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2、天然气定价权制约行业应用。作为一种全球性能源，天然气在全球的作用正在不断扩大。由于资源禀赋的差异，中国天然气资源较少，主要依赖远距离进口，大规模发展将影响全球资源定价，并且涉及能源供应安全。除了上游天然气供应外，天然气发电的主要装备燃气轮机的研发和生产能力不足，即便依靠进口可以解决使用的问题，但后期的维护成本依然过高，影响了国内燃气电厂的盈利，成为制约燃气机组在中国大规模推广的瓶颈。根据中电联发布的《“十三五”天然气发电需求预测》，预计到2020年中国天然气发电规模为1亿千瓦左右，其中分布式4000万千瓦。当前中国天然气分布式能源总装机容量缺口仍较大，为燃气电厂和相关设备的发展留有空间。鉴于特高压通道及城市工业园区规划的限制，在部分输电容量不足的区域，尤其是临近港口及便于储运的地区，分布式燃气冷热电联供系统具备一定的需求空间和发展条件，但受制于传统能源的竞争，利润空间有限。

图3：中国天然气进口依赖度（%）

资料来源:Wind资讯，信达证券研发中心

图4：中国天然气进口数量（百万标准立方米）

资料来源:Wind资讯，信达证券研发中心

3、传统能源主体地位稳固。在能源部门严控火电装机背景下，火电行业需转型升级以适应能源结构新要求，一方面注重燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制，大力发展除尘、脱硫、脱硝等烟气净化技术，争取实现超低排放；与此同时，进行机组的升级改造，发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组。目前，中国的火电机组脱硫脱硝率均已达到95%以上，随着超超临界机组的大规模替代，火电机组的环保排放、效率和成本都处于世界领先水平，二氧化碳排放量已经提前于经济周期达到排放顶峰；许多电站已投产运行数年，折旧及财务成本比较低；火电上下游产业链长，对于税收和就业影响较大；基于这些现状，除非政策性影响，否则在光伏成本大幅度低于火电之前，火电在输电成本和能量密度仍然具备一定的综合优势。伴随着1100KV特高压输电技术的发展和布局，新疆火电及川云水电，还将进一步影响电力格局。因此，较长时期内，以火电为首的传统发电力量仍将保持市场主导地位，并在未来的能源结构调整中被稳步替代或实现退出。

4、分布式能源是重要补充。鉴于中国自然资源分布严重失衡，能源开采区与消费区距离遥远，长距离输电干网是中国的必然选择。特别是随着城市化进程的不断加强，能源的去中心化难以实现，但分布式能源是能源体系的必要补充。未来的电网结构，将是骨干网络为基础，各等级分布式微网相对独立存在，并互联互通互备的格局。

5、城市供暖及工业三联供业务存在发展空间。供暖是中国当前北方地区冬季空气污染的主要原因之一。热电联供已经大面积普及，甚至成为一些火电项目建设的主要出发点，但集中供暖面积的增长伴随城市化进程放缓而逐步减缓。存量地区传统供暖锅炉强制退出，将给热电联产机组必要的冬季出力保证。燃气供暖和电供暖，在财政补贴困境之下存在一定的投资风险，但特定地区的地热、三联供项目，在不依赖补贴并能拥有正现金流情况下，具备一定的投资价值。北方地区的地热资源开发目前尚处前期，虽然地热资源在发电方面潜力有限，但仍具备为大规模城市供暖的可能。

6、储能技术百花齐放。中国电改18年历程，分别就厂网分开、主辅分开、输配分离等环节开展大量的工作，但电改的投资主体主要限定于电网本身，而储能行业始终处于监管之中，发展缓慢。目前全国运行中的储能电站仅有3000余万千瓦，远低于发达国家10%以上的储能电站比例。按同等发达国家水平，中国目前需要1.5亿千瓦的储能电站，才能达到相对优化的电力供应和保障能力。

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