（二）电力供应：煤电权重压减，电力峰值供应弹性弱化
过去 20 年我国发电量有了巨量的增长 ， 从 2000 年的 13556 亿千瓦时增长到 2020 年 的 77791 亿千瓦时，增长约 5.7 倍 。从结构上看，煤电仍是发电量的主力，占比约 63% 左右，气价成本的驱动下燃气发电逐步发展，几乎完全替代掉原来燃油发电的份额，两 者合计不超 3% 。水电发展较早，发电量份额一直维持着 17%左右 。核电起源于上世纪 90 年代 ， 但发电量的贡献一直没突破 5% 。可再生能源发电方面，风电在 2008 年进入高 速发展期，目前已发电量贡献约 6%；光伏发电“十三五”开始发力 ， 发电量占比已达 3%，风电光电是未来非化石能源消费的重点，未来仍将保持高速发展 。
当前能源结构的特点，总结为煤电持续压减、水电季节性波动、核电基数低、“风 光”尚未成为主力支撑 。碳中和大背景下煤电的角色面临根本性转化 ， 逐步从主要能源 向调节型能源转变，煤电装机存量将持续压减 。其他电源则各具禀赋和短板，水电存在 季节性波动问题，春冬季枯水期发电量回落较多，且上游降水量为不可控影响因素；核 电可达较高的发电时数，但是近年发展放缓，装机量基数偏低尚未能形成支撑；风电光 伏是发展速度最快的电源，但发电时数均偏低且不稳定，构建以风、光为主体的电力系 统目前仍缺乏足够的抽水蓄能、燃气电站等配套强化电网调峰能力 。
就今年而言（截止 8 月数据），供电压力下火电利用小时数达到了 6 年最高值，火 发电量在回落两年后逆势回升，发电量同比增加 12.6%对整体发电量拉动最大 。水电延 续 2020 年同期的表现，主因上游来水量总体偏弱，导致平均利用小时数同比再下跌，发 电量同比下滑 1% 。核电尽管同比去年新增两台机组且利用小时数进一步提高，但在机组 检修的限制下只贡献了小部分的发电增量 。风、光发电量同比增加 28.1%和 10.3%，新装 机量和发电量基本维持高增速态势，但由于基数偏低和顶峰出力有限，对整体发电量的 贡献仍旧偏低 。
从装机容量看 ， 2020 年期末全国发电装机容量达到 22.0 亿千瓦时，煤电装机首次降 到 50%以下 。新增装机风电、光伏成为主力 ， 全国新增发电装机容量为 1.9 亿千瓦时，其中风电、光伏新增装机合计超 60%，火电新增装机贡献为 29% 。近两年来新能源新装 机容量连续突破 1 亿千瓦时 ， 火电新投产装机显著减少 。
综上可以看出，煤电当前压舱石地位仍然不改 ， 但在火电压减+大力发展风光的组合 下权重在逐步下降 。但水电、风电、光伏等平均利用小时数受制于自然条件，面对用电 高峰的主动调节能力不及火电 ， 当火电权重下降时进而影响到整体电力系统的高峰供给 弹性 。未来碳中和的任务仍将推动风光新能源的占比提升，缺电在局部地区和峰值时段 或将是常态 ， 预计对工业生产的影响将在过剩和高能耗化工品中体现更突出，部分化工 品行业格局面临重塑 。（报告来源：未来智库）
三、双控+电力约束高能耗品种，化工行业面临供给侧2.0能耗双控和煤电短缺的双约束下，政策指标趋严和电力成本抬升这两大问题将持续冲击高耗能行业，未来产业结构优化和过剩产能处置有望加快 。根据《广州市产业能效 指南》和《上海产业能效指南》的统计数据，煤制甲醇、合成氨、电石、乙烯、烧碱、 纯碱、PVC、尿素等多种化工品生产的综合能耗尤为突出，在产能集中的省区占其能源 消费总量比例较高，预计在各地政策中首先考虑纳入限制名单 。
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