海通国际：电力、煤炭、石化行业的转型路径及其中蕴含的投资机会

1. “双碳”部署下，化石能源逐步转型清洁能源

我国全社会碳排放主要来自一次能源中化石能源的使用。根据习近平主席在第75届联合国大会上的演讲，我国二氧化碳排放力争在2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究》，2019年，我国全社会碳排放约105亿吨，其中能源活动占比约87%，主要由一次能源中的煤炭(占能源活动比重79%)，石油(15%)，天然气(6%)构成。《研究》预计我国的全社会碳排放将于2028年达峰，峰值109亿吨，至2030年降为102亿吨;届时，我国的一次能源消费量将分别达到59亿吨和60亿吨标煤。

能源消费总量持续增长，绿色转型推动单位能耗下行。过去30年里，我国的GDP总量由1991年的2万亿元上升至2020年的102万亿元，CAGR14%;同期能源消耗总量由10亿吨标煤上升至50亿吨标煤，CAGR6%。期间，我国单位GDP能耗持续下降，体现了经济发展效率、发展质量的逐步提升。“十三五”期间，GDP增速与能源消费总量增速趋向收敛;我们认为随着经济发展以及城市化、电气化水平的持续提升，我国的能源消费总量仍将维持稳定增长，同时经济社会的绿色转型将推动生产效率的提升以及单位GDP能耗的进一步下降。

能源生产的清洁化以及能源使用的电气化将是碳达峰的主要路径。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年前碳达峰研究》，预计“十四五”及“十五五”期间我国GDP年均增速5%以上，一次能源年均增速2%。我们测算至2030年，我国的GDP有望达到165万亿元，对应的能源总需求为61亿吨标准煤。在经济总量与能源消费总量维持增长的背景下，我们认为我国的碳达峰将主要依赖能源消费结构由传统化石能源向清洁能源转型，结合碳捕集、森林碳汇等零碳、负碳技术的推广应用。

到2060年，我国非化石能源消费比重将达到80%以上。根据《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》设定的目标，到2025年，单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%;单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%;非化石能源消费比重达到20%左右(2020年，我国非化石能源消费比重为15.9%);到2030年，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上;非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上;到2060年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到80%以上。

我们认为传统化石能源企业的转型g将集中在以下几个方面：

(1) 电力：传统能源运营商转型新能源，同时新型电力系统的建设带来电网、储能、调峰调频等投资机会。

(2) 煤炭：转型布局新能源运营及新能源、新材料的制造，包括储能、氢能、煤化工新材料等。

(3) 石化：由传统能源生产商转型为综合能源提供商;由炼油向化工转型，由化工向新能源新材料转型。

本篇报告中，我们将重点分析电力、煤炭、石化行业的转型路径及其中蕴含的投资机会。

2. 新能源高增长，传统发电企业转型综合能源服务商

我们认为，在双碳目标下，传统能源企业将转型综合能源服务商，在此过程中有望带来装机规模扩张、收入利润的增长以及行业估值的提升。

2.1 传统能源转型，带来规模扩张

经济增长及电气化转型或支撑“十四五”期间电力需求。2021年，我国用电量达到8.3万亿度，年同比增长10.3%，2年CAGR7.1%。电力规划设计总院预计22年-23年，在高/低增长情境下，全社会用电量增速分别为+5.9%、+4.4%/+5.2%、+4.0%。我们认为经济增长及能源使用的电气化将为我国“十四五”期间用电量提供有力支撑，我们预计2022-2025年，全国电力需求增速或保持5%左右。

双碳要求下，清洁能源装机高速增长，煤电装机或增容控量。根据习近平主席在联合国气候雄心峰会上的讲话，到2030年，我国风电、光伏总装机达到12亿千瓦。我们测算相较2020年末(风电、光伏总装机5.3亿千瓦)，对应10年CAGR8.5%。伴随着发电结构的清洁化转型，我们预计新增电力需求将主要依靠新能源来满足。但考虑到我国电力需求持续上行，且新能源大量投产需要火电配套调峰，我们认为“十四五”期间我国火电发展或增容控量(意味着负荷高峰期仍需火电机组大量出力)。综合来看，我们预计“十四五”期间我国煤电、水电、风电、光伏、核电装机5年CAGR或分别达到1.7%、2.9%、14.3%、17.1%、5.6%。

电转型新能源，战略扩张加速。当前我国主要发电集团的装机以火电为主，但由于融资成本低、风险承受能力强、存量机组调峰调频协同效应显著、上下游关系稳定的优势，行业难有强势新进者;能源结构的转型将驱动龙头公司向综合能源提供商迈进。2021年12月30日，国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出到2025年，央企可再生能源发电装机比重达到50%以上，对央企的新能源发展目标作出刚性要求。

我们认为，新能源发电为未来的电源侧主要发展方向，新能源装机量增或提升上市公司的业绩和估值水平。在能源结构转型的大背景下，传统煤电或控量，装机增速放缓。我们认为建设新能源是电力企业“十四五”期间实现规模扩张的主要途径。此外，新能源及传统能源具有较好的协同作用，传统能源(火电、水电)可以通过水火风光储一体化项目的建设提升上网侧的负荷稳定性，从而提升系统利用小时及优化综合上网电价。

在此逻辑下，我们认为，未来主要关注两类公司：(1)传统发电企业向综合能源服务商迈进，这类公司有望通过增加新能源从而抬高估值以及提升业绩，迎来戴维斯双击;另一类为新能源装机容量增速高的清洁能源企业，这类公司较转型公司而言，或有更高的装机量增速。

2.2 电价市场化，改善行业盈利水平

2021年电力供需出现紧平衡，引发高度关注。电力供不应求的现象从2020年冬季的小范围发生(湖南、浙江，主要由于极端天气引发)，到2021年5月以后范围逐步扩大(云南、广东等多地，持续时间较长，且包含内蒙、湖北等外送电大省，主要由于区域性电力需求高增引发)，至9月下旬东北地区对居民拉闸限电，引发全国关注。我们认为2021年电力供需偏紧由高煤价、能源“双控”、来水偏枯等多因素造成，但核心矛盾在于电价机制未能反映市场供求及成本情况。

电价机制逐步理顺，行业开启价值重估。我们认为解决当前电力供需紧平衡的问题，需通过市场化的方式疏导火电成本，还原电力的商品属性，同时利用价格机制推动落后产能加速退出，实现需求侧管理。2021年6月以来，国家层面对于电价机制改革、控制燃料成本、杜绝运动式减碳的政策表态频出，凸显火电盈利水平改善刻不容缓。我们认为随着电改深化及电力商品属性的回归，未来电价平稳上行是趋势，电力行业的价值重估由此开启。

市场电电价上行，反映供需变化。在电力供不应求背景下，多地2022年度长协出现较大上浮。(1)广东：2022年度双边交易与可再生能源交易成交均价分别为0.497和0.514元/度，较基准价分别上涨0.04、0.06元/度。(2)陕西：2022年度双边交易平均成交价格0.425元/度，较基准价上涨0.07元/度(涨幅20%)。(3)江苏：2022年度交易成交均价0.467元/度，较基准价上浮19%。我们认为，短期来看，需要通过电价机制解决近1年来高煤价下的成本倒挂带来的缺电问题;长期来看，由于新能源投资主要由五大四小为代表的传统发电集团完成，需要解决火电企业的经营困境，从而促进新能源发展。长期来看，火电是保障用能稳定的压舱石，应当对其出力的稳定性给予溢价(或容量电价)。

经济转型阶段，电力行业有较好的消费属性，估值应该修复。我们认为电力市场化改革或即将迎来突破式发展，电价市场化将是必然，已经市场化的海外电力龙头PB普遍在1.5-2倍，国内0.5-1.5倍或被低估。长期看，我国电力需求还有上涨空间，有望为行业带来更好的估值。

2.3 绿色消费推进，提升新能源电厂估值

除此之外，我们认为，新能源运营商有望通过绿色信贷降低融资成本，绿电/绿证/CCER交易等增厚利润，未来新能源电厂的盈利和估值也有望继续抬升。

绿色信贷降低融资成本。融资成本的降低能够有效拓宽公司的预算约束，为公司实现业务扩张和建立先发优势提供重要支撑。截至2020年末，我国绿色贷款余额近12万亿元，存量规模世界第一;绿色债券存量8132亿元，居世界第二。同时，人民银行也创设推出碳减排支持工具，通过“先贷后借”的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。2021年11月，国家设立2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，形成政策规模，推动绿色低碳发展。我们认为巨大的融资缺口和差异化的融资政策或将带来行业分化，拥有融资入口的行业龙头或将借此机会提高行业集中度。

绿电交易、碳价及CCER等为新能源电厂提供额外收入。中央经济工作会议提出，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;《促进绿色消费实施方案》指出，进一步激发全社会绿色电力消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。我们认为碳市场扩容以及碳排放考核趋严或将推升国内碳价，高耗能企业及双控压力较大的地方政府有动力消纳更多的绿色电力以满足考核要求。绿电交易和碳资产管理(绿证、CCER等)未来都有望改善新能源电力收入，碳市场的推动带来清洁能源行业价值提升。

双碳背景下，国内碳价格的交易规模和价格都有望继续上涨。当前火电行业已纳入碳排放权交易，同时生态环境部已连续多年组织开展了钢铁、水泥、建材、航空、石化、化工、造纸等高排放行业的数据核算、报送与核查工作，未来将稳步扩大覆盖行业范围。2021年，我国碳市场累计成交量1.79亿吨，成交额约77亿元，成交均价约43元/吨，对应火电的度电碳成本约0.04元。2021年，9月7 日全国绿电交易首批交易成交价较当地电力中长期交易价格溢价3-5 分/度。我们认为未来行业扩容及考核趋严有望推升碳价(欧盟碳价自2020年4月以来持续快速上行)，建议关注持有/有资格申请CCER、绿证等碳资产的电力运营商。

3. 新型电力系统建成需增加电力辅助服务和电网投资

3.1新能源发展带动电力辅助服务市场崛起

新能源发电增加带动电力辅助市场发展。由于新能源发电出力具有随机性、波动性，高比例新能源消纳将产生消纳成本。新能源的不稳定发电特点会使电力辅助服务需求增大。根据国家能源局发布的《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，仅火电的补偿服务费/分摊费用大于1，换而言之，只有火电的收取的电力辅助服务补充费大于分摊费用。水电、风电、光伏和核电的补偿服务费/分摊费用分别为：0.5、0.03、0.2、0.1。我们认为，其比值或反应所需的电力辅助服务，风电、核电和光伏的电力辅助服务需求较高。

我国电力辅助服务市场规模远低于国际水平，新能源接入增大电力辅助服务需求。据国家能源局初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式，将来辅助服务费用将包含在用户用电价格中，并在交易电价中单独列支。

全社会总电费增长迅速(基数增大)。价格端，根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在保证居民、农业用电价格稳定的基础上，对工业用电价格“顶峰上浮”。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮不超过15%，扩大为上下浮动不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电量端，2021年，全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时，同比增长15.7%，占全社会用电量的40%以上。同时，2021年1-11月，全社会用电量累计74972亿千瓦时，同比增长11.4%，电量需求增长明显。我们认为随着用电市场增长，电力辅助服务市场空间显现，或将迎来较大增速。

调峰、备用和调频是目前电力市场三大需求，新规纳入更多辅助服务项。据国家能源局发布的《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年调峰、备用和调频补偿费用分别占比38%、36%和21%。最新颁布的《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》除了原有的辅助服务品种，包括调峰、调频和黑启动，还新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种。

需大力发展抽水蓄能、电化学储能等调节资源。目前，调节资源主要是燃煤机组灵活性改造、燃气机组、抽水蓄能、电化学储能、大电网跨区输电通道、用户侧可中断可调节负荷和氢能等。我们预计，随着新能源的接入，各种调节资源会有较大的发展以应对新能源接入对电网的冲击。

3.1.1 调峰：近期看抽水蓄能和火电灵活性改造，中长期看电化学储能

调峰是最大的电力辅助需求。据国家能源局发布的《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年调峰、备用和调频补偿费用分别占比38%、36%和21%。我们认为，近期看抽水蓄能和火电灵活性改造，中长期看电化学储能。

火电灵活性改造最具性价比，成本包括改造成本、潜在可变成本和机会成本。据中电联，煤电灵活性改造单位装机调峰容量成本500-1500元/千瓦，低于抽水蓄能、气电、储能电站等。我们测算在单位装机调峰容量成本1000元/千瓦、调峰利用小时数1000小时、折旧20年的条件下，煤电灵活性改造度电固定成本约 0.05元/千瓦时(不考虑灵活性改造对煤耗的增加量)。除了改造成本，由于火电调峰的主要目的是深度调峰，存在潜在的可变成本，包括增加的燃料成本、厂用电、设备运行维护成本及由于长时间深度调峰和大范围负荷率变动引起的设备寿命减损、加速更换成本等。同时还有机会成本，即放弃的发电收益损失。

火电灵活性改造存在困难为调峰辅助服务费用未完全明晰。调峰辅助服务费高低是影响火电灵活性改造的经济动力之一，然而长期以来因缺乏合理的市场化补偿机制，导致火电机组的灵活性“价值”难以充分发挥，从而极大制约了灵活性改造的积极性。《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》推出将有助于电力辅助市场的建设，从而带动火电灵活性改造的发展。

十四五期间火电灵活性改造或有大发展。根据2021年11月国家发改委和国家能源局发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，“存量煤电机组灵活性改造应改尽改，‘十四五’期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。‘十四五’期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。”

抽水蓄能是较为成熟的储能调峰方式，度电成本0.21-0.25元。根据何颖源等论文《储能的度电成本和里程成本分析》数据，抽水蓄能电站的投资成本为60-64亿元/GW，对应度电成本0.21-0.25元，远低于磷酸铁锂电池的0.62-0.82元。根据国际电力网援引能源电力说数据，统计52个国网抽水蓄能项目，抽水蓄能电站平均建设成本是5.32元/W;南方电网的抽水蓄能电站平均建设成本是5.46元/W。

采用两部制电价，容量电价保收益，电量电价未来有提升空间。2021年，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(633号文)提出坚持并优化两部制电价(容量+电量电价)。

容量电价保收益。据《抽水蓄能容量电价核定办法》规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。

电量电价现在主要跟燃煤标杆价挂钩，我们看好未来电力辅助市场发展带来的收益增厚。据《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，在电力现货市场尚未运行的情况下，抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电量可由电网企业回收，按燃煤发电基准价执行。但由于抽水蓄能的效率一般是75%，所以会导致目前的电量电价较难带来收益。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，我们认为参与辅助市场后，执行抽水电价和上网电价的价差或能给抽蓄电站带来额外的利润增厚。

十四五和十五五抽水蓄能或有大力发展。国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2030年，抽水蓄能电站投产达到1.2亿千瓦左右。2021年8月我国抽水蓄能电站已投产3249万千瓦。

电化学储能成本未来有下降空间。根据何颖源等论文《储能的度电成本和里程成本分析》数据，电化学储能目前的度电成本大致在0.6-0.9元，未来随着低成本创新电池结构和工艺的开发，其成本还有继续下降的空间。

我们认为，中长期电化学储能大有机会。1)政策上，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。2020年装机容量为328万千瓦，对比2025年的目标仍有较大发展机会。2)我们认为，随着新能源接入，电力系统对于调峰需求会大幅增加，而能做灵活性改造的火电厂和抽水蓄能(主要是因为对地理结构有要求)有限，在目前的技术条件下看，未来还需要电化学储能帮忙做调峰。而到那时为了支持电化学储能的发展，则相应的电力辅助市场机制或会让电化学储能赚取合理的ROE。

3.1.2 调频：调频带动电化学储能发展，盈利较为可观

电网调频需求刚性强，是电力辅助服务的第三大细分市场，占比21%。根据国家能源局发布的《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年，调频服务补偿费用达27.01亿元，占比21%，仅次于调峰38%和备用36%，为辅助服务第三大细分市场，需求刚性凸显。

调频主要是采用电化学储能调频，分为发电侧储能调频、电网侧储能调频和用户侧储能调频。发电侧储能调频主要有火电厂联合储能调频和新能源联合储能调频。电网侧储能调频主要是独立储能电站的模式。

储能调频对水电、燃气和燃煤机组的替代效果好。储能调频对不同类型机组的替代效果不同，燃煤机组效果最好，可达25倍。依靠电池储能系统快速精确的响应能力，调节效率得以提高，旋转备用容量得以降低，运营费用约可降低20%，从而降低电网储能的成本约束。

储能调频经济性凸显，动态回收期2.37年，盈利可观。根据叶键民等《南方电网电池储能调频发展机会及效益分析》测算的投资6MW/3MWh储能电站(投资1590万元)的收益，研究表明，储能调频动态回本周期为2.37年，资本金内部收益率63.81%。

电池造价和调频里程是主要的两个敏感性因素。上述论文敏感性分析显示，随着电池造价降低10%、20%和30%，内部收益率分别为76.47%、91.93%和111.77%。如需满足资本金内部收益率8%的财务可行性要求，电池造价可上升98.1%(10500元/kWh),或日调频里程降低49.7%(290 MW)

3.2 电网侧和电源侧协同转型，关注配网投资

随着电源侧发电类型的变化，电网侧也需要做相应地投资以应对其改变。我们认为，应对电源侧变化，电网侧主要发生的改变有三：

1)对于主干网而言，由于我国太阳能资源较好的地方多在西藏、青海、甘肃、新疆和内蒙等地，广东、浙江、江苏等经济较为发达的省份太阳能资源较贫乏，这就带来了发电地和用电地距离较远的问题。解决远距离输送主要办法是发展特高压和柔性直流。

2)新能源并网后带来的对原电网系统的扰动问题。大规模新能源发电接入电网后,由于其固有的波动性和随机性,使得常规机组调节次数和深度都大幅增加,会给电力系统带来了诸如调峰压力、有功不平衡、潮流随机性增大等不良影响。同时，分布式光伏等分布式能源崛起会使电网和微电网进行双向流动，加大了对电压及频率控制的难度。因此电网需要有更强灵活性才能匹配新能源发电的并网。

从目前的已知的规划中，配电网或为重点投资方向。根据奇点能源预测，两网总计配电网投资将达到1.5万亿元，配电网迎来巨大的发展机遇。

3)分布式光伏等分布式电源的崛起将会带动微电网的发展。

除此之外，新能源汽车保有量快速提升将会带来居民端的用电需求，电动汽车的聚集性充电可能会导致局部地区的负荷紧张，电动汽车充电时间的叠加或负荷高峰时段的充电行为将会加重配电网负担。由于已有的公共配电网和用户侧配电设施在当年建设时没有考虑电动汽车充电需求，电动汽车的发展使得部分地区的局部配电网产生了增容改造的需求。

4. 煤炭：现金流充裕，转型新能源运营及新材料制造

4.1 预计“十四五”期间煤炭供需基本平衡

供给端，我们预计“十四五”期间产能/产量合计增长约6亿吨，据估算对应实际可贡献产量增长约3亿吨，以20年原煤产量39亿吨为基数，对应年均增速约1.5%。

需求端，我们估算“十四五”期间火电发电量年均增速2.9%，按照火电占煤炭总需求比重约50%，推算年均煤炭消费增长也在1.5%左右水平。

由于21年煤炭行业供需双旺，我们预计煤炭产量及消费量增速均有望达到3%~5%，因此预计22~25年煤炭供需增速均将回落至1%以内，基本符合双碳目标下“十四五”期间严控煤炭消费增长的目标。

综合考虑，我们预计21/22年在产产能可达41/43亿吨，增幅7.2%/5%，21年产量有望达到40亿吨以上，同比增速4%，22年增速将放缓至1%达41亿吨左右。“十四五”期间煤炭产量维持小幅增长趋势，增速逐步放缓。

4.2 煤价中枢显著上移，资本开支减少，现金流充裕

动力煤：我们认为，动力煤价格在政策引导及增产保供下或逐步下行，但中期看中枢有望维持较高水平。预计22年均价有望回落至700~800元水平，“十四五”期间中枢或维持在700元左右水平，较“十三五”期间显著抬升。

焦煤：我们认为，短期受压减粗钢政策、采暖季限产以及蒙煤通关逐步改善影响，叠加目前价格高位，Q4焦煤价格短期承压。但长期来看，虽然需求受到能耗双控压制，但若澳煤进口限制仍在，焦煤供需仍将偏紧，价格中枢有望显著上移。

2012年之后，行业36家上市公司合计资本开支整体呈下滑趋势，规模从过去的1200亿元以上回落到目前的800~900亿元，2021年前三季度合计仅554亿元。

2015年供给侧改革后，行业盈利能力好转，现金流充沛，行业36家上市公司合计经营现金流整体呈上升趋势，较上一轮盈利高点2011~12年高出500~600亿元左右，2021年前三季度合计2414亿元，创历史新高。

截至2021年中，我们统计上市公司在建矿井产能合计5360万吨/年，合计预算总额658亿元，根据2021年中工程进度，还需要投资286亿元。

我们认为，整体看，“十四五”期间煤炭供需矛盾逐步缓和，有望维持紧平衡状态。同时2022年长协基价或由535元/吨上调至700元/吨，煤电企业长协覆盖比例加大，将有效推动煤价中枢较“十三五”抬升，煤炭企业盈利有望保持高位，现金流充沛，为转型提供保障。

4.3 煤企转型新能源发电及新能源新材料制造

根据我们的梳理，煤企转型方向主要包括两大类：

(1)新能源发电运营，转型公司根据规划及项目落地情况可以大致分为：a)有规划且已有具体项目落地;b)有规划尚未有项目落地;c)有项目落地尚未有中长期规划。

(2)新能源新材料生产制造，包括储能、氢能、煤化工新材料等。

5. 石化：积极布局新能源、新材料

碳中和背景下，石化企业积极转型升级，布局新能源产业链，主要包括新能源供应(光伏、风电、氢能等)、新能源产业链上游材料生产两方面。

5.1 上游油气企业：布局新能源，打造综合能源供应商

在保障能源安全基础上，积极布局新能源。根据BP能源统计，2020年，我国非化石能源消费占比16%，根据中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，非化石能源消费比重在2025年、2030年、2060年将分别达到20%左右、25%左右、80%以上。2021年中央工作经济会议指出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。我们预计化石能源在未来十年甚至更长时间仍为国内主体能源，增储上产、保障能源安全对于现阶段仍具有重要意义，上游油气企业现阶段面临保障能源安全以及碳中和的双重任务。

天然气碳排放量低，是未来十年重要的过渡能源。天然气单位热值二氧化碳排放量仅为55.5吨二氧化碳/TJ，在常用化石能源中最低，煤炭单位热值下二氧化碳排放量是天然气的1.60-1.77倍，原油是天然气的1.30倍，因此现阶段，我们认为对于上游油气企业而言，提升天然气占比是在保障能源安全的同时，进行减碳的现实选择。

“十三五”期间政策频发，促进天然气消费。在控制碳排放等因素驱动下，国家近年来发布了多项政策，促进天然气消费。我们将这些政策划分为两类，一类是针对“量”，要求天然气消费量要达到一定水平，并发展非常规气，促进产量增长;另一类是针对“价”，在“管住中间、放开两端”的整体思路下，通过气价改革，降低终端气价，促进天然气消费。2017年国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，提出到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右。2020年，天然气在一次能源消费中占比仅8%。

布局新能源，打造综合能源供应商。作为传统油气生产企业，三桶油在增储上产、保障能源安全同时，积极布局新能源，转型综合能源供应商。

风险提示：碳中和政策执行不及预期;疫情影响全球经济及能源生产;碳捕集、储能等技术进展不及预期。

本文编选自海通国际研究部HAI微信公众号，作者：邓勇，李淼，智通财经编辑：杨万林