能源行业“能源变革”联合研究之一：平价将至光耀风起-20190626-长江证券-44页.pdf

请阅读最后评级说明和重要声明 1/44 研究报告“能源变革”联合研究之一 2019-6-21 平价将至，光耀风起平价将至，光耀风起 跨小组报告行业深度报告要点 何为新能源平价？LCOE 成本为尺对于平价的定义众说纷繁，我们以平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，简称 LCOE）这一指标权衡平价。经过测算，对于传统能源，全国煤电 LCOE约为 0.21-0.38 元/kWh，全国平均水电 LCOE 为 0.33 元/kWh。对于新能源，全国平均的风电、光伏的 LCOE 为 0.28-0.41 元/kWh 左右、0.32-0.50 元/kWh左右，全国平均的生物质直燃项目、生物质热电项目及垃圾焚烧发电项目的LCOE 成本分别为 0.58、0.40、0.54 元/kWh 左右。为何关注平价？解补贴困局，促需求爆发从历史上看，新能源装机需求表现出明显的周期波动特征，其根本原因在于补贴模式下，新能源市场需求受到政策约束，呈现“成本改善-装机需求增加-补贴压力陡增-电价下调-装机需求减少”的政策周期，甚至于在政府承担过重补贴压力时，往往加速下调补贴，导致区域市场的需求出现断崖式回落。国内 2018年 531 新政的出台便是巨额补贴压力下的调整。经我们测算 2018 年底国内新能源补贴拖欠规模接近 1000 亿元。补贴缺口的矛盾成为制约国内新能源需求增长的核心问题。平价无疑是保障装机稳步增长的前提下，解决补贴问题的最有效途径。海外市场实现平价后装机快速增长印证此点。平价还有多远？初期已至，深化进行时我们从新能源以煤电标杆电价上网的收益率和 LCOE 成本两方面标准对实现平价的距离进行丈量。从收益率角度的分析：1）光伏方面，工商业分布式电站基本实现平价，户用项目部分省份经济性逐步显现；地面电站极个别省份展现经济性。2）风电方面，接近半数省份，在无补贴情况下，IRR 超 8%。从 LCOE成本分析：1）光伏方面，仅煤电发电成本较高的云南光伏 LCOE 低于煤电；2）风电方面，上网电价相对较高的类资源收益率及成本优势更为明显，其中四川、云南、上海、广西风电项目 LCOE 成本已经低于火电。后续通过提高单位生产效率，提高转化效率，较少原材料消耗等进一步降低成本，深化平价进程。平价空间几何？2025 年风光年均装机超 30、80GW我们从新增装机由新能源贡献以及发电量占比两个维度对新能源空间进行测算，结果表明平价后 2025 年国内风电、光伏年均装机空间分别将在 30-35GW、80-100GW 左右水平，促进新能源行业中期稳步发展。分析师分析师 赵伟赵伟（8621）61118798 执业证书编号：S0490516050002 分析师分析师 张韦华张韦华（8621）61118722 执业证书编号：S0490517080003 分析师分析师 邬博华邬博华（8621）61118797 执业证书编号：S0490514040001 分析师分析师 凌润东凌润东（8621）61118721 执业证书编号：S0490517100002 分析师分析师 张垚张垚（8621）61118720 执业证书编号：S0490515060001 联系人联系人 吕聪吕聪（8621）61118713 联系人联系人 司旗司旗（8621）61118722 联系人联系人 曹海花曹海花（8621）61118742 联系人联系人 宋尚骞宋尚骞（8621）61118722 分析师分析师分析师分析师分析师分析师分分析析师师分析师分析师分析师分析师风险提示：1.政策导向转变；2.平价项目优惠政策落实程度不达预期。请阅读最后评级说明和重要声明 2/44 跨小组报告行业深度 目录 引言.5 四问平价上网平价上网时代来了吗？.6 何为新能源平价？LCOE 成本为尺.7 燃煤发电 LCOE：资源禀赋不同，区域差异显著.8 港口煤价有望逐步回归合理区间.8 煤电 LCOE 总体处于较低水平.10 水力发电 LCOE：开发进入末期，建设成本攀升.11 生物质发电 LCOE：整体高位，关注原料成本.12 新能源发电 LCOE：折旧成本为主，不同资源区各异.14 为何关注平价？解补贴困局，促需求爆发.16 补贴模式导致政策周期，平价或成唯一出路.16 平价驱动下，全球光伏市场需求爆发趋势明显.18 平价还有多远？初期已至，深化进行时.21 收益率已初具优势，LCOE 逐步低于煤电.21 光伏平价的边界条件与实现路径.24 各环节有望持续降本，全面平价渐行渐近.24 光伏平价边界及时点探讨.27 风电平价的边界条件与实现路径.28 效率提升+成本下降，促进风电平价来临.28 风电平价边界及时点探讨.29 燃煤标杆电价预判：电价有望维持长期稳定.30 平价空间几何？2025 年风光年均装机超 30、80GW.32 锚定宏观经济，预测用电需求.32 装机规模及利用效率：新能源延续高增长，火电经营空间改善.35 2025 年国内风光装机分别将在 30GW、80GW 以上.40 投资建议：需求稳步向上，布局景气龙头.43 图表目录 图 1：四问平价上网.6 图 2：LCOE 指标计算过程.7 图 3：煤电项目综合成本构成.10 图 4：煤电 LCOE 相对煤价和利用小时的敏感性.10 请阅读最后评级说明和重要声明 3/44 跨小组报告行业深度 图 5：各省区煤电 LCOE 情况（单位：元/千瓦时）.11 图 6：我国煤电 LCOE 地图（单位：元/千瓦时，暂不考虑北京、西藏、台湾）.11 图 7：水电项目综合成本构成.12 图 8：水电 LCOE 相对利率和利用小时的敏感性.12 图 9：生物质直燃发电项目综合运营成本构成.13 图 10：生物质直燃发电 LCOE 关键影响因素敏感性分析.13 图 11：生物质热电联产项目综合运营成本构成.13 图 12：生物质热电联产 LCOE 关键影响因素敏感性分析.13 图 13：生活垃圾焚烧发电项目综合运营成本构成.14 图 14：生活垃圾焚烧发电项目 LCOE 关键影响因素敏感性分析.14 图 15：光伏三类地区 LCOE 成本分别为 0.32、0.36 及 0.43 元/kWh.15 图 16：风电四类地区 LCOE 成本分别为 0.29、0.33、0.37、0.42 元/kWh.15 图 17：我国不同省份光伏发电 LCOE 成本分布（元/kWh）.15 图 18：我国不同省份光资源分布（kWh/kW）.15 图 19：我国风电 LCOE 地图（元/kWh）.15 图 20：补贴模式下的政策因素扰动是出现周期性波动的原因.16 图 21：德国装机从爆发式增长到严重衰退（MW）.16 图 22：2013 年德国居民用电 EEG 附加费显著增加，同时新增海上风电附加费.17 图 23：2013 年德国居民用电 EEG 附加费占总工商业电价比重近 40%.17 图 24：平价实现之前，新政对新能源装机节奏影响甚大（GW）.18 图 25：当前新能源补贴缺口预计达到 1000 亿元左右（亿元）.18 图 26：目前德国光伏招标电价约 4.5 欧分/kWh，与电力市场交易价相当.18 图 27：目前德国光伏电站 LCOE 约 4 欧分/kWh，已低于火电发电成本.18 图 28：2018 年逐步进入平价时代以来，德国新增光伏装机规模明显增长.19 图 29：国内组件出口规模同比增长明显，印证海外装机爆发趋势（MW）.19 图 30：除传统国家出口规模增加外，新兴市场上量明显（MW）.19 图 31：全球光伏新增装机超过 1GW 的国家数量，近年来快速增长趋势明显.20 图 32：国内光伏电站装机成本持续下降（元/W）.21 图 33：光伏在工商业项目上 IRR 已具备优势，户用和地面电站优势逐步显现.21 图 34：近年来新疆、内蒙等低电价地区产能快速扩张（万吨/年）.24 图 35：多晶硅单线产能提升已近极限（万吨）.24 图 36：硅料综合电耗持续下降带动硅料生产成本下降（kWh/kg-Si）.25 图 37：硅粉耗量的下降促进硅料生产综合成本的下降（kg/kg-Si）.25 图 38：增加投料量与减少电耗降低拉棒成本.25 图 39：硅片薄片化及减少线耗等降低切片成本.25 图 40：银浆耗量下降是电池成本下降的主要手段（mg/片）.26 图 41：当前煤电标杆电价（含脱硫、脱硝和除尘电价，单位：元/千瓦时）.31 图 42：用电需求的“一主多强”影响因素.32 图 43：美国 1950 年至 2018 年电力弹性系数变化.34 图 44：2019-2030 年全社会用电需求预测（红色为预测值）.34 图 45：2019-2030 年全社会用电需求预测（红色为预测值，单位：亿千瓦时）.35 图 46：优先保障发电计划分类.35 图 47：2019-2030 年期间水电利用小时假设（单位：小时）.37 请阅读最后评级说明和重要声明 4/44 跨小组报告行业深度 图 48：2019-2030 年期间水电发电量预测（单位：亿千瓦时）.37 图 49：2019-2030 年期间核电利用小时假设（单位：小时）.38 图 50：2019-2030 年期间核电发电量预测（单位：亿千瓦时）.38 图 51：2019-2030 年期间火电利用小时假设（单位：小时）.40 图 52：2019-2030 年期间火电发电量预测（单位：亿千瓦时）.40 表 1：各电源机组 LCOE 计算基础假设.7 表 2：截至 2018 年末全国煤炭总产能 45.83 亿吨（产能单位：万吨/年，产量单位：万吨）.8 表 3：预测我国煤炭消费总量在 2020-2030 年达到峰值后逐渐下降.9 表 4：港口煤价预测表（单位：元/吨）.10 表 5：水电机组 LCOE 计算补充假设.11 表 6：德国 Fraunhofer Institute 实验室测算 LCOE 成本参数一览.18 表 7：不同省份在最新指导电价水平下光伏发电 IRR 和 LCOE 成本（元/kWh）.22 表 8：不同省份在最新指导电价水平下风力发电 IRR 和 LCOE 成本（元/kWh）.23 表 9：电池环节转换效率持续上升降低综合成本.25 表 10：功率的提升将直接降低组件单位材料成本.26 表 11：分布式电站成本低于 4 元/W，无补贴情况下，收益率可超 10%（横：元/kWh，纵：元/W）.27 表 12：地面电站成本低于 3.5 元/W，无补贴情况下，收益率可超 10%（横：小时，纵：元/W）.27 表 13：2018 年领跑者基地平均度电补贴仅 0.169 元/kWh，其中格尔木项目已低于当地火电电价.27 表 14：目前风电场建设成本水平.28 表 15：2020 年预计风电场建设成本水平.28 表 16：不考虑限电，部分一类地区已基本实现平价发电（行：小时；列：元/W）.29 表 17：以当前成本与发电水平计算，目前国内风电距离平价发电已不远.29 表 18：成本下降 0.5 元/W，效率提升 15%，2020 年实现平价.30 表 19：上期燃煤发电企业电煤价格变动值的具体计算方法.30 表 20：长期煤电联动机制执行情况测算.31 表 21：我国用电增速预测（单位：亿千瓦时）.33 表 22：美国分阶段用电增速、经济增速及电力弹性系数.33 表 23：水电装机容量、利用小时假设与发电量预测（红色字体为预测值）.36 表 24：核电装机容量、利用小时假设与发电量预测（红色字体为预测值）.37 表 25：2018 年火电去产能相关政策.38 表 26：2019 年有望投产的煤电机组梳理（单位：万千瓦，根据 2018 年末数据整理）.39 表 27：火电装机容量、利用小时假设与发电量预测（红色字体为预测值）.40 表 28：从新增装机由风电光伏贡献，2025 年风电、光伏的年化新增装机规模分别约 30、80GW.41 表 29：从新能源发电占比提升角度来看，2025 年光伏风电的年化新增装机规模分别约 86、36GW.42 请阅读最后评级说明和重要声明 5/44 跨小组报告行业深度 引言 从薪柴至煤炭、从传统化石能源至可再生新能源，能源资源的利用从根本上推动着人类社会经济的发展。虽然能源转型趋势全球共通，但无论从时间还是空间的维度来看，能源变革的代际交替是循序渐进的，在相当长时间内多种能源利用形式注定将齐头并进、共同存在：自“工业革命”开始大规模利用煤炭后逾百年，目前北欧等地区清洁能源已逐渐取代化石能源成为主体能源；而在尼泊尔等南亚国家，煤炭尚未成为“夕阳”能源，薪柴也仍在扮演主要能源来源的角色。因此，找准当下在能源变革过程中所处的位置，看清能源变革的发展路径和前景，便成为了把握确定性机会的有效方式。“能源变革”系列深度研究的初衷，是希望能够从能源行业格局演变的角度展望其未来发展，并在各细分能源领域寻找确定性的投资机会。2011 年至今我国经济加速转型，以往高污染、高耗能的经济发展方式难以为继，能源供给格局顺应变革的浪潮逐步转向以风电和光伏为代表的可再生新能源。一方面，可再生新能源的蓬勃发展可替代化石燃料需求增长进而改善能效和环保；而另一方面，新兴产业的发展空间同时意味着可再生新能源在可靠性和可负担性上仍有很长的路需要探索。因此，在将来政策或未能给予更多关注和支持的假设下，可再生新能源何时能够平价参与竞争便成为了能源变革中的发展重点。明晰能源行业格局演变，从而寻找符合当前发展进程的优质企业，是资本的理性选择，也是我们联合撰写“能源变革”系列深度报告的核心思想。为此，我们开篇四问平价上网：什么是新能源平价？为何关注新能源平价？平价还有多远？平价空间几何？请阅读最后评级说明和重要声明 6/44 跨小组报告行业深度 四问平价上网平价上网时代来了吗？随着技术水平进步带来的风电光伏成本下降，全球新能源发电逐步进入平价周期，海外部分风电光伏发电起步较早、发展较为成熟的国家已经实现了风光平价上网。在全球风光平价上网的浪潮下，近年来国内风光平价上网也在持续推进，尤其是 2019 年以来国内相关政策持续加码。2019 年 1 月，国家发改委与国家能源局联合印发关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知，要求推进风电、光伏发电无补贴平价上网；2019 年 4 月，国家能源局发布关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）意见的函，延续前次政策，进一步推进风电、光伏平价上网。2019 年 5 月，关于 2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知发布，首批平价项目将明显贡献 2019-2020 年国内装机增量，并有效促进国内新能源装机中长期平稳增长。随着 2019 年以来多项政策文件的密集出台，风光平价上网有望从之前的准备阶段逐步进入落地阶段，“平价上网”预计将成为未来几年新能源政策的核心，也将成为行业持续关注的热点。那么衡量是否衡量是否平价的平价的标准标准是是什么什么？风电风电光伏光伏作作为清洁可再生能源为清洁可再生能源，在补贴在补贴政策支持政策支持下快下快速发速发展展，为为何何推行推行平价平价上网上网的的力度力度持续加持续加码码？风电光风电光伏伏是否是否真的真的能能实现实现平价上网平价上网？长期？长期来看来看，平价平价时代时代发展发展空间空间有多大有多大？作为“平价上网”系列的开篇报告，我们联合新能源行业、电力行业、煤炭行业及环保行业，博采众长、聚焦研究力量，分省份、全方位深度探讨上述四大问题，以期提供更全面和更具参考意义的平价区域及空间判断。我们在研究上述问题的过程中发现有两点往往容易被忽略：1）各地区的资源禀赋各地区的资源禀赋往往往往容易容易被忽略被忽略，包括，包括煤煤炭炭资源资源、水资源、水资源、风资风资源和源和光照资光照资源等源等，这种区域性，这种区域性特点特点注定注定全国全国区域不能一概而论区域不能一概而论；2）不仅仅不仅仅影响新影响新能源能源成本成本的各项因素在变化的各项因素在变化，煤炭价格煤炭价格、煤电、煤电标标杆杆电价电价等等影响影响传统能传统能源源成本的因素成本的因素亦亦在变化在变化，对于对于煤煤炭价格炭价格、煤电煤电标杆等的预判对于平标杆等的预判对于平价价与否与否的判断十分重的判断十分重要要。因此在我们的分析中，着力研究了各地区不同资源禀赋影响下平价上网区域性特点，并以考虑了未来煤电经营环境变动对平价上网的影响。此外，诸如电网企业的新能源消纳成本、电力市场化交易对平价上网的影响、储能技术的进步对平价上网进程的影响等问题，我们将在后续系列报告中进行研究。图 1：四问平价上网 以LCOE（平准化度电成本）为尺，度量各电源发电成本补贴压力倒逼新能源平价，促进需求爆发与能源结构优化风光收益率初具竞争优势，成本下行与效率提升有望促成新能源成本优势用电需求持续提升，新增电量逐步由新能源供给，风光装机增长空间广阔平价平价空间几何？空间几何？平价还有多远？平价还有多远？为何关注平价？为何关注平价？何为新能源平价？何为新能源平价？资料来源：长江证券研究所 请阅读最后评级说明和重要声明 7/44 跨小组报告行业深度 何为新能源平价？LCOE 成本为尺 随着新能源技术持续进步与成本不断下降，全球光伏市场逐步进入平价时代，何为平价？目前对于新能源平价的定义尚未达成统一的标准，主要分为两类：1）收益率为标准，当发电项目以传统电源上网电价并网时，项目仍具备可观的收益率水平，即可视为达到平价条件；2）度电成本为标准，新能源发电的度电成本低于燃煤发电的度电成本视为平价。我们认为以平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，简称 LCOE）这一指标权衡平价更为合理。主要源于 LCOE 反映的是电力项目生命周期内的度电成本，它综合考虑了各项经营支出和应满足的平均资金成本，同时考虑税收因素的影响，并将其折算为每年平均的成本。在这一概念下，只有平均电价超过 LCOE 水平，才能满足项目的成本支出和基本收益要求。图 2：LCOE 指标计算过程 LCOE初期投资因折旧导致的税费减免的现值运营成本的现值固定资产残值的现值生命周期内发电量的现值 资料来源：The drivers of the levelized cost of electricity for utility-scale photovoltaics，长江证券研究所 LCOE 测算测算基本假设基本假设 为了反映当前各种电源的 LCOE 水平，我们根据各电源机组建设、运营的基本情况以及对未来发展的预判，给出相关的合理假设，其中包括电源建设贷款比例、贷款基准利率、增值税率和贴现率等共通性的假设，以及根据电源情况各异的运行与建设假设等。表 1：各电源机组 LCOE 计算基础假设 项目项目 煤煤电电 水电水电 纯生物质纯生物质电厂电厂 生物生物质质热电联产热电联产 垃圾焚烧发电垃圾焚烧发电 风电风电 光伏光伏 项目贷款比例（%）均为 70%贷款基准利率（%）均为 4.90%增值税率（%）均为 13%贴现率（%）8%8%6%6%6%5%5%所得税率(%)25%15%25%25%25%25%25%项目贷款利率浮动（%）-10%-10%+15%+15%+15%0%+15%贷款年限（年）15 20 10 10 10 10 10 装机容量（万千瓦）66 60 3 3.5 1.47 1 1 利用小时（小时）各省分别设定 4000 7000 7000 8760 2600 1550 厂用电率（%）5.5%1%10%15%0%0%请阅读最后评级说明和重要声明 8/44 跨小组报告行业深度 造价（元/千瓦）3534.5 11360 8124-6500 4000 折旧年限（年）25 40 20 20 30 20 20 寿命（年）25 50 30 30 30 20 25 残值率（%）3%3%3%3%3%0%0%资料来源：Wind，中国电力行业年度发展报告 2018，长江证券研究所 燃煤发电 LCOE：资源禀赋不同，区域差异显著 在此前基础假设以外，我们还需针对煤电项目的特性进行部分合理假设：参考当前火电公司财务指标，假设煤电项目度电维修、薪酬等其他成本约为 0.05 元/千瓦时，假设煤电项目管理费用率约为 5%；参照中国电力行业年度发展报告 2018，假设供电煤耗约为 305 克/千瓦时。此外，电价和利用小时的设定参考当前煤电标杆电价与 2018 年各省区火电利用小时。燃料成本是煤电成本的重要组成部分，对煤炭价格的研判与假设如下：港口煤价有望逐步回归合理区间 煤煤炭炭产能产能结构优化结构优化，长长期期来看来看整整体体仍仍显显宽松宽松。随着供给侧改革推进，大量安全无保障、煤质差、能耗不达标的落后产能陆续退出，新核准的安全高效大矿主要集中于资源禀赋优良的“三西”地区，预计到 2020 年全国煤矿数量将从 2015 年的 9700 处降至约 6000处，煤炭行业产能结构将不断优化。2016-2018 年我国累计淘汰落后煤炭产能约 6.9 亿吨，截至 2018 年底煤炭总产能（证照齐全）45.83 亿吨，产量 36.8 亿吨，考虑进口 2.81亿吨后总供给约 39.61 亿吨，煤炭消费量约 39 亿吨，整体稍显过剩。考虑后期落后产能淘汰量逐渐减小，新建的优质大矿逐渐投产，煤炭供给将逐渐向高效大矿集中，长期看总量上供给稍显宽松，但在新增产能有限下过剩幅度不大。表 2：截至 2018 年末全国煤炭总产能 45.83 亿吨（产能单位：万吨/年，产量单位：万吨）省份省份 2018年末年末(万万吨吨/年、万吨年、万吨)在产产能 建设产能 在产产能+试运转产能 在产产能+建设产能 原煤产量 建设产能 其中：试运转 山西 96320 31225 7450 103770 127545 89340 内蒙古 85395 28495 12050 97445 113890 92598 陕西 44378 17571 10930 55308 61949 62325 其他地区 126616 28292 6904 133520 154908 110329 全国 352709 105583 37334 390043 458292 368000 资料来源：能源局，统计局，中煤协，长江证券研究所 煤炭煤炭消费消费总量总量在增在增长长，但占一次能源比，但占一次能源比重重下滑下滑。受制于我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，煤炭在一次能源消费中占据绝对主导地位，但随着控制碳排放及防治大气污染压力加大，能源消费逐渐向可持续发展的清洁能源倾斜，煤炭占一次能源消费比重不断下降。2018 年煤炭部分共消耗 27.38 亿吨标煤，占一次能源消费比重约 59%，占比首次低于 60%，预计后期占比仍呈下降趋势。请阅读最后评级说明和重要声明 9/44 跨小组报告行业深度 后期后期煤炭需求判断煤炭需求判断：根据以下能源规根据以下能源规划及相划及相应应数据数据，我，我们预们预计计随着清随着清洁能洁能源源消费消费量量增增加加，煤炭煤炭消消费费总量在总量在 2020-2030 年间达年间达到到峰峰值值后后逐渐逐渐下降下降，煤炭煤炭消费量占一次能源比重消费量占一次能源比重将将趋势性趋势性下滑下滑。煤煤炭消费量炭消费量=GDP（不变价不变价）x 单位单位 GDP 能能耗耗 x 煤炭占一次能源煤炭占一次能源消费比重消费比重 能源发展“十三五”规划提出，到 2020 年能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内(预期性指标)，其中非化石能源消费比重提高到 15%以上，天然气消费比重力争达到 10%，煤炭消费比重降低到 58%以下。根据能源生产和消费革命战略（2016-2030）显示，到 2030 年我国能源消费总量控制在 60 亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到 20%左右，天然气占比达到 15%左右，新增能源需求主要依靠清洁能源满足。表 3：预测我国煤炭消费总量在 2020-2030 年达到峰值后逐渐下降 2017A 2018E 2019E 2020E 2030E GDP（不变价不变价）(亿元亿元)785770 837631 889564 943827 1428569 增速 6.80%6.60%6.20%6.10%4.23%单单位位GDP能耗能耗（吨标准煤（吨标准煤/万元）万元）0.57 0.55 0.54 0.53 0.40 能源消费总能源消费总量量（万吨标万吨标准煤）准煤）449000 464000 480365 499285 571428 其中其中：煤煤炭炭（万吨标准煤）（万吨标准煤）271196 273760 275249 276604 257142 占比 60.40%59.00%57.30%55.40%45.00%原油原油（万（万吨标准煤）吨标准煤）84412 88160 93191 97860 114286 占比 18.80%19.00%19.40%19.60%20.00%天然气（万吨标天然气（万吨标准煤）准煤）31430 36192 41792 49928 85714 占比 7.00%7.80%8.70%10.00%15.00%水电、核电、风电（万吨标准水电、核电、风电（万吨标准煤）煤）61962 65888 70133 74893 114286 占比 13.80%14.20%14.60%15.00%20.00%资料来源：能源局，统计局，Wind，长江证券研究所 注：1、2018 年除煤炭占比为统计局公布值外，其他原油、天然气和新能源消费占比为估算值；2、假设 1 吨标准煤=1.42 吨煤炭（原煤）；3、单位 GDP 能耗=能源消费总量/GDP（不变价）。煤炭煤炭供供需需总总体体宽宽松松，煤价中枢下煤价中枢下移移。往后看随着煤炭产能结构优化，优质产能释放后预计整体供给较宽松，需求端随着清洁能源发展，煤炭消费总量虽有增长但增速放缓，在2020-2030 年期间消费总量达到峰值后预计呈下降趋势，未来煤价中枢将逐步回归至合理水平。大型大型煤企煤企发运到港发运到港完全完全成本成本约约 390-520 元元/吨吨。2017 年北方七港内贸煤吞吐量达 6.78亿吨，其中中国神华、中煤能源、同煤集团和伊泰煤炭公司下水煤量合计占比逾 70%，通过对该 4 大煤企的生产成本拆分及对运输费用估算，能对港口煤价的成本底有一定感知。以以近两年近两年该四大该四大煤煤企企的的成本成本费用费用进进行行拆拆分分与测算与测算，四大煤企发运至港口四大煤企发运至港口的的完全成完全成本本区区间间约约为为 394 元元至至 519 元元，现金成本，现金成本区间约区间约 385 元至元至 472 元元，在行业不至于出现大幅过剩导致煤企亏损情况下，港口煤价的底部区间应高于煤企发运到港的完全成本上限520 元。（行业不同景气阶段生产成本、期间费用及运输成本不同，请以实际值为准）请阅读最后评级说明和重要声明 10/44 跨小组报告行业深度 煤价煤价综综合合判判断断：综合煤企生产成本、供需情况及未来煤价中枢下移的判断，我们预计我们预计未未来来 20 年年内内港港口口现货现货（秦港秦港 Q5500）处处于于 550620 元的区元的区间间内内，未来，未来 2150 年年预计预计随着随着清洁能源消耗量占比清洁能源消耗量占比进进一一步步提升且提升且煤炭煤炭供给供给格格局局不断优化下不断优化下高成高成本矿本矿井逐渐淘汰井逐渐淘汰，预预计计港口港口现货现货（秦港秦港 Q5500）处于）处于 500 元元550 元元区区间间内内。（煤价预测基于当前供需情况判断，不考虑通货膨胀及技术、生产效率提升、运输格局变化等因素）表 4：港口煤价预测表（单位：元/吨）时间时间 港港口口现现货货价格价格 未来20年 550-620 未来21-50年 500-550 资料来源：Wind，长江证券研究所 基于历史港口煤价与全国和各省区电煤价格指数的相关性分析，可以根据港口煤价的预期值对未来各省区电煤价格指数进行预测，并作为 LCOE 测算中电厂用煤价格的参考指标。煤电 LCOE 总体处于较低水平 在以上机组参数假设与煤炭价格假设的基础上，我们测算得出：全国平均全国平均煤电煤电 LCOE约约为为 0.2887 元元/千千瓦瓦时时。进一步分拆煤电项目的成本现值结构可以发现，燃料成本占比最高，约占总成本的 56.20%；维修与薪酬、折旧成本分别占 15.50%和 10.31%。考虑到煤电项目利用小时受到供需环境的影响较大，同时长期煤炭价格的预测也存在一定的误差，因此我们进一步测算了煤电机组 LCOE 对利用小时和煤炭价格的敏感性。考虑利用小时分别变动-200、-100、100 和 200 小时，以及假设情形的煤炭价格上下波动50 元/吨和 25 元/吨。图 3：煤电项目综合成本构成 图 4：煤电 LCOE 相对煤价和利用小时的敏感性 燃料成本56.20%折旧成本10.31%维修与薪酬15.50%管理费用5.08%利息偿还4.45%税费成本8.45%燃料成本折旧成本维修与薪酬管理费用利息偿还税费成本 0.2750.2800.2850.2900.2950.300-200-1000100200LCOE（元/千瓦时）利用小时较假设值变动（小时）-50元/吨-25元/吨0元/吨25元/吨50元/吨煤价越高，LCOE越高利用小时越低，LCOE越高 资料来源：Wind，中国电力行业年度发展报告 2018，长江证券研究所 资料来源：Wind，中国电力行业年度发展报告 2018，长江证券研究所 利用相同的测算方法，我们基于各省区的煤炭价格、电价和利用小时情况对煤电 LCOE进行了测算：我国各省区煤电 LCOE 差异较大，其中煤炭产地新疆、内蒙古、宁夏、山西等地区处于较低水平，而云南、四川、广西等地由于深度内陆，煤炭运费较高，LCOE处于全国各省区前列。请阅读最后评级说明和重要声明 11/44 跨小组报告行业深度 图 5：各省区煤电 LCOE 情况（单位：元/千瓦时）0.000.050.100.150.200.250.300.350.40云南四川广西湖南广东上海重庆浙江江西湖北海南河南青海山东福建吉林江苏安徽辽宁黑龙江贵州天津冀南陕西冀北甘肃山西宁夏蒙东蒙西新疆各省LCOE全国平均LCOE 资料来源：Wind，长江证券研究所 图 6：我国煤电 LCOE 地图（单位：元/千瓦时，暂不考虑北京、西藏、台湾）0.20-0.230.23-0.270.27-0.310.31-0.350.35+暂不考虑 资料来源：Wind，长江证券研究所 水力发电 LCOE：开发进入末期，建设成本攀升 我国尚待开发的水电资源主要集中在西南地区，参考西南地区水资源费与库区基金征收标准，以及“三免三减半”的所得税优惠政策，我们以 60 万千瓦机组为例，并结合其他合理假设，对水电 LCOE 进行测算：水水电电 LCOE 约为约为 0.3349 元元/千瓦时千瓦时。计算得到的水电 LCOE 偏高的主要原因是此处考虑的是新建机组的生命周期内成本状况，由于易于开发的水电资源在我国水电开发前期已经被开发完毕，新建水电站受到开发难度提升、移民成本增加等因素影响，单位千瓦造价处于较高水平。表 5：水电机组 LCOE 计算补充假设 项目项目 单位单位 假设假设值值 假设依据假设依据 度电维修、薪酬等其他成本 元/千瓦时 0.015 行业经验性假设 水资源费 元/千瓦时 0.005 发改价格20141959号 库区基金 元/千瓦时 0.008 各省存在差异，标准不一 请阅读最后评级说明和重要声明 12/44 跨小组报告行业深度 管理费用率%1%行业经验性假设 资料来源：Wind，国家发改委，长江证券研究所 进一步分拆水电项目的成本现值结构可以发现，由于水电站投资规模较高，因此折旧成本占比最高，约占 32.95%；利息支出约占 26.06%；增值税与所得税等税费成本约占25.18%。同时，考虑到水电项目 LCOE 受到利用小时的影响较大，且水电项目投资规模庞大，利息支出易受利率影响，因此我们进一步测算了水电机组 LCOE 对利用小时和利率的敏感性。考虑利用小时分别上下波动 100 和 200 小时，以及假设情形的利率上下波动 0.50 个和 1.00 个百分点。图 7：水电项目综合成本构成 图 8：水电 LCOE 相对利率和利用小时的敏感性 折旧成本32.95%水资源费、库区基金6.72%税费成本25.18%管理费用1.37%利息支出26.06%维修、薪酬成本7.72%折旧成本水资源费、库区基金税费成本管理费用利息支出维修、薪酬成本 0.300.310.320.330.340.350.360.37-200-1000100200LCOE（元/千瓦时）利用小时较假设值变动（小时）-1.00%-0.50%0.00%0.50%1.00%利率越高，LCOE越高利用小时越低，LCOE越高 资料来源：Wind，中国电力行业年度发展报告 2018，长江证券研究所 资料来源：Wind，中国电力行业年度发展报告 2018，长江证券研究所 生物质发电 LCOE：整体高位，关注原料成本 农林生农林生物物质质直直燃发电燃发电和热电联产热电联产项目项目均实行全国统一标杆上网电价 0.75 元/kwh，超出当地燃煤电价部分由国家可再生能源附加基金予以补贴。生活垃圾焚烧项目生活垃圾焚烧项目吨垃圾上网电量 280kwh 以内实行 0.65 元/kwh 的标杆电价，超出部分实行当地燃煤标杆电价，补贴电价中当地电网承担 0.1 元/kwh，其余部分由可再生能源附加基金予以补贴。生物质直燃发电项目 从生物质直燃发电项目的综合运营成本来看，原料费用占比一般在六成以上，为影响项目成本的主要因素。受秸秆废弃物和林木分布的地域性限制、收集储存运输的复杂性和人工成本上升影响，近年来农林废弃物原料价格呈上升趋势，根据弗若斯特沙利文报告，生物质原料价格从 2011 年的 258 元/吨上涨到 2015 年的 285 元/吨；2018 年生物质电价政策研究报告 预测到 2020 年价格将上升到 360 元/吨。根据项目敏感性测算，LCOE随着利用小时数的上升而下降，随着原材料价格的上升而迅速增加；假设假设项目项目为为业内相业内相对优对优质项目质项目，年利用小时数年利用小时数可达可达 7000 小时小时，在，在原料价原料价格格 320 元元/吨假设吨假设、贴贴现现率率 6%下下生生物质直燃发物质直燃发电的电的 LCOE 约为约为 0.5374 元元/kwh。生物质发电行业 2017 和 2018 年的年均利用小时数分别为 5668 小时和 5087 小时，目前原材料价格上升趋势下，生物质发电产业的发生物质发电产业的发展尚需展尚需补贴电价的补贴电价的支持支持。请阅读最后评级说明和重要声明 13/44 跨小组报告行业深度 图 9：生物质直燃发电项目综合运营成本构成 图 10：生物质直燃发电 LCOE 关键影响因素敏感性分析 折旧费,10.3%人工费,2.6%修理费,2.4%原料费,69.4%财务费,8.4%其他费,1.1%税费,5.7%0.450.500.550.600.652802903003103203303406000700075008000元/kwh原材料价格（元/吨）核心变量为年利用小时数 资料来源：单体生物质发电项目模型测算,长江证券研究所（注：总投资约 2.4 亿元，装机 30MW，贷款比例 70%，折旧年限 20 年，年利用小时 7000，对应耗用秸秆 28 万吨/年。）资料来源：单体生物质发电项目模型测算,长江证券研究所 生物质热电联产项目 与与单单纯纯依赖依赖售电收入售电收入的直燃的直燃发电发电项项目相目相比，比，国家重点鼓励国家重点鼓励的方的方向为生物质热电联产。向为生物质热电联产。2012 年国家能源局在生物质能“十二五”规划中提到“鼓励发展生物质热电联产，提高能源利用效率”；2014 年底发改委明确“具备技术经济可行性条件的新建生物质发电项目应实行热电联产”。热电联产的收入来源包括上网电价收入和出售热蒸汽的收入，且在供热价在供热价格较理想格较理想状状况况下下供热供热部分部分收收入入往往往往大于发