评级（增持）公用事业：《“十四五”现代能源体系规划》政策点评-引领能源结构深度变革，市场化进一步推进
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报告名称 ：公用事业：《“十四五”现代能源体系规划》政策点评-引领能源结构深度变革，市场化进一步推进
评级 ：增持
行业：
证券研究报告 | 2022年03月24日
《“十四五”现代能源体系规划》政策点评 超 配
引领能源结构深度变革，市场化进一步推进
| 行业研究·行业快评 | 021-61761029 | 公用事业 | 投资评级：超配（维持评级） | |
| 证券分析师： | 黄秀杰 | huangxiujie@guosen.com.cn | 执证编码：S0980521060002 | |
事项：
2022 年 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，主要阐明我国能 源发展方针、主要目标和任务举措，是“十四五”时期加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的总 体蓝图和行动纲领。
国信环保公用观点：1）《规划》对包括双碳、电力、新能源在内的多项发展提出目标，明确加快推动煤炭 和新能源优化组合；2）与之前政策相比，本次文件提出的发展目标基本符合预期，并首次提出包括非化 石能源发电占比达到 39%，灵活调节电源占比达到 24%等新目标，确保新能源、储能发展趋势；3）文件进 一步强调深化电力体制改革，深化价格形成机制市场化改革，建立适应新能源、储能发展的市场化机制势 在必行；4）投资建议：1、积极安全有序发展核电，作为收益率较高的优质资产，核电估值将得到提升，推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；2、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境 价值，新能源建设成本不断下行，新能源盈利能力将得到提升，推荐有资金成本、资源优势的新能源运营 龙头三峡能源、龙源电力；3、政策推动煤炭和新能源优化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动 机制形成，煤电市场化交易扩大，火电盈利拐点出现，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国 际；4、新能源为主新型电力系统建设，深度利好电能综合服务及智能配网建设，推荐电能综合服务商苏 文电能。
评论：
《规划》中双碳、电力、新能源发展目标
提出“十四五”现代能源体系建设主要目标：①确保能源保障安全，到 2025 年，国内能源年综合生产能 力达到 46 亿吨标准煤以上，天然气年产量达到 2300 亿立方米以上，发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，能源储备体系更加完善，能源自主供给能力进一步增强。②加快能源低碳转型，到 2025 年，单位 GDP 二 氧化碳排放五年累计下降 18%，非化石能源消费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到 39%左 右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到 30%左右。③提高能源系统效率，单位 GDP 能耗五年 累计下降 13.5%。能源资源配置更加合理，电力协调运行能力不断加强，到 2025 年，灵活调节电源占比达 到 24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%～5%。
- 大力发展非化石能源：①加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质 量发展。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护 等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风 电光伏基地项目建设。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸 区域布局。积极发展太阳能热发电。②因地制宜开发水电。推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互 补。到 2025 年，常规水电装机容量达到 3.8 亿千瓦左右。③积极安全有序发展核电。在确保安全的前提 下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。到 2025 年，核 电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。 ④因地制宜发展其他可再生能源。推进生物质能多元化利用，稳 步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，因地制宜发展生物质能清洁供暖，因地制宜开发利用海洋能等。
- 推动构建新型电力系统：①推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。加大力度规划建设以
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大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路 为载体的新能源供给消纳体系。 ②创新电网结构形态和运行模式。提升电网适应新能源的动态稳定水平，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调峰运行，提高全网消纳新能源能力。 ③增强电源协调 优化运行能力。提高风电和光伏发电功率预测水平，全面实施煤电机组灵活性改造，因地制宜建设天然气 调峰电站和发展储热型太阳能热发电，加快推进抽水蓄能电站建设。力争到 2025 年，煤电机组灵活性改 造规模累计超过 2 亿千瓦，抽水蓄能装机容量达到 6200 万千瓦以上、在建装机容量达到 6000 万千瓦左右。④加快新型储能技术规模化应用。大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模。优化布局电网侧储能。⑤大力提升电力负荷弹性。加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电 模式。力争 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最 大负荷的 5%左右。
表1：“十四五”主要能源绿色低碳转型工程
| 类型 | 项目 |
建成投产金沙江乌东德（已建成投产）、白鹤滩（部分机组已建成投产），雅砻江两河口（部分机组已建成投产）等水电站。推进金沙江拉哇、水电 大渡河双江口等水电站建设。力争开工金沙江岗托、旭龙，雅砻江牙根二级、孟底沟（已核准开工），大渡河丹巴，黄河羊曲（已核准开工）等 水电站。深入开展奔子栏、龙盘、古学等水电站前期论证。实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。
| 核电 风电和光伏发 电 生物质能和地 热能 | 建成投产辽宁红沿河 5、6 号（5 号已建成投产）；山东石岛湾高温气冷堆、“国和一号”示范项目；江苏田湾 6 号（已建成投产）；福建福清 5、6 号（5 号已建成投产），漳州一期 1、2 号；广东太平岭一期 1、2 号；广西防城港 3、4 号等核电机组。 积极推进东部和中部等地区分散式风电和分布式光伏建设，优化推进新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏、陕北、晋北、冀北、辽宁、吉林、黑 龙江等地区陆上风电和光伏发电基地化开发，重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。 稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，建设千万立方米级生物天然气工程。在京津冀、山西、陕西、河南、湖北等区域大力推进中深层地热能供暖制冷，在西藏、川西、青海等高温地热资源丰富地区建设一批地热能发电示范项目。 |
推进桐城、磐安、泰安二期、浑源等抽水蓄能电站建设，开工大雅河、尚志、滦平、徐水、灵寿、美岱、乌海、泰顺（已核准开工）、天台（已 核准开工）、建德、桐庐、宁国、岳西、石台、霍山、连云港、洪屏二期、大幕山、平坦原（已核准开工）、紫云山、安化、栗子湾（已核准开 灵活调节电源 工）、哇让、牛首山（已核准开工）、贵阳（石厂坝）、南宁（已核准开工）、黔南（黄丝）、羊林等抽水蓄能电站。开展黄河上游梯级电站大型储 能项目研究。在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热发电与风电、光伏发电配套发展。重点对 30 万千瓦及以下煤电机组进行灵活 性改造，对于调峰困难地区研究推动 60 万千瓦亚临界煤电机组灵活性改造。
资料来源：发改委、能源局《“十四五”现代能源体系规划》，国信证券经济研究所整理
3. 更大力度强化节能降碳：①完善能耗“双控”与碳排放控制制度。加快全国碳排放权交易市场建设，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。 ②大力推动煤炭清洁高效利用。“十四五”时期严 格合理控制煤炭消费增长。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，“十四五”期间节能改造规模不低于 3.5 亿千瓦。新增煤电机组全部按照超低排放标准建设、煤耗标准达到国际先进 水平。 ③实施重点行业领域节能降碳行动。 ④提升终端用能低碳化电气化水平。 ⑤实施绿色低碳全民 行动。
4. 合理配置能源资源：①完善能源生产供应格局。有序推进大型清洁能源基地电力外送，提高存量通道 输送可再生能源电量比例，新建通道输送可再生能源电量比例原则上不低于 50%，优先规划输送可再生能 源电量比例更高的通道。 ②加强电力和油气跨省跨区输送通道建设。“十四五”期间，存量通道输电能力 提升 4000 万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道 6000 万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利 用小时数力争达到 4500 小时以上。
5. 统筹提升区域能源发展水平：①推进西部清洁能源基地绿色高效开发。积极推进多能互补的清洁能源 基地建设，科学优化电源规模配比，优先利用存量常规电源实施“风光水（储）”、“风光火（储）”等多能 互补工程，大力发展风电、太阳能发电等新能源，最大化利用可再生能源。 ②提升东部和中部地区能源 清洁低碳发展水平。安全有序推动沿海地区核电项目建设，统筹推动海上风电规模化开发，积极发展风能、太阳能、生物质能、地热能等新能源。大力发展源网荷储一体化。 ③“十四五”期间，西部清洁能源基 地年综合生产能力增加 3.5 亿吨标准煤以上。东部和中部地区新增非化石能源年生产能力 1.5 亿吨标准煤 以上。
表2：区域能源发展重点及基础设施工程
| 大型清 | 统筹推进云贵川藏、青海水风光综合开发，重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游等清洁能源基地，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重 | ||
| 洁能源 | 大工程。依托存量和新增跨省跨区输电通道、火电“点对网”外送通道，推动风光水火储多能互补开发，重点建设黄河“几”字弯、河西走廊、 | ||
| 基地 | 新疆等清洁能源基地。以就地消纳为主，推进松辽、冀北清洁能源基地建设。积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发。 | ||
| 能源低 | 京津冀及周边 | 大力发展分布式光伏，推动地热能资源绿色开发利用，增加由蒙西、山西等地区送入的清洁电力规模，完善环渤海地区 LNG 储 | |
| 地区 | 运体系，推进低碳冬奥示范区、雄安智慧能源城市等绿色低碳发展试点示范。 | ||
| 碳转型 | |||
| 长三角地区 | 稳步推进田湾、三澳等核电建设，大力开发陆上分散式风电和分布式光伏发电，积极发展海上风电，推进沿海 LNG 接收站扩大 | ||
| 引领区 | |||
| 规模，加强浙沪、浙苏、苏皖等天然气管道联通。 | |||
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| 粤港澳大湾区 | 稳步推进惠州核电建设，积极开发海上风电，探索开发海洋能，加快阳江、梅州等抽蓄电站建设，鼓励增加天然气发电规模， | ||
| 及周边地区 | 完善 LNG 储运和天然气管网体系，积极推动储能电池应用示范。 | ||
| 其他地区 | 推动中部地区加大可再生能源开发力度和外部引入规模，开展小水电清理整改，推进绿色小水电改造，因地制宜发展分布式光 伏发电，建设河中下游绿色能源廊道，支持各地区因地制宜开展绿色低碳转型示范。 | ||
| 能源供 | “两湖一江” | 优先发展本地可再生能源，有序扩大能源调入规模，建设陕北至湖北（已建成投产）、雅中至江西（已建成投产）、金沙江上游 | |
| 地区 | 至湖北等输电通道，依托浩吉铁路及其疏运系统合理布局路口煤电，增强能源安全储备能力，建设一批煤炭储备基地。 | ||
| 应保障 | |||
| 东北地区 | 积极推进非化石能源开发和多元化利用，完善中俄东线配套支线管网，减缓东北三省煤炭产量下降速度，建设蒙东煤炭供应保 | ||
| 重点区 | |||
| 障基地，提高滨洲线、集通线运煤能力，结合电力、热力需求有序安排煤电项目建设，加强冬季用煤用电保障。 | |||
| 域 | 其他地区 | ||
| 加强能源供需衔接，有效解决区域性、时段性供需紧张等问题。 | |||
| 输电通 | 结合清洁能源基地开发和中东部地区电力供需形势，建成投产一批、开工建设一批、研究论证一批多能互补输电通道。 | ||
道
电网主 完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。
网架
资料来源：《“十四五”现代能源体系规划》，国信证券经济研究所整理
6. 建设现代能源市场：①优化能源资源市场化配置。深化电力体制改革，加快构建和完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场有机衔接的电力市场体系。按照支持省域、鼓励区域、推动构建全国统一市场体 系的方向推动电力市场建设。 ②深化价格形成机制市场化改革。进一步完善省级电网、区域电网、跨省 跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。
《规划》中十四五能源目标与之前政策目标对比
将本次《规划》提出的各项目标与之前的政策相关目标进行对比，十四五期间各项目标基本符合预期。加 快发展风电、光伏，因地制宜发展水电，有序发展核电，按需合理发展煤电，推动气电与新能源融合发展 的方向没有改变。在此基础上，首次提出了部分新指标，包括 2025 年非化石能源发电占比达到 39%、灵活 调节电源占比达到 24%等。发电占比目标的提出确保了新能源电力装机规模的扩张趋势，灵活调节电源占 比则确保对抽水蓄能、新型储能的扩张。
表3：《“十四五”现代能源体系规划》指标对照表
“十四五”现代能源体系规划
| 之前文件 是否 符合
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符合
符合
首次提出
首次提出
符合 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
亮点：从能源供给、结构、电网、储能、外送通道、市场化机制等方面全方位协调发展
| 资料来源：国家发改委、能源局、《“十四五”现代能源体系规划》，国信证券经济研究所整理 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 | 3 |
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同时，《规划》提出深化电力体制改革，深化价格形成机制市场化改革，创新有利于非化石能源发电消纳 的电力调度和交易机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间，试 点开展绿色电力交易。这确保了电力市场化改革的总体趋势是适应新能源电力，新能源“有序、有利”参 与市场化交易的方向不会变化。
投资建议
1、积极安全有序发展核电，作为收益率较高的优质资产，核电估值将得到提升，推荐“核电与新能源”双轮驱动中国核电；2、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本 不断下行，新能源盈利能力将得到提升，推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电 力；3、政策推动煤炭和新能源优化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动机制形成，煤电市场化 交易扩大，火电盈利拐点出现，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华能国际；4、新能源为主新 型电力系统建设，深度利好电能综合服务及智能配网建设，推荐电能综合服务商苏文电能。
风险提示：
相关政策不及预期；用电量增速下滑；电价下调；原材料价格大幅上涨。
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国信证券投资评级
| 类别 | 级别 | 说明 |
| 股票 投资评级 | 买入 | 股价表现优于市场指数 20%以上 |
| 增持 | 股价表现优于市场指数 10%-20%之间 | |
| 中性 | 股价表现介于市场指数 ±10%之间 | |
| 卖出 | 股价表现弱于市场指数 10%以上 | |
| 行业 投资评级 | 超配 | 行业指数表现优于市场指数 10%以上 |
| 中性 | 行业指数表现介于市场指数 ±10%之间 | |
| 低配 | 行业指数表现弱于市场指数 10%以上 |
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