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关于煤炭需求的八问八答

和讯期货

2022-11-01

导读：我国有多少煤可以两用？烟煤中，粘结性弱的煤炭通常用作动力煤，粘结性强的煤炭由于价格较高，一般只用作炼焦煤，

我国有多少煤可以两用？

烟煤中，粘结性弱的煤炭通常用作动力煤，粘结性强的煤炭由于价格较高，一般只用作炼焦煤，炼焦煤种中粘结性低于主焦煤但高于动力煤的煤种可以经过洗选作为配煤炼焦，也可以直接用作动力煤，这部分煤炭（包括贫瘦煤、瘦煤、 1/2 中粘煤、气煤）2021 年的产量占全国煤炭总产量的 16.7%。

今年影响煤价的主要因素是什么？

2.1、不同煤炭的价格有关联性

动力煤、炼焦煤价格有关联性：可以两用的煤种具有协调动力煤和炼焦煤价格的作用。当炼焦煤价格与动力煤价格的比值较高时，洗煤厂会提高两用煤种的入洗率，这会增加炼焦煤的供应，同时减少动力煤的供应，使得炼焦煤与动力煤价格的比值下降。国内外煤炭价格有关联性：我国是全球最大的煤炭生产、消费和进口国， 2021年我国煤炭产量和消费量占到全球的一半以上，进口量超过 3 亿吨（占全球煤炭产量的 4%、占全球煤炭贸易量的 20%），因此我国的煤价在全球煤炭市场中有很强的影响力，国内煤价的变动会对国际煤炭价格产生较强的影响。

2.2、不同煤炭比价：国外动力煤异动强

国外焦煤与动力煤 2010-2021 年价格的平均比值为 2.07、2022 年 8 月 13 日为 0.7，国内焦煤与动力煤 2016-2021 年价格的平均比值为 2.03，2022 年 8 月 6 日为 1.8。国内的焦煤和动力煤价格比值处于历史正常范围内，但国际上的焦煤和动力煤价格比值处于罕见的极值水平，说明今年煤炭市场的异动主要发生在海外市场。

国内炼焦煤的价格走势始终与海外保持高度一致，这说明海外炼焦煤不是引起海外煤炭市场异动的主要因素。2013-2021 年期间，规格相近的动力煤国内的价格始终略高于国外，但在 2022 年出现了价格的倒挂。2013-2021 年期间，国内外动力煤价格走势保持高度一致，国内价格在大多数时间都略高于国外，但 2022 年以来，在俄乌冲突带来的全球能源危机的背景下，海外煤炭价格涨幅较大，而国内价格并没有出现大幅上涨，造成国内外动力煤价格走势背离。

因此，海外动力煤是引起今年煤炭市场异动的主要因素，今年国内外煤炭价格中枢的提升主要是受海外动力煤价格的快速上涨的带动。由于 2021 年海外动力煤产量占比达到 89%，因此我们认为中短期内，观察海外煤炭供求关系是否出现缓和，应主要关注海外动力煤的价格趋势，而不是炼焦煤，从长远来看，由于焦煤和动力煤的价格比值已经是历史上非常罕见的位置，未来有修复的可能性。

2.3、不同能源比价：煤炭和天然气价格相关性强

煤炭、天然气、石油均可用于发电，相互之间具有一定的替代关系，当某一种燃料的发电性价比偏高时，电厂会增加该种燃料的发电量，使得该种燃料的需求量增加，从而驱动该种燃料的价格上升、性价比降低。煤炭与天然气用途相似，与石油的用途差异较大：BP 的数据显示，2021年煤炭、天然气都是发电的主要燃料，而石油发电量占总发电量比例显著低于煤炭、天然气。石油是汽油的原料，主要用于交通领域，而煤炭和天然气的最终下游主要是工业和居民生活，从用途来看，煤炭与天然气的用途更为相似。

2021年以来，天然气价格的三次峰值中有两次（第一次、第三次）也是煤炭价格的峰值。这两次峰值都是受现货端供需的影响，第一次峰值是由于我国煤炭供需失衡导致全球煤炭、天然气价格快速上涨，之后我国提出了煤炭保供政策，供应快速提升，煤炭、天然气价格迅速降低；第三次峰值是俄乌冲突带来了全球能源供需的紧张，造成了煤炭、天然气价格大幅上涨。天然气价格的第二次峰值主要受政治事件的影响。

2009年以来，IPE 煤炭期货价格与天然气期货价格的比值基本稳定在 1.8 左右。2020年该比值出现了较高的峰值主要是受到疫情的影响，相比煤炭，天然气依赖管网、接收站、储气库等基础设施，对即时实现供需的要求很高，难以大规模储存，因此当疫情造成能源需求不景气的时候，天然气价格的下降幅度比煤炭更大。截至2022年8月25日，IPE煤炭与天然气期货价格比值为0.55，显著低于历史平均水平（1.8），说明当前煤炭价格相比天然气价格显著偏低，天然气的高价格对海外煤价有一定的支撑作用。

从实际发电情况来看，煤炭和天然气在发电领域有较强的互相替代性。以德国为例，2016-2020 年期间，煤炭与天然气价格的比值整体维持上升趋势，煤炭发电的性价比减弱，在此期间德国的煤炭发电小时数维持下降态势，天然气发电小时数维持上升趋势；2021 年，煤炭与天然气价格的比值大幅下降，天然气发电性价比大幅降低，导致德国的天然气发电小时数下降，燃煤发电小时数出现反弹。

由于煤炭价格与天然气价格关联度较高，所以研究煤价就要研究气价。如果天然气的价格很低，由于发电端的替代效应，煤炭价格也难以维持高位；反之如果天然气价格快速上涨，煤炭价格大概率也会跟随上涨。今年天然气价格上涨的主要原因是俄罗斯供应的减量。2021 年俄罗斯天然气产量占全球天然气总产量的 17.38%。2022 年 7 月，俄罗斯天然气单月产量仅为 370 亿立方米，同比下降 24%，1-7 月累计产量为 3510 亿立方米，同比下降 9.1%。根据 BP 数据，2016-2021 年期间，俄罗斯天然气产量维持 3.6%的年均复合增速，因此今年天然气涨价主要是俄罗斯天然气供应的突然减量造成全球天然气供需紧张。

俄罗斯天然气供应的减量主要由于对欧洲的出口量大幅下降。从 2022 年第一周开始，俄罗斯出口到欧盟的管道天然气的量一直低于同期正常水平，第九周短暂接近 2021 年同期水平后开始持续下降。2022 年 1-7 月，俄罗斯到欧洲的管道天然气出口量累计同比下降 39%。截至 2022 年 8 月 23 日，俄罗斯到欧盟的管道天然气当周出口量较去年同期下降 68.4%。从绝对量上来看，2022 年 1-7 月俄罗斯出口欧洲的天然气较去年同期减量 359.5 亿立方米，同期俄罗斯天然气产量下降 351.5 亿立方米，因此俄罗斯天然气产量的减量主要是由于对欧洲出口量的大幅下降。

欧洲是俄罗斯天然气的主要出口去向。根据 BP 的数据，2021 年俄罗斯天然气产量 7017 亿立方米，消费量 4746 亿立方米，净出口 2271 亿立方米，其中有 1844 亿立方米出口至欧洲（1670 亿立方米通过管道出口、174 亿立方米以 LNG 的形式通过海运的方式出口到欧洲）。

煤炭内需波动来自何处？

传统上，煤炭的下游占比（2021 年）：发电（53%）、建材（7%）、化工（6%）、钢铁（17%）、供热（8%）、其他（9%）。上述几大行业与地产、基建有一定的关联，目前我国房地产行业波动较大，为便于投资人理解基建地产的波动对煤炭需求的影响，我们对地产、基建直接和间接带来的煤炭消费量做了拆解（由于缺少 2021 年数据，故使用 2018 年或 2020 年下游占比代替 2021 年下游占比，可能造成一定误差）。

以钢铁为例，钢铁的直接下游中，地产占 40%、基建占 20%、工程机械占 18%、家电（主要受地产竣工端的影响）占 4%，而工程机械的下游中，地产占 20%、基建占 45%，所以地产、基建通过家电、工程机械间接影响了一部分钢铁需求。

铝、建材（水泥是混泥土的原料，玻璃等其它非金属材料总耗能较少，这里只考虑水泥的情况）、电力也做类似的拆解：地产、基建直接及间接影响了 39%的铝需求；建材基本都用于地产基建，地产影响 65%的建材需求，基建影响 35%的建材需求；地产影响 16%的用电量、基建影响 21%的用电量。

将地产、基建影响钢铁、建材、电力等需求的量进行汇总，最终地产、基建分别影响约 21%、11%的煤炭需求量。

地产、基建、第三产业是用电量波动的主要来源。剔除与地产、基建相关的用电量（由于铝实际上与地产、基建关联不是特别大，这里并不剔除铝的用电量）以及一直维持增长态势（增速波动较大）的第三产业用电量以后，我们发现剩下部分的用电量明显较全社会用电量的变化更加稳定，这说明全社会用电量的波动实际上很大程度受地产、基建、第三产业的影响。

由于第三产业（除建筑、地产）仅通过用电量影响 6.85%的煤炭需求量，且 2014-2020 年期间，第三产业虽然用电量的增速有一定的波动，但始终维持增长态势，因此我们认为煤炭内需的波动来源主要是地产、基建。钢铁行业中，新开工用钢占24%、施工用钢占 12%、竣工用钢占 4%；建材 30%用于新开工端、70%用于施工端；铝基本都用于竣工端，进一步拆分，我们发现新开工、施工、竣工分别会影响11%、7%、3%的煤炭需求量。

“稳增长”预期下，我国地方政府专项债发行前置，预计全年基建投资较为乐观。今年的政府工作报告明确提到，安排新增专项债 3.65 万亿元，规模跟去年持平；如果今年地方政府专项债券发行规模与去年一致，则2022 年1-6月地方政府专项债投放比例已达到 79.6%，远高于 2019-2021年1-6月的平均水平（50.8%）；2022 年 1-7 月基础建设投资完成额同比增加7.4%，也说明当前我国基建投资景气度较高。地产领先指标并不乐观：2022年1月1日-8月26 日，30 大中城市商品房成交面积为10133万平方米，同比-31.8%，处于 2017 年以来最低水平。

1-7 月基建、地产对煤炭消费量的贡献可能是同比下滑 4.05 个百分点。2022 年 1-7 月，房屋新开工、竣工面积累计同比分别下滑 36.1%、23.3%，房屋施工面积累计同比下滑 3.7%，基建投资完成额同比增长 7.4%，按照上文中地产、基建对煤炭需求的影响测算，1-7 月地产、基建可能对煤炭消费量贡献同比下滑 4.05 个百分点。

2021 年，中国煤炭消费量占全球能源消费总量的 14.6%，上半年国内煤炭需求不景气可能对全球能源的需求也有一定的影响。在“稳增长”的政策下，我们认为 2023 年地产端指标同比继续大幅下降的可能性不大，基建投资的高增速也有望维持。

煤炭的出口依存度有多高？

目前我国煤炭的直接出口量很少。从 2003 年起，我国开始对煤炭出口进行严格的配额限制，2004 年我国开始下调煤炭出口退税率，从 13%下调到 11%，并在 2005 年 5 月再次下调至 8%。我国从 2006 年 9 月 15 日起取消煤炭出口退税政策，并在 2006 年 11 月 1 日起以暂定税率的形式对煤炭出口加征 5%的关税，此后，我国煤炭的出口量一路下行。2003 年我国煤炭出口量为 9393 万吨，而到了 2021 年，煤炭出口量仅为 260 万吨。

虽然煤炭的实物出口量持续下降，但由于煤炭是重要的能源和工业原料，实际上煤炭在被加工后以工业、消费品成品的形式出口，因此出口对于煤炭的消费需求也会产生一定的影响。2016-2021 年期间，我国出口总额占 GDP 总额始终维持在 20%左右，出口对我国经济有较大影响，这个影响会通过煤炭的下游行业传导到煤炭的需求中。对于各行业出口依存度的研究，我们采用行业出口依存度=行业出口额/（行业总产值-行业自身中间收入）的方法1。根据我们的测算，电力行业整体的出口依存度约为 7.6%。

煤炭下游的直接和间接出口依存度：钢铁 5.1%、建材 5.8%、化工 15.4%、电力 7.6%，汇总起来，煤炭（直接和间接）的出口依存度为 6.29%。

2021 年我国出口金额同比增长 21.2%，大约贡献了 1.33%的煤炭消费增量，今年 1-7 月我国出口金额累计同比增长 14.7%，大约贡献了 0.9%的煤炭需求增量。2022 年 4 月召开的国常会上提出了要加大出口退税等政策的支持力度，从政策支持的角度来看，未来出口金额有望维持较高增速。

煤炭需求与水电的相关性如何？

水电和火电是我国最主要的两种发电方式，2021年火电在发电量中的占比超过 65%，水电占比为 15.2%，其它可再生能源占比为 13.5%。由于我国富煤、少油、少气的地理特征，在我国的火力发电量中，燃煤发电占据主导地位，石油、天然气的发电量占比很低。

水力发电的季节性强，弹性较差。由于全年的降水季节性较强，使得水电出力具有明显的季节性特征，水电发电的旺季是每年的6-10月份，2019-2021 年，旺季5个月的水电发电量分别占全年总量的 52.1%、56.4%、55.2%。季节性的特征造成水力发电主要取决于降水情况，弹性较差。

火力发电量与水力发电量密切相关。从发电量增速来看，水电、火电发电增速存在一定的负相关关系，水电发电量增速较高时，火电发电量的增速通常处于较低位置。从发电量的绝对值来说，2021 年水电发电量是火电发电量的 23%，在水电、火电以外其它能源发电量不变的情况下，水电发电量每下降 1%，火电发电量要提升 0.23%才能让总发电量维持不变，考虑到 2021 年燃煤发电量占火力发电量的 94%，则煤电发电量应提升 0.22%，相当于煤炭需求提升 0.11% （2021 年发电用煤占煤炭需求的 52.88%）。

2021 年由于来水较少，水电发电量自 2016 年以来首次出现同比下滑，2021 年我国全社会用电量同比增长 10.7%，但水电发电量同比下降 2.5%，按照水电每下降 1%为煤炭需求带来 0.11%的增量计算，去年水电出力较差带来了 1.5% 的煤炭需求增量（水电发电量增速低于用电量增速 13.1 个百分点）。近几年我国水电装机容量增速维持在较低水平。2016-2020 年期间，我国水电装机容量增速始终维持在 5%以下，2019 年增速仅为 1%，在装机容量低速增长的情况下，水电发电量主要取决于当年来水的情况。

来水情况的高频监测指标：三峡出库流量。三峡电站是我国最大的水力发电站，2021年其发电量占全国总发电量的 1.2%左右、占全国水电发电量的 8%。三峡出库流量与水电发电量具有一定的相关性：2022 年 5 月，三峡出库流量处于同期最高水平，水电发电量也处于同期最高水平，2022 年 7 月，三峡出库流量出现明显回落，水电发电量也出现环比的下滑。水电出力有大小年交替的特征，2023 年水电发电量大概率不理想。2022 年 1-7 月，水电发电量同比+16.7%，全国水电机组平均利用小时数为 1691 小时，同比提升 195 个小时，参照近年来水电利用小时数大小年交替的规律，预计 2023 年水电利用小时数将有所下滑。

新能源对煤炭需求有何影响？

6.1、 “十四五”期间预计用电量增速为 5-5.5%

“十四五”期间我国 GDP 年均复合增速预计在 5-6%之间。“十四五”规划中并没有设立具体的经济增长目标，但“十四五”规划中提出，到 2035 年人均国内生产总值达到中等发达国家水平。2021 年我国人均 GDP 约为 1.2 万美元，如果中等发达国家或经济体的人均 GDP 入门水平确定在 2.5 万美元左右，GDP 规模还要再扩大 1 倍左右，要实现这一目标，市场普遍认为 2021-2025 年 GDP 增速应该保持在 5%~6%之间，比如国务院发展研究中心刘世锦、清华大学白重恩教授、北京大学林毅夫教授等。从电力消费弹性系数的角度，“十四五”期间全社会用电量的增速预计在 5%以上。

2006 年至今，我国电力消费弹性系数基本在 0.98 上下波动，假设“十四五”期间我国 GDP 年均复合增速为 5.5%，电力消费弹性系数维持 0.98 的水平，则“十四五”期间我国用电量的年均复合增速预计为 5.4%，考虑到疫情的扰动，实际的用电量年均复合增速可能低于 5.4%。

根据电力消费弹性系数以及各机构的预测，我们预计“十四五”期间，我国全社会用电量将维持 5%-5.5%的年均复合增速，到 2025 年，全社会用电量将超过 9.6 万亿千瓦时。

6.2、 “十四五”期间发电用煤需求增量可观

2021-2025 年如果年均复合用电量增速在 5%-5.5%，新能源发电增量将无法完全覆盖用电需求的增量。根据 CWEA 风能专委会的预测，2025 年风电装机容量将较 2021 年增长 2.81 亿千瓦；根据《“十四五”现代能源体系规划》， 2025 年水电、核电装机量分别为 4.42、0.7 亿千瓦；根据CPIA光伏行业协会的预测，2022-2025 年，中国乐观和悲观情形下新增光伏装机容量分别为 90/95/100/110GW 和 75/80/85/90GW，我们取中性预测，到 2025 年光伏装机容量将达到 6.69 亿千瓦。

利用小时数方面，风电、光伏由于技术提升，预计利用小时数将高于 2015-2021 年的平均值；水电利用小时数主要受来水情况影响，取 2015 年以来的平均值；核电利用小时数波动较大，也取 2015 年以来的平均值。

根据我们的测算，2025年水电、核电、风电、光伏合计发电量将达到 4.27 万亿千瓦时，2021-2025 年 CAGR 为 9.6%。假设发电量年均复合增速为 5.5%，略高于用电量增速（出于能源安全以及新能源的不稳定性考虑），则2025年发电量将较 2021 年提高 1.63 万亿千瓦时（水电、核电、风电、光伏分别提高 0.2、0.1、0.55、0.46万亿千瓦时），假如生物质等其它发电量维持 2021 年水平，则火力发电量将提升0.32万亿千瓦时，折合原煤约 1 亿吨（2021 年我国供电标准耗煤 302.5 克/千瓦时，预计到 2025 年将降至 300 克/千瓦时）。

假设 2025-2030 年期间，发电量维持 2021-2025年的年均复合增速（4.5%），水电、核电、风电、光伏发电总量增速略微下降（假设 CAGR 为 9.5%），则火电及其它发电量将在 2028 年达峰，2025 年以后增速会明显放缓。

新兴产业对煤炭需求影响有多大？

在“十四五”期间全社会用电量增速为 5%的情境下，我们认为新兴产业将成为电力需求的重要推力，预计 2021-2025 年新兴产业用电量的年均增速为 14%，在全社会用电量中的占比将从2021年的10.9%提升至2025年的15.3%。

7.1、数据中心：耗电占比 2021-2025 年提升 1.3 个百分点

需求快速增长驱动数据中心规模提升。根据 IDC《2025 年中国将拥有全球最大的数据圈》中的预测，到 2025 年，中国产生的数据总量将由 2018 年的 7.6ZB 增长至 48.6ZB。根据《中国数字基建的脱碳之路 2020-2035》，2020 年我国数据中心产值为 1819.3 亿元，预计到 2025 年达到 3232 亿元，到 2035 年，我国数据中心产值将突破 6000 亿元。

政策支持数据中心的扩张。“十四五”期间，国家大力推动数据中心的发展，2022 年 2 月 23 日，国家发改委同意京津冀、长三角、粤港澳大湾区、成渝地区建设“一体化算力网络国家枢纽节点”，引起市场对于“东数西算”以及数据中心产业的高度关注。

预计 2025年数据中心的平均设备 PUE 为 1.37。PUE是数据中心总能耗与服务器设备总能耗的比值，多余的电力主要用于服务器的制冷（空调系统）以及 UPS（备用电源）。

目前，北京市、上海市、广东省等各地政府已发布了 PUE 限值：北京市要求新建的云数据中心 PUE 不高于 1.3；上海市要求新建互联网数据中心的 PUE 值要严格控制在 1.3 以下，改建互联网数据中心 PUE 值要严格控制在 1.4 以下；广东省宣布 PUE ≤ 1.25的数据中心优先支持新建和扩建， 1.25-1.3 的支持新建和扩建，1.3 1.5 的禁止新建、扩建和改建。2020 年，全国数据中心平均PUE 为 1.51，考虑到未来新建的数据中心 PUE 基本在 1.25 以下，我们预测到 2025年全国数据中心的平均PUE 将降至 1.37（新建数据中心 PUE 假设为 1.2，与旧数据中心进行加权平均）。

根据《中国数字基建的脱碳之路 2020-2035》的测算，2020 年我国数据中心能耗总量约为 1507 亿千瓦时，根据工信部印发的《新型数据中心发展三年行动计划（2021-2023 年）》，到 2023 年我国数据中心平均利用率力争提升到 60% 以上，我们预计到 2025 年数据中心的平均利用率在 65%左右。

假设 2025 年平均单机设计功率维持现状（服务器内置芯片种类、数量的提升增加功耗，但芯片制程的提升可以降低功耗），到 2025 年我国数据中心总能耗约为 3278 亿千瓦时，较 2020 年提高 1771 亿千瓦时。按照 2020-2025 年的平均增速，我们测算 2021 年数据中心能耗约为 1760 亿千瓦时，在“十四五” 期间全社会用电量年均增速 5%的情境下，数据中心用电量占比将从 2021 年的 2.1%提升至 2025 年的 3.4%。

7.2、新能源车：耗电占比 2021-2025 年提升 0.6 个百分点

“十四五”期间，新能源车保有量的快速提升会带来电力需求的增加。2021 年底我国新能源汽车保有量为 784 万辆，截至 2022 年 6 月，我国新能源汽车保有量已突破千万辆。根据电动汽车百人会的预估，2025 年我国新能源汽车保有量将会超过 3000 万辆。电动汽车分为纯电动汽车（BEV）以及插电式混合动力汽车（PHEV），普通的混合动力汽车（HEV）不满足我国新能源汽车的标准，不算做新能源汽车。

对于插电式混合动力汽车（PHEV），由于自身重量大（既有发动机又有电池、电动机），在燃油模式下油耗高，因此常规使用场景下还是主要依靠电能来行驶。我们预计 2025 年新能源汽车的公里电耗将较 2022 年下降 5%左右。以特斯拉为例，根据 EPA 的实际路试结果，ModelS 最长续航性能版本的公里电耗在 2019 到 2022 年出现了下滑，在此之前保持不变，2022 年该款车型的实际公里电耗约为 0.18kwh，较 2016 年下降 17.1%，综合考虑技术进步的节奏，我们认为2025年新能源汽车公里电耗将在 2022年的基础上再下降5%左右（相比 2020 年下降 14%）。

根据 IEA 发布的《Global EV Outlook 2020》中对各类汽车年平均行驶里程、公里电耗的测算，我们假设 2025 年电动汽车的保有量结构与销量的结构一致，新能源汽车的年平均行驶里程取区间平均值，公里电耗在 2020 年的基础上下降 14%，通过计算得出 2025 年新能源车保有量的提升将带来 711 亿千瓦时的用电量增长（相比 2021 年），在全社会用电量中的占比将由 2021 年的 0.4%提升至 2025 年的 1.0%。

7.3、通讯基站：耗电占比 2021-2025 年提升 0.6 个百分点

单设备能耗提升驱动通讯基站耗能的增加。根据 2018年《基站节能减排措施探讨》的统计，基站整体的功耗由主设备（45%）和空调系统（40%）为主，剩余部分主要是电源系统和其它设备的功耗。目前常见的 5G 宏基站单基站（主设备）功耗约为 3-4kw，整体配套功耗可以达到 10kw 甚至更高。一般 4G 单基站功耗为 1.3kw，目前主流的 5G 单基站功耗大约为 4G 的 3 倍。按照单基站占整体配套功耗的 45%计算，目前主流5G 基站的配套满载功耗在 8.4-10kw，而 4G 基站仅为 2.9kw 左右。

5G 基站数量将会迅速提升。根据工信部数据，截至 2021 年底，我国建成 5G 基站 142.5 万座，新增 5G 基站 70.7 万座，5G 基站万人拥有量达到 10.1 座。根据《“十四五”信息通信行业发展规划》，预期目标 2025 年万人拥有 5G 基站数达到 26 座，据此我们预计 2025 年全国 5G 基站数量为 380 万座左右，结合 2G、3G 基站的逐步退役以及 4G 基站逐步对 2G、3G 基站的替代，我们预计到 2025 年，2G、3G 基站缩减到 183.5 万座（每年减少 20 万座），4G 基站增长至 630 万座（每年增长 15 万座）。

根据华为发布的《5G 电源白皮书》，5G 时代一站多频将是典型配置，一站多频以及 MassiveMimo 技术都会加大整站的最大功耗，同时各运营商也在不断对 5G 设备进行改进，据此我们认为 2025 年，5G 基站的整体满载功率仍维持在 8kw 左右，平均功耗约为 7kw（满载 8kw，空载 6.5kw）。由于基站的公用事业属性，假设基站全年无间断工作（365*24 小时），根据我们的测算，到 2025 年通讯基站的总能耗将达到 4637.9 亿千瓦时，较 2021 年增长 1125 亿千瓦时，在社会用电量中的占比将从 2021 年的 4.2%提升至 2025 年的 4.8%。

7.4、光伏产业：耗电占比 2021-2025 年提升 0.8 个百分点

从原料硅砂为起点，到制成光伏发电系统，光伏产业主要的耗能环节可分为三大部分：原料准备环节、光伏组件生产环节以及运输安装环节。

我们根据各个环节的耗能，以典型的 270W（60 片，200μm）型号的光伏电站为例，对光伏全产业链的总耗能进行测算，其中：硅砂制作冶金硅环节根据《2021-2026 中国工业硅行业发展监测及投资战略规划研究报告》测算，每冶炼 1kg 工业硅预计耗电 12.5kwh，预计到 2025 年将降至 12kwh。冶金硅到电池片以及电池片到光伏组件的单耗采用《中国光伏产业发展路线图 2021》中的数据。光伏玻璃：60 片多晶硅组件中玻璃重量约为 12.93kg，按每吨光伏玻璃耗能 350kg 标煤，电力折标系数 0.1229（kwh/kg）计算，光伏玻璃环节耗电为 0.142kwh/W。

铝边框：60 片多晶硅组件中铝边框重量约为 2.8kg，按每吨耗电 1.335 万度，铝边框环节电耗为 0.144kwh/W。电站辅材：每 100MW 电站需支架钢材 5000t、钢筋 1500t、各类电缆 850km，支架钢材和钢筋的能耗为 0.3kwh/W，电缆能耗约为 0.01kwh/W，升压变、逆变器等按 0.05kwh/W 计算。运输、土建：该环节能耗约为 0.11kwh/W。

根据我们的测算，到 2025 年，270W的光伏电站总耗能预计约为 330.3kwh，每 GW 的建设能耗约为 12.24 亿千瓦时；不算逆变器、支架、运输、土建能耗，单纯光伏组件每 GW的生产能耗大约为 7.54 亿千瓦时。根据 CPIA（中国光伏协会）的预测，在乐观和悲观情形下，2022-2025 年全球新增光伏装机分别为 225/270/300/330GW 和 180/210/240/270GW；中国乐观和悲观情形下新增光伏装机分别为 90/95/100/110GW 和 75/80/85/90GW。

实际上，我国光伏组件大部分用于出口，我国光伏组件产量约占全球总产量的 80%，我们假设到 2025 年全球 80%左右的光伏组件仍由中国生产，对于出口的光伏组件我们使用生产能耗测算（不算逆变器、支架、运输、土建），对于国内新增的光伏装机，我们使用建设总能耗测算，最终我们测算出来到 2025 年，国内光伏全产业链的耗电总量将达到 2278.6 亿千瓦时，在全社会用电量中的占比将由 2021 年的 1.6%提高到 2025 年的 2.4%。

7.5、计算机、通信及其它电子设备制造：耗电占比 2021-2025 年提升 1 个百分点

2018-2021 年期间，计算机、通信及其它电子设备制造的用电量快速提升。根据我国电力统计年鉴数据，2018-2021 期间，计算机、通信及其它电子设备制造耗电量年均复合增速高达 17.5%。由于计算机、通信及其它电子设备制造业涉及的产品较多，我们主要通过中游晶圆的生产情况预测这部分的耗电量。

根据 IC INSIGHT 2022 年发布的预测，2021-2026 年期间，全球半导体销售量的年均复合增速预计为 6.1%，低于 2016-2021 年 11%的年均复合增速；根据 KnometaResearch2022 年版《全球晶圆产能报告》，到 2021 年底，全球 IC 晶圆月产量为 2160 万片，中国为 350 万片，预计 2024 年中国在全球 IC 晶圆产能中的份额将接近 19%。

据此，我们认为 2025 年中国 IC 晶圆年产量将达到 6650 万片（占全球的 19.5%），2021-2025 年 CAGR 约为 12.2%。2021-2025 年，晶圆复杂程度的增加会带来能耗的增加。以中芯国际的晶圆制造能耗作为参考，2017-2021 年期间，中芯国际的晶圆制造能耗有上升的趋势（CAGR=3.1%）。

在电子设备制造的单位能耗维持小幅上升的假设下（CAGR 为 3.1%），我们预计 2022-2025 年期间，该行业用电量将维持 12.6%的年均复合增速，到 2025 年，计算机、通信及其它电子设备制造用电量将达到 3503 亿千瓦时，在全社会用电量中的占比由 2021 年的 2.6%提升至 2025 年的3.6%。

国外煤炭行业的发展对我国有何启示？

由于煤炭的需求和房地产有较强的关联，且地产是资本驱动型的传统产业的代表，我们将地产新开工指标达峰作为一个关键的时间节点，在地产新开工指标达峰后，资本驱动型的传统产业对煤炭消费的带动作用逐渐减弱。美国的人均煤炭消费量在地产新开工套数达峰后维持了 28 年的增长，人均能源消费量在地产新开工套数达峰后 7 年达到峰值。

美国的房屋新开工套数在 1972 年达到峰值，但人均煤炭消费量在 2000 年达峰，达峰时较 1972 年累计增长39%。美国的人均能源消费量在1979年达峰，达峰时较1972年仅增长3.8%，值得注意的是，1972年美国人均能源消费量已经达到 14.38 吨原煤/人，是我国 2021 年的人均能源消费量的 2.5 倍。

我们认为美国人均煤炭消费量在地产新开工套数达峰后仍继续增长主要是由于煤炭对石油的替代。

1973 年以后两轮石油危机使得原油价格中枢大幅抬升，第一轮石油危机（1973-1975）：1973 年 10 月 6 日，第四次中东战争打响，美国公开向以色列提供武器和 22 亿美元的军事援助，此后阿拉伯国家开始实施一系列削减产量、禁运石油的措施，将石油危机推向高潮，1973 年原油的年平均价格小于 4 美元/桶，而 1974 年上涨至接近 10 美元/桶；第二轮石油危机（1978-1980）：1978 年伊朗发生“伊斯兰革命”，推动原油年平均价格从 1978 年的 13.9 美元/桶上涨至 1980 年的 35 美元/桶。

第二轮石油危机发生后，美国一次能源消费占比中，石油消费占比出现了下滑，煤炭的消费占比明显提升，这是造成美国人均煤炭消费量提升的主要原因。2007 年开始，美国天然气产量大幅提升，天然气对煤炭有很强的替代作用，天然气产量的提升造成美国人均煤炭消费量迅速下降。

美国天然气产量的提升主要是由于页岩气的推动。美国是世界上最早从事页岩气研究和勘探开发的国家，20 世纪 70 年代, 美国政府机构相继投入了大量资金用于页岩气地质和化学的研究。1981 年，美国第一口页岩气井压裂成功；2002 年，水平钻井被用于提高页岩气井的产能，这两项技术有效降低了页岩气开发成本，促成了之后美国页岩气产量的快速增长。2007 年开始，美国页岩气高速增长，2007-2020年美国页岩气产量的年均复合增速高达 26%，页岩气产量的快速增长是天然气替代煤炭的主要推动力。

美国页岩气发展的经验不一定适用于其它国家。一方面，世界各国页岩气赋存条件差异很大，符合美国地质成藏的认识不一定适用于其它国家，适用于美国的开采技术也很难完全照搬到其他国家；另一方面，各国制度差异大，美国大量土地归私人所有，大部分土地所有权和矿权属于相同的主体，在政策许可范围内，土地可以自由买卖、出租、抵押，这使得企业可以灵活地在不同产区不断钻井、实验，以寻找页岩成藏带的最佳位置，清晰的矿权交易机制也使得上游进入与退出都很容易，使开发商很容易在金融市场获得页岩气开发所需的资金。

日本的人均煤炭消费量、人均能源消费量在地产新开工套数达峰后分别维持了 44 年、27 年的增长。日本房屋新开工套数在 1973 年达峰，人均煤炭消费量在 2017 年达峰，人均能源消费量在 2000 年达峰，人均能源和煤炭消费量在新开工面积达峰后仍分别维持了 44 年、27 年的增长，达峰时人均煤炭、能源消费量分别较 1973 年增长 85%、33%。

我们认为日本人均煤炭消费量在地产新开工套数达峰后仍继续增长主要是由于技术驱动型的新兴产业推动人均能源消费量的提升。1973-1985 年期间，日本经济处于资本驱动型产业向技术驱动型产业转型的阶段，人均煤炭消费量和人均能源消费量基本维持平稳。这一时期，受石油危机的影响，日本政府开始推动电子、信息行业的发展，制造业单位能源消耗持续下降，这是 GDP 稳步增长但能源消耗没有明显提升的主要原因。

我国可能正处于日本 1986-2000 年的人均能源消费量上升阶段。2018 年我国制造业单位能耗已经不再继续下降，基本维持稳定水平，这与日本 1986 年开始制造业单位能耗停止下降相类似。同时，新开工指标达峰时，我国半导体产业已经高速发展超过 10 年，汽车产量在 2008 年后也有提速发展的现象，因此，我国可能已经迎来了类似日本 1986-2000 年的技术驱动型产业带动人均能源消费量上升的阶段。

预计煤炭需求达峰在2028 年。参考日本的经验，在制造业单位能耗不再继续下降的情况下，技术驱动型产业将持续拉动能源消费量进而拉动煤炭需求，由于技术驱动型产业的能源消费主要是电力的需求，根据前文的测算，我们预计火电发电量可能在 2028 年达峰，电煤的需求可能也在2028年达峰，在地产、基建指标维持稳定的情况下，我们预计煤炭需求的达峰2028年前后。

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