（报告出品方/分析师：东吴证券 刘博 唐亚辉 ）1. 现象：2020年以来，电力、煤炭、天然气等能源供需和价格均出现明显波动 1）电力：供需方面，2020年底我国多省份出现限电，2021年5月以来电荒现象愈发严重；价格机制方面，2021年市场交易电价上浮比例提升至 20%，加速电力市场化进程。
2）煤炭：受到环保安监力度持续增强、保供政策退出、煤矿超产入刑等政策的影响，以及下游煤炭需求持续超市场预期，2021 年我国煤价屡破历史新高，保供限价成为 2021 年发改委、能源局和地方政策的主要方向。
3）天然气：2021 年欧洲天然气价格飞涨，最大涨幅较年初超 4 倍，引发市场对能源危机的担忧，分析欧洲天然气价格暴涨的成因，更多是供给的原因导致：上游削减投资+产能释放趋缓导致天然气库存处于历史低位，北溪 2 号项目受到多方因素干扰、欧洲发电结构新能源占比高，极端天气下能源结构的抗风险能力低等。
1.1. 电力：2020 年以来我国电荒现象频发，电价政策调整+市场化进程加速 2020 年底我国多省份出现限电：2020 年 12 月 10 日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知，限电的原因除了工业生产快速恢复拉动用电增长、极寒天气增加用电负荷、外受电能力有限和机组故障之外，根据国网湖南省电力有限公司新闻发言人、电力调控中心副主任陈浩的分析，全省电源装机从 2016 年以来增长的主要是风电和光伏，发电相对没有那么稳定。
湖南省煤电利用小时数和装机双双下降，可再生能源装机和电量提高，外送能力方面又面临西北冬季风光出力下降和华中地区普遍迎峰度冬供应紧张，最终使得湖南出现严重的限电情况。
根据中电联发布的《2020-2021 年度全国电力供需形势预测报告》，2021 年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。
华北电力供应偏紧，其中，河北和山东电力供应偏紧，通过跨省区电力支援，可基本保障电力供应，内蒙古西部电网电力供应偏紧，在风电出力锐减时，多个月份将可能需要采取有序用电措施；华中电力供需紧张，主要是湖南用电高峰时段电力供应紧张，极端气候情况下湖北、江西可能出现一定电力缺口；南方区域电力供需紧张，其中，广东、云南、广西均存在较大错峰限电风险。
2021年 5 月以来，夏季用电高峰导致电荒现象愈发严重：广东：从 5 月中旬开始，广东省在 21 个地级市启动有序用电，包括，广州、佛山、东莞、惠州、珠海、中山、潮州、汕头、肇庆、江门等地区。
云南：2021 年 5 月云南主力水库透支严重，火电存煤持续下滑，发电严重不及市场预期，当日用电高峰存在约 70 万千瓦电力缺口，因此决定对各地州用电企业开始应急错峰限电，错峰限电量为 10-30%。
广西：广西电网有限公司启动有序用电预案，时间期限为 5 月 25 日-30 日。
江苏：预测全网存在 425 万-925 万千瓦供电缺口。
浙江：预计夏季高峰电力平衡将出现 200 万千瓦左右缺口。
山东：发布《2021 年全省电力迎峰度夏预案》，提到山东省夏季用电高峰存在供电缺口，省外来电稳定输入存在不确定性，电网稳定运行压力较大。
2021年8月，国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，各地根据各自的能耗预警指标，主动拉闸限电。
2021年9月以来，东北多地出现限电现象，此次限电停电甚至涉及居民用电，波及民生安全。
此前多地出现的限电停电现象多为针对工业企业的有序限电，均未涉及居民用电，而此次 9 月份的东北停电是无通知无组织无计划的“突然停电”：红绿灯突然黑了、医院手术台突然没电了、排气扇突然不转了、吸氧机突然停了。
东北地区火电占比63%（2020年数据），此轮限电（2021年9月以来）主要因煤价上涨、电厂煤炭库存严重不足造成。
2021 年以来煤炭价格一路攀升，创近十年新高，煤炭市场需求明显呈现淡季不淡的特点。
限电原因是煤真的不够用了，不是发电机组的问题。
包括东北电网在内的很多地区，电力冗余度都在 30%以上，东北的火电机组更是一直过剩，反而比新能源消纳中的弃风弃光问题还要严重。
根据中电联统计数据，2020年东北三省的不同电源装机分别是：火电7918万千瓦，占比 63%；风电2244万千瓦，占比17%；光电1056万千瓦，占比8%；水电 924 万千瓦，占 7%；核电 448 万千瓦，占比 4%。
总装机量12590万千瓦，火电仍为最主要的发电电源。
2021年 8 月，全国跨区送电完成 747 亿千瓦时，同比下降 3.3%。
其中，东北送华北 72 亿千瓦时，同比下降 1.2%。
2021 年 1-8 月份，东北送华北 357 亿千瓦时，同比下降 13.0%。
2021 年市场交易电价上浮比例提升至 20%，加速电力市场化进程。
2021 年 10 月 8 日，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。
历史上我国的电价政策经历了几个阶段：1）2004 年以前，一厂一价，政府部门对每个发电厂进行单独定价；2）2004-2019 年，标杆电价，按照发电类型分地区核定上网电价，调整的原则是煤电联动，2017 年上调电价。
2018、2019 年，一方面是供给侧改革带来了煤炭价格显著上行，如果采用煤电联动机制， 则电价理应上调；另一方面，两会要求连续两年一般工商业电价下降 10%，在这种情况 下，过往发挥调价作用的煤电联动机制名存实亡。
3）2019年 9 月，常务会议决定，从2020年 1 月 1 日起取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
回顾整个电价政策的发展历程，从一厂一价到标杆电价，再到指导价和市场竞价，我们可以发现电力价格作为最重要的基础能源价格之一，在形成、发展和完善的过程中，市场化的程度是在不断提升的，而其中标杆电价作为我国各种类型电源价格的压舱石，它逐步退出历史舞台意味着电价机制真正市场化的来临。
1.2. 煤炭：2021年煤价屡破历史新高，保供限价成为当前政策的主要方向 2021年煤价屡破历史新高。
2021年 1 月，供给端运输受限+进口受限，需求端国内因疫情得到抑制需求快速复苏，动力煤维持 2020Q4 的涨势。
2 月供给端国常会部署冬季保供措施，春节期间煤矿不停产；需求端春节期间，需求淡季，动力煤价格下行，能源保供取得成效。
3-10 月，一方面，环保和安监力度持续增强，另一方面保供政策退出、煤矿超产入刑，使得产量增长受限，同时下游煤炭需求持续超市场预期，煤炭价格稳步上涨。
10 月供给端保供措施效果不佳，需求端国内火电需求持续高增，海外能源价格暴涨危机（电力、天然气、煤炭等），煤炭价格进入暴涨通道。
10 月 19 日晚，国家发改委宣布实施煤炭价格干预、煤电油气保供、严厉打击恶意炒作动力煤期货等“组合拳”，动力煤进入下行通道。
国家发改委、能源局以及地方政府积极出台煤炭保供增产稳价措施。
2021年 5 月 21 日，国家发改委、能源局约谈榆林 58 家煤炭企业，坚决抑制煤炭价格过高上涨；7月，发改委声明2021年新增煤炭产能超 2 亿吨，上半年已投放 1.4 亿吨；10月19日，发改委财金司领导带队调研郑州商品交易所，严厉查处资本炒作动力煤期货情况；发改委正式提出对煤炭价格进行干预，促进煤炭价格回归合理区间；10月19日，发改委要求煤炭长协保供国有企业价格不得高于1200元/吨，民营企业不得超过 1500元/吨；10月28日，发改委价格司召开专题会议研究界定煤炭企业哄抬价格、谋取暴利的标准； 11月2日，发改委通知内蒙古多家煤炭企业市场煤坑口价下调至1000元/吨；11月7日，发改委通知山西省能源保供小组，全省国有煤炭企业坑口价一律下调至900元/吨。
1.3. 天然气：2021年欧洲天然气价格波动明显，原因更多来自于供给端 2021年欧洲天然气价格飞涨，最大涨幅较年初超4倍，引发市场对能源危机的担忧。
作为欧洲天然气交易的基准，荷兰TTF中心的天然气期货价格仅2021年8-9月就上涨了 72%，而自1月份以来，TTF天然气期货价格已上涨约300%，从1月4日的18.26欧元/兆瓦时飙升到70欧元/兆瓦时附近。
9月20日，TTF天然气期货收于74.94欧元/兆瓦时，创多年新高。
天然气价格上涨还引发了一系列连锁反应。
欧洲多国以天然气发电为主，天然气价格暴涨导致欧洲电力价格随之攀升。
在西班牙和葡萄牙，电力批发市场的平均电价达到175欧元/兆瓦时，约为半年前水平的 3 倍；英国甚至达到 183.84 欧元/兆瓦时，是截至2021年欧洲最高的电价。
除电价受影响外，欧洲一些化肥生产商也宣布减产停产，进而波及食品以及农业等行业。
分析2021年 8 月-10 月欧洲天然气价格暴涨的成因，我们发现，与中美疫情后的工业增速高增加速能源消耗不同，欧洲最“缺”天然气的国家英国、西班牙工业能耗消耗低于疫情前水平，能源需求变化不大，影响价格波动更多是供给的原因导致： 1）上游削减投资+产能释放趋缓，天然气库存处于历史低位。
欧洲天然气产出从2005年以来进入下降通道，2020年由于疫情影响导致天然气需求低迷，使得欧洲各国误判需求，2020年全球天然气产量同比下跌2.5%至4014Bcm，其中OECD减少26.1Bcm。
2021年上半年天然气库存降到2013年以来最低位水平，根据欧洲天然气基础设施协会（GIE）数据，截至2021年 9 月 22 日，欧盟和英国储存设施中的天然气平均仅为 72%，这是近 10 年来最低水平。
2020年同期，这一数据为94%，而在过去 10 年（2012-2021年），平均值则为 84%。
另一方面，碳中和背景下欧洲油气公司削减了对上游业务的投资。
壳牌、英国石油、道达尔等欧洲油气公司，都制定了降低上游业务的碳强度目标，承诺到 2050 年或更早成为净零排放企业，欧洲油气公司整体投资和产出都在减少，欧洲整体自给率大幅下降，对外进口依赖更大。
2）北溪 2 号项目受到多方因素干扰，进一步加剧价格波动。
欧洲大约有 30%天然气来自俄罗斯，德国有 40%天然气来自俄罗斯，法国有 18%天然气来自俄罗斯（2014 年数据）。
俄罗斯对欧洲的天然气供应主要通过北溪 1 号天然气管道，北溪 1 号于 2005 年底开工，2011 年 5 月竣工，2011 年年底正式运营；北溪 2 号于 2018 年开始修建，原 定于 2020 年完工，但在 2019 年受到美国对北溪 2 号天然气管道工程公司的制裁，于 2019 年底暂停施工，最终在 2021 年 9 月正式完工。
2021 年 11 月 16 日，德国暂停北溪 2 号管道运营审批，随即欧洲天然气价格飙涨。
3）欧洲发电结构新能源占比高，极端天气下能源结构的抗风险能力低。
总体上看，2020 年可再生能源发电占比欧洲全部电力的 42%（其中水电占比 18%、风电占比 15%、太阳能占比 5%、生物质和废弃物占比 4%），核电占比 25%，天然气占比 19%，煤炭占比 14%。
欧洲能源发电结构中不稳定能源风电和光伏占比 20%（2020 年），极端天气下能源结构的抗风险能力较低。
以英国风电为例，近年来，英国在能源供应中大力提高了风力发电的比重，从 2011 年不足 5%快速提升到了 2017 年 15%，同时快速压缩了煤炭发电所占的比例，从 2011 年的 30%下降到 2017 年的 7%。
风电在能源供应结构中快速增加，致使欧洲能源供应严重依赖于风力供应稳定性。
本轮天然气价格大幅上涨所带来的能源危机恐慌在英国发酵，很大程度上源于英吉利海峡风力不足，需临时使用天然气发电作为补充。
2. 展望：新旧能源交替变革之际，布局风、光、氢、储、网等领域 我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程（18 世纪 60 年代以前煤炭逐步取代木炭和柴火、第一次工业革命煤炭和蒸汽机的大规模使用、第二次工业革命石油、电力和内燃机逐步替代煤炭），发现在新能源替代传统能源的过程中，往往带来能源领域重大机遇。
1）绿电（风电、光伏运营），景气度高、增速快、市场空间广阔，碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展；市场竞争格局好，绿电龙头集中度更高，2020年风电运营CR4（总装机量口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上；盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。
2）氢能，市场空间广阔、应用场景丰富，政府和企业均明确规划加速发展加氢站，设备商有望率先获益。
3）储能，是产业发展必然趋势，期待技术突破带来的降本之后，行业空间快速释放。
4）电网，通过特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题、加大调峰备用电源的建设力度以应对设备和系统故障、针对电力辅助服务建立合理的补偿机制三条途径，成为新型电力系统的重要保障。
2.1. 能源领域百年未有之大变局，新、旧能源交替抢占基础作用和话语权 我们梳理和总结了人类历史上 3 次新旧能源交替变革的过程，发现在传统能源仍然发挥支柱作用、新能源想要抢占能源领域话语权的过程中，新旧能源变革和交替，往往带来能源领域重大的变化和发展机遇。
1）煤炭逐步取代木炭和柴火：18 世纪 60 年代以前（1500-1760年）。
需求：人口规模增长+国防需求+工业需求；供给：需要与耕种谷物竞争耕地+进口受到美国革命的影响+运输费用日益升高；产量：煤炭产量从 3.5 万吨/年提升至 46.7 万吨/年；价格：1500-1630 年期间，英国的木材价格猛涨 7 倍。
2）煤炭和蒸汽机的大规模使用：第一次工业革命（18 世纪 60 年代-19 世纪 40 年 代）。
需求：焦炭炼铁技术出现+蒸汽机在各个工业领域的运用+煤炭供暖（取代木炭）； 供给：蒸汽机的出现提升了煤矿的开采效率+运河、铁路和货运等运输方式的变革；能源结构的变化：在 18 世纪初，英国接近 50%的能源需求需要煤炭供应；到了 19 世纪初，这一比例超过了 75%，并且还在继续增加，而薪草燃料占比逐渐下降至 30%左右。
产量：1700 年，英国生产了 270 万吨煤炭，到 1815 年，英国的煤炭产量暴增至 2300 万吨，相当于当时英国林地能源的 20 倍。
价格：1550 年伦敦市场上的燃料木材价格与煤炭价格已经没有太大差别，在此之后，木材价格更是一路飙涨，1600 年木材价格已经超过煤炭价格的 2 倍。
尤其是相比新运输方式出现以前（运河、铁路和货运），煤炭价格进一步下降 50%。
对经济和社会的影响：18 世纪期间，印度、中国和欧洲的 GDP 合计占全球 GDP 的 70%，三者大致各占三分之一。
但是到了 1900 年，中国占全球制成品的产量比重下跌至 7%、印度下跌至 2%，而欧洲快速提升至 60%、美国提升至 20%，建立在煤炭能源上的工业革命迅速改变了全球经济，全球的权力平衡也因此重新布局，全球霸权中心从东方转移至欧洲。
3）石油、电力和内燃机逐步替代煤炭：第二次工业革命（19 世纪 60 年代-20 世纪初）。
需求：石油作为主要民用燃料，逐渐被电力替代；军工领域，1911 年美国做出了一项大改革决定：将军舰由烧煤改成烧油，从此石油从一种日常的照明燃料，突变成影响国家安全的军工资源。
以汽油和柴油为燃料的内燃机相继诞生，解决了交通工具发动机的问题，从此，内燃汽车、远洋轮船、飞机等机械行业，也迅猛发展，带来了石油需求的暴增。
供给：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年蹿升至 2000 万吨。
1870 年洛克菲勒创建标准石油公司，经过 20 年野蛮发展，成为美国最大原油生产商，垄断美国 95%炼油能力、90%输油能力、25%原油产量，并将对美国石油工业垄断持续到 1911 年。
价格：由于我们缺乏 1900 年以前的煤炭价格数据，我们采用英国煤矿矿工人数替代，这个从逻辑上很容易理解，当煤炭价格高的时候，煤矿主有利可图，会扩大人员招聘；反之，煤炭价格下行的时候，煤矿主盈利下降，会减少人员招聘，我们可以直观的看到，在第二次工业革命初期和中期，伴随着新型能源石油和电力的出现，煤炭价格阶段性上涨，1930 年前后开始逐步下行，一路走低。
与此同时，作为新型能源的石油价格，刚开采出来的时候高达 8 美元/桶，但是随着开采技术逐步成熟、开采规模快速扩大，原油价格从 1864 年的 8 美元/桶以上逐步下降至 1879 年的 1 美元/桶，且如此低廉的价格一直维持到 1915 年。
能源结构的变化：1870 年，全世界生产 80 万吨石油，而 1900 年 蹿升至 2000 万吨。
对经济和社会的影响：1894 年美国超越英国，成为世界第一工业强国，美国工业生产总值相当于英国 2 倍，法国 3 倍，接近全球工作生产总值 1/3，1914年更是超过英、法、德、日四国总和。
二战前美国是世界上石油产量最大国家，美国石油生产占到了世界的一半以上，1939 年达到了 17094.6 万吨，二战时期美国石油产量一度占到了世界石油生产的 70%以上，美国一举崛起成为超级大国。
2.2. 大变局领域一：风电、光伏运营，景气度高+竞争格局好+降本速度快 景气度高、增速快、市场空间广阔：碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展。
碳达峰和碳中和目前尚无明确定义，一般而言，碳达峰指特定区域（或组织）年二氧化碳排放在一段时间内达到峰值，之后在一定范围内波动，然后进入平稳下降阶段。
碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。
1）长期来看：根据国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望 2019 》，到 2050 年我国电源装机容量总额将达到 50 亿千瓦，其中风电和光伏的装机容量占比超过 50%；电力需求达到 12.4-13.9 万亿千瓦时，其中风电和光伏发电量占比接近 40%。
2020 年我国电源装机容量总额约为 22 亿千瓦，其中风电为 2.81 亿千瓦、光 伏为 2.52 亿千瓦，假设到 2050 年风电+光伏装机容量合计占比达到 50%，则 2020-2030 年装机容量 CAGR 为 5.27%；假设到 2050 年风电+光伏发电量合计占比达到 40%，则 2020-2030 年发电量 CAGR 为 6.82%。
2）短期来看：到 2030 年风电、光伏总装机容量将达到 12 亿千瓦以上，对应 2020-2030 年风电+光伏装机容量 CAGR 为 8.41%，保守估计每年新增风电+光伏装机合计为 70GW 以上。
市场竞争格局好，绿电龙头集中度更高：2020 年风电运营 CR4（总装机口径）在 50%以上，CR8 在 75%以上。
1）风电场行业依据企业的风电场数量划分，可分为 3 个竞争梯队。
其中，风电场数量大于 300 个的企业有国家能源集团、大唐集团；风电场数量在 100-300 个之间的企业有：国家电投、中国广核、华能集团、华润电力、华电集团和三峡集团等；其余企业的风电场数量在 100 个以下。
2）2020 年，按在风电装机容量来看，国家能源集团的市场份额达 21.11%，而华能集团、国家电投和大唐集团的市场份额也在 10%以上；按风电场数量来看，国家能源集团的市场份额达 18.98%，其次是大唐集团，市场份额为 12.41% ；按优胜风电场数量来看，国家能源集团的市场份额为 20.14%，华能集团、大唐集团的市场份额在 10%以上。
3）总体来看，我国风电场行业的市场集中度较高，不论是从在运装机容量，或是发电量，2020 年，风电场运营市场 CR4 都在 50%以上，而 CR8 在 75%以上，主要是因为风电场行业具有高行业准入门槛、高技术壁垒、高资金壁垒等投资特性。
盈利能力强，海风产业链处于快速降本阶段。
1）根据 IEA 发布的全球风电储量，2020 年全球海上风电技术可开发潜力超过 1200 亿千瓦，可以发电 420 万亿千瓦时，是 2040 年全球电力需求的 11 倍。
即便只开发浅海近岸区域风资源（小于 60 米水深），每年的发电量就超过 87 万亿千瓦时，可满足 2040 年全球电力需求的 2 倍。
2）根据国家气象局发布的数据，2020 年我国海上风资源技术开发潜力超过 35 亿千瓦，其中小于 50 米水深的有 15 亿千瓦，50 到 100 米水深的还有 20 亿千瓦。
3）海风项目中，风机和基础合计占项目投资成本的 60%左右，因此是最主要的降本环节。
机组大型化是目前海上风电机组降本的主要方向，举例来看 2MW 和 4MW 设备技术路线相同的情况下，4MW 的造价会低很多，如果 2MW 机组 3500 元/KW 左右，4MW 可能会低于 2000 元/KW，未来 8MW 设备可能单价在 1000 元/KW 左右。
风机零部件国产化比例越来越高，风机零部件成本还会继续下降。
4）塔筒方面，东部区域选用 140m-170m 左右塔筒，高度越高，风速越高，度电成本越低。
塔筒越高，发电量越高，但是成本增长较小。
5）风机和塔筒之外，随着海上风电规模的扩大，海缆和机组基础仍然存在比较明显的降本空间，2021 年海缆毛利率平均水平在 40%以上，我们估计到十四五末期均有望下降 10 个百分点以上（海上风电降成本速度快，随着技术迭代+规模上升毛利率有望下降）；同时，工程能力和施工环节的毛利率也存在明显的下降空间。
2.3. 大变局领域二：政府和企业端氢能产业政策持续落地，设备商率先获益 氢作为一种
