便煤炭股大幅上涨，中小投资者也轻易不敢追高。从需求来说，冬季和夏季都是用煤高峰期，能源消耗的主力还是煤炭，众多企业也会储煤，煤价很可能还会上涨一段时间，而且煤炭股还有国企改革、债转股等利好刺激，市场上不少投资者对煤炭股持继续看好的观念，最核心的逻辑，也无外乎这些。但A股市场长期以来的一个特点，就是当主流机构投资者对某一板块形成共识时，加上投机资金的兴风作浪，会在短时间内把某一板块的估值炒到天上去，透支未来相当长一段时间行业的业绩增长，尤其是在目前流动性不缺，但好的投资标的稀缺的背景之下，煤炭股的疯涨到底能持续多久?值得投资者警惕。

煤价是否会再次下跌

也许会,那也只是一点点.不会像石油一样大起大落.