電力行業(yè)2022年度策略-電力市場(chǎng)化加速煤電新周期啟動(dòng)2022年電力回顧：供需趨緊、電價(jià)上揚(yáng)，煤電建設(shè)加速1、國(guó)內(nèi)電力供需矛盾激化，缺電范圍時(shí)段持續(xù)擴(kuò)大電力系統(tǒng)運(yùn)行需要實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)平衡，即同時(shí)包括電量平衡和電力平衡。其中，電力平衡用以描述電力系統(tǒng)的瞬時(shí)功率供需情況，其要求是：可用裝機(jī)容量≥最大負(fù)荷×（1+備用率）。當(dāng)遭遇極寒極熱天氣，新能源出力不及預(yù)期時(shí)，局部頂峰裝機(jī)全部容量亦無(wú)法滿足尖峰負(fù)荷，從而導(dǎo)致缺電問(wèn)題發(fā)生。“十三五”以來(lái)，我國(guó)新增裝機(jī)容量主要來(lái)自于新能源機(jī)組。2016~2020年間，新能源新增裝機(jī)在總新增裝機(jī)中的占比分別達(dá)到40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于對(duì)電力供需將在“十三五”期間處于供應(yīng)過(guò)剩的預(yù)判，2016年以來(lái)國(guó)家嚴(yán)控火電新增裝機(jī)增長(zhǎng)，火電項(xiàng)目出現(xiàn)“三個(gè)一批”（取消一批、緩核一批、緩建一批）的局面。2016~2020年間，火電新增裝機(jī)在總新增裝機(jī)中的占比分別僅達(dá)到44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%，增速逐漸放緩。同時(shí)，水電剩余可開發(fā)裕度不足，核電在2016-2018年間審批建設(shè)停滯三年，導(dǎo)致頂峰容量增速持續(xù)低于最大負(fù)荷增速。2011年-2021年，全電源裝機(jī)增速年均12.44%，而頂峰容量增速僅為7.37%，且2014年后增速差距逐漸拉大。頂峰容量裝機(jī)增速低于全電源裝機(jī)增速，以煤電為主體的支撐性電源裝機(jī)占總裝機(jī)比例逐年下降，是缺電發(fā)生的根本原因。2021年電力系統(tǒng)頂峰容量已出現(xiàn)不足，多地發(fā)生電力系統(tǒng)緊平衡與有序用電。2021年1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，在部分用電高峰時(shí)段采取有序用電措施。6-8月迎峰度夏期間，廣東、河南、廣西、云南、湖南、貴州、江西、蒙西、浙江、重慶、陜西、湖北等12個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，在部分用電高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張，采取了有序用電措施。2022年疊加極端天氣影響，有序用電范圍進(jìn)一步擴(kuò)大。8月全國(guó)有21個(gè)省級(jí)電網(wǎng)用電負(fù)荷創(chuàng)新高，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區(qū)電力供需形勢(shì)尤為緊張。2、電力市場(chǎng)化改革加速推進(jìn)，煤電電價(jià)持續(xù)高位運(yùn)行2021年缺電至今，國(guó)家開始加快推動(dòng)電力市場(chǎng)化改革向縱深推進(jìn)。2021年10月，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格[2021]1439號(hào)），推動(dòng)燃煤發(fā)電量全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，并將煤電“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的浮動(dòng)范圍擴(kuò)大至上下浮動(dòng)20%（高耗能不受20%比例限制），同時(shí)推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，暫未進(jìn)入市場(chǎng)的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。2022年1月，國(guó)家發(fā)改委進(jìn)一步印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改[2022]118號(hào)），提出2025年初步建成全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系，國(guó)家市場(chǎng)與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行，電力中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)一體化設(shè)計(jì)、聯(lián)合運(yùn)營(yíng)，跨省跨區(qū)資源市場(chǎng)化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲(chǔ)能等發(fā)展的市場(chǎng)交易和價(jià)格機(jī)制初步形成；2030年基本建成全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，國(guó)家市場(chǎng)與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場(chǎng)聯(lián)合運(yùn)行，新能源全面參與市場(chǎng)交易，市場(chǎng)主體平等競(jìng)爭(zhēng)、自主選擇，電力資源在全國(guó)范圍內(nèi)得到進(jìn)一步優(yōu)化配置。今年以來(lái)，現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)推進(jìn)節(jié)奏較快。2022年2月，國(guó)家發(fā)改委能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改）[2022]129號(hào)），對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)推進(jìn)節(jié)奏提出“第一批試點(diǎn)地區(qū)原則上2022年現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期連續(xù)試運(yùn)行，第二批試點(diǎn)地區(qū)原則上在2022年6月底前啟動(dòng)現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行。2022年6月底前，省間現(xiàn)貨交易啟動(dòng)試運(yùn)行，南方區(qū)域電力市場(chǎng)啟動(dòng)試運(yùn)行”的落地運(yùn)行要求。同時(shí)，《通知》提出加快推動(dòng)電力資源與負(fù)荷加快進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)，包括新能源、儲(chǔ)能、分布式能源、新能源汽車、虛擬電廠、能源綜合體、增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)等新型市場(chǎng)主體。我國(guó)電能量市場(chǎng)呈現(xiàn)出“雙軌制”的特征?！坝?jì)劃軌”代表仍然采用優(yōu)先發(fā)電電量，沿用政府定價(jià)體系，由各省市發(fā)改委核定不同電源的上網(wǎng)電價(jià)和不同用戶的銷售電價(jià)，由電網(wǎng)公司繼續(xù)進(jìn)行統(tǒng)購(gòu)統(tǒng)銷的情況。“市場(chǎng)軌”代表在電能量部分，工商業(yè)用戶與發(fā)電企業(yè)通過(guò)中長(zhǎng)期合同和現(xiàn)貨市場(chǎng)直接對(duì)話競(jìng)價(jià)，形成市場(chǎng)化電價(jià)的情況。目前，中長(zhǎng)期電力交易市場(chǎng)已在全國(guó)普遍建立?，F(xiàn)貨市場(chǎng)中，第一批8個(gè)試點(diǎn)地區(qū)（南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅）已于2022年6月底啟動(dòng)長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行，第二批6個(gè)試點(diǎn)地區(qū)（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）已于2022年7月底前啟動(dòng)模擬試運(yùn)行。從整體交易情況看，2022年1-10月，全國(guó)各地電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量43102.4億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量比重為60.1%。相比于2021年全年市場(chǎng)化交易電量占比45.5%提高14.6pct。首批試點(diǎn)中，廣東和山西作為起步較早、發(fā)展較快的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)，分別于2022年11月11日和3月31日完成年度長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行。截止至2022年上半年，廣東電力市場(chǎng)共有44345家市場(chǎng)主體，包括124家發(fā)電企業(yè)和145家售電公司。從交易品種看，廣東電力市場(chǎng)現(xiàn)已在市場(chǎng)內(nèi)部同時(shí)開展中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易（包括年度交易，月度交易，市場(chǎng)合同轉(zhuǎn)讓交易和周交易），現(xiàn)貨市場(chǎng)交易（日前現(xiàn)貨市場(chǎng)和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)），可再生綠電交易和代理購(gòu)電交易。截止至2021年底，山西電力市場(chǎng)共有11051家市場(chǎng)主體，包括448家發(fā)電企業(yè)，308家省內(nèi)售電公司和221家跨省售電公司。從交易品種看，山西電力市場(chǎng)在組織年度、季度、月度等常規(guī)中長(zhǎng)期交易的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新開展旬度和日度中長(zhǎng)期交易，實(shí)現(xiàn)中長(zhǎng)期按日開市的精細(xì)市場(chǎng)交易。在改革初期，電力市場(chǎng)中的中長(zhǎng)期合同成交價(jià)與現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格相比于當(dāng)?shù)卦热济簶?biāo)桿電價(jià)均出現(xiàn)一定下降，廣東電力市場(chǎng)中的中長(zhǎng)期合同均價(jià)就出現(xiàn)2017~2021年連續(xù)5年的負(fù)價(jià)差，電力市場(chǎng)化改革在初期不斷向發(fā)用雙方釋放紅利，但同時(shí)也形成了電力供給過(guò)剩，“電改=降電價(jià)”的錯(cuò)誤預(yù)期。2021年全國(guó)大范圍缺電扭轉(zhuǎn)了社會(huì)對(duì)于電價(jià)“只跌不漲”

的認(rèn)識(shí)。山西等現(xiàn)貨市場(chǎng)較為完備的地區(qū)，電價(jià)可以在較大范圍內(nèi)實(shí)現(xiàn)浮動(dòng)，及時(shí)反映電力供需形勢(shì)?！?439”號(hào)文出臺(tái)后，隨著煤電電量和工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場(chǎng)，電力市場(chǎng)交易電價(jià)也隨之出現(xiàn)上漲，并持續(xù)高位運(yùn)行。山西月度滾動(dòng)交易加權(quán)價(jià)和日前/實(shí)時(shí)月度現(xiàn)貨結(jié)算點(diǎn)均價(jià)分別于3月和5月超過(guò)煤電基準(zhǔn)價(jià)；廣東中長(zhǎng)期均價(jià)今年以來(lái)持續(xù)高于煤電基準(zhǔn)價(jià)，現(xiàn)貨結(jié)算點(diǎn)均價(jià)在2~3月和6月后都出現(xiàn)高于煤電基準(zhǔn)價(jià)的大幅上漲。同時(shí)，工商業(yè)用戶電價(jià)已經(jīng)出現(xiàn)分門別類的上漲。根據(jù)國(guó)家發(fā)改委《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%的限制。電網(wǎng)代理購(gòu)電業(yè)務(wù)對(duì)高耗能企業(yè)提出“原則上要直接參與市場(chǎng)交易，暫不能直接參與市場(chǎng)交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，用電價(jià)格為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍”的規(guī)定。2022年5月，浙江省發(fā)改委能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于調(diào)整高耗能企業(yè)電價(jià)的通知（征求意見稿）》，對(duì)部分符合條件的高耗能企業(yè)電價(jià)提高0.172元/kWh。輔助服務(wù)市場(chǎng)方面，立足于新版“兩個(gè)細(xì)則”，輔助服務(wù)成本逐步向用戶和新能源機(jī)組疏導(dǎo)轉(zhuǎn)移，費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和市場(chǎng)化用戶共同分?jǐn)偂?021年12月，國(guó)家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)[2021]60號(hào)）、《電力輔助服務(wù)管理辦法》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號(hào)）（新版“兩個(gè)細(xì)則”），用以替代2006年發(fā)布的《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》（電監(jiān)市場(chǎng)[2006]42號(hào)）《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》（電監(jiān)市場(chǎng)[2006]43號(hào)(舊版“兩個(gè)細(xì)則”)。本次修訂與調(diào)整主要體現(xiàn)在擴(kuò)大主體范圍，豐富交易品種，完善補(bǔ)償機(jī)制和形成價(jià)格傳導(dǎo)四個(gè)方面，理順輔助服務(wù)補(bǔ)償和分?jǐn)倷C(jī)制，并推動(dòng)輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)傁蛴脩魝?cè)和未提供服務(wù)的發(fā)電單元傳導(dǎo)。隨著新版“兩個(gè)細(xì)則”出臺(tái)，基于“誰(shuí)提供，誰(shuí)獲利；誰(shuí)受益，誰(shuí)承擔(dān)”的市場(chǎng)化公平原則下，原先的輔助服務(wù)費(fèi)用火電機(jī)組全部分?jǐn)偟那闆r將有所改變。分?jǐn)偝蓡T和電量范圍擴(kuò)大后，火電機(jī)組分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費(fèi)用將有望下降；新版“兩個(gè)細(xì)則”明確用戶側(cè)資源的市場(chǎng)主體地位，用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負(fù)荷可參加的服務(wù)種類包括調(diào)頻、備用、需求響應(yīng)等，政策壁壘有望加速破除；同時(shí)，新版“兩個(gè)細(xì)則”利好儲(chǔ)能等可調(diào)節(jié)負(fù)荷；新能源發(fā)電分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費(fèi)用將有所擴(kuò)大，收益率存在下行壓力。容量補(bǔ)償部分，在新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，由于新能源出力存在隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性，單一依賴新能源無(wú)法做到對(duì)傳統(tǒng)機(jī)組的頂峰容量替代。因此，煤電等常規(guī)能源的系統(tǒng)角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉(zhuǎn)變?yōu)橐噪娏χ螢橹?、電量供?yīng)為輔的備用保障電源。在這一過(guò)程中，煤電等常規(guī)電源的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)將不斷下滑，因此難以僅通過(guò)電能量市場(chǎng)的收入回收固定投資成本。容量電價(jià)作為保障常規(guī)電源固定投資成本回收的重要手段，有望隨著電力市場(chǎng)機(jī)制的改革，作為獨(dú)立的電價(jià)組成部分納入電價(jià)體系內(nèi)。目前已經(jīng)開展容量補(bǔ)償市場(chǎng)的地區(qū)僅有山東。2020年4月山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》（魯發(fā)改價(jià)格〔2020〕622號(hào)），開始向用戶征收每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）的容量補(bǔ)償費(fèi)用。2022年11月，國(guó)網(wǎng)山東電力公司會(huì)同山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》，在容量補(bǔ)償費(fèi)用收取部分引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段，以市場(chǎng)化機(jī)制手段通過(guò)調(diào)節(jié)容量收費(fèi)時(shí)段來(lái)調(diào)節(jié)電力供需。3、煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)邊際向好，企業(yè)業(yè)績(jī)出現(xiàn)分化自2021年一季度開始，動(dòng)力煤現(xiàn)貨價(jià)格大幅上漲，并在三季度突破2000元/噸以上。據(jù)我們測(cè)算，以“1439”號(hào)文發(fā)布后，全國(guó)平均煤電電價(jià)按最大上浮空間20%計(jì)（即0.4397元/kWh），能夠?qū)崿F(xiàn)盈虧平衡的平均煤炭?jī)r(jià)格大約為875元/噸左右（秦皇島港5500K），遠(yuǎn)不足以覆蓋動(dòng)力煤現(xiàn)貨價(jià)格上漲情況。受電煤成本大幅拖累業(yè)績(jī)，2021年四季度主要煤電上市公司凈利潤(rùn)均出現(xiàn)大幅虧損。2021年12月，國(guó)家發(fā)改委經(jīng)濟(jì)運(yùn)行局發(fā)布《2022年煤炭中長(zhǎng)期合同簽訂履約工作方案(征求意見稿)》，要求發(fā)電供熱企業(yè)年度用煤扣除進(jìn)口煤后應(yīng)實(shí)現(xiàn)中長(zhǎng)期供需合同全覆蓋。2022年2月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2022〕303號(hào)），規(guī)定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長(zhǎng)期交易價(jià)格范圍為每噸570~770噸（含稅）。自此，2022年電煤以長(zhǎng)協(xié)“既保量又保價(jià)”實(shí)質(zhì)上進(jìn)入了行政化保供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長(zhǎng)協(xié)保供力度，提出“嚴(yán)格落實(shí)三個(gè)100%（即合同簽約率、履約率、價(jià)格政策執(zhí)行情況）”，電煤長(zhǎng)協(xié)覆蓋率和履約率不斷上行，煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)情況邊際向好。但由于電煤長(zhǎng)協(xié)保供政策在部分企業(yè)存在落實(shí)不到位的情形，煤電企業(yè)業(yè)績(jī)出現(xiàn)分化。4、政策更加強(qiáng)調(diào)安全保供，煤電投資逆勢(shì)上揚(yáng)“十三五”期間，因國(guó)家發(fā)改委等16部委聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于推進(jìn)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，防范化解煤電產(chǎn)能過(guò)剩風(fēng)險(xiǎn)的意見》，煤電投資建設(shè)速度驟降?！兑庖姟诽岢觥啊濉陂g，全國(guó)停建和緩建煤電產(chǎn)能1.5億千瓦，到2020年，全國(guó)煤電裝機(jī)規(guī)?？刂圃?1億千瓦以內(nèi)”。2020年，全國(guó)煤電實(shí)際裝機(jī)為10.8億千瓦，煤電停緩建政策執(zhí)行效果明顯。煤電項(xiàng)目的停緩建同時(shí)也導(dǎo)致了電力系統(tǒng)頂峰容量裕度的快速消耗，進(jìn)而引發(fā)“十四五”期間的電力供需緊缺問(wèn)題。自2021年缺電頻發(fā)以來(lái)，國(guó)家能源政策開始出現(xiàn)調(diào)整。從政策角度看，2021年7月中共中央政治局首次指出“先立后破”，強(qiáng)調(diào)能源供給與保障安全。2022年8月四川缺電發(fā)生后，國(guó)家能源局對(duì)迎峰度夏電力保供進(jìn)行再動(dòng)員、再布置的工作中提到，國(guó)家能源局已開始逐省督促加快支撐性電源核準(zhǔn)、加快開工、加快建設(shè)、盡早投運(yùn)。2022年10月“二十大”

報(bào)告再次強(qiáng)調(diào)“先立后破”，有計(jì)劃分步驟實(shí)施碳達(dá)峰行動(dòng)。高頻次高規(guī)格多場(chǎng)合的強(qiáng)調(diào)代表政策向能源供應(yīng)保障安全的方向調(diào)整。從投資額角度看，受2021年下半年以來(lái)缺電情況推動(dòng)，自2021年四季度以來(lái)，火電投資額逆轉(zhuǎn)持續(xù)多年的下跌趨勢(shì)，迎來(lái)上升拐點(diǎn)。2020年以來(lái)，火電投資同比情況持續(xù)下降，至2021年也僅有微弱回升。今年尤其是下半年以來(lái)，火電投資出現(xiàn)大幅增長(zhǎng)，逆轉(zhuǎn)原先下跌趨勢(shì)，累計(jì)同比持續(xù)攀升，增速逐月提高。從項(xiàng)目核準(zhǔn)情況看，2022年煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)節(jié)奏超預(yù)期加快。自2021年初“碳達(dá)峰-碳中和”

行動(dòng)目標(biāo)公布以來(lái)，煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)進(jìn)入相對(duì)停滯狀態(tài)，2021年2-3季度累計(jì)核準(zhǔn)煤電項(xiàng)目裝機(jī)容量約3.3GW。然而，2021年9月底限電事件發(fā)生后，煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)重新提速，2021年四季度核準(zhǔn)項(xiàng)目裝機(jī)達(dá)11GW。煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)的快速節(jié)奏在2022年持續(xù)保持。2022年第三季度核準(zhǔn)煤電項(xiàng)目裝機(jī)28.7GW，10月單月新增核準(zhǔn)項(xiàng)目裝機(jī)15.12GW，煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)步入快車道。從2022年煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)情況看，煤電新增核準(zhǔn)項(xiàng)目主要集中在廣東、江蘇、浙江等沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份；同時(shí)，安徽、江西、貴州、湖南等華中缺電情況較為嚴(yán)重的地區(qū)也有部分新增裝機(jī)項(xiàng)目核準(zhǔn)。根據(jù)“十三五”火電新增裝機(jī)情況及“十四五”新增裝機(jī)情況預(yù)估，考慮到火電裝機(jī)2~4年的產(chǎn)能周期，“十三五”對(duì)煤電項(xiàng)目的停緩建政策遏制效果已于“十四五”

前半段顯現(xiàn)。根據(jù)近五年來(lái)火電投產(chǎn)情況，我們預(yù)計(jì)今明兩年可各投產(chǎn)的火電新增裝機(jī)為4000萬(wàn)千瓦/年左右；而從2021年開始的煤電項(xiàng)目新增潮的效果將體現(xiàn)在“十四五”后期，核準(zhǔn)加速階段的增量煤電機(jī)組有望于2024年左右實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)投產(chǎn)。2023年煤電新周期開啟：投資繼續(xù)加速、業(yè)績(jī)有望持續(xù)改善1、頂峰缺口亟待補(bǔ)充，煤電作為兜底保障電源重要性突顯頂峰電力供需平衡的定義是：各種電源裝機(jī)的累計(jì)頂峰容量（能在各種工況下穩(wěn)定出力的電源裝機(jī)容量），扣除備用后，大于或等于尖峰負(fù)荷。備用率參考《國(guó)家能源局關(guān)于發(fā)布2023年煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警的通知》（國(guó)能發(fā)電力〔2020〕12號(hào)）中提出的合理備用率，全國(guó)平均水平約為13%。尖峰負(fù)荷方面，由于第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電量占比逐步提高，兩部分用電量受季節(jié)性影響更大（工業(yè)用電則相對(duì)平穩(wěn)），最大負(fù)荷增速會(huì)高于全社會(huì)用電量增速，經(jīng)驗(yàn)值約為1個(gè)百分點(diǎn)。對(duì)比最大負(fù)荷增速（基于用電量增速+1%的估算值）和全國(guó)主要電網(wǎng)合計(jì)最高用電負(fù)荷來(lái)看，“十三五”至今相似度較高，因此以最大負(fù)荷增速（估算）作為對(duì)年最大負(fù)荷增速的估計(jì)。2021年全國(guó)最高用電負(fù)荷為11.92億千瓦，出現(xiàn)于“迎峰度夏”；2022年國(guó)家電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為10.69億千瓦，南方電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負(fù)荷為2.23億千瓦，合計(jì)12.92億千瓦。頂峰容量方面，“十四五”期間除煤電外，預(yù)計(jì)其他電源頂峰容量合計(jì)僅不到2億千瓦。水電、抽蓄、核電等建設(shè)期較長(zhǎng)的電源資源，只有“十三五”已開工的項(xiàng)目有望在

“十四五”期間實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)投產(chǎn)。其中，水電按“十三五”在建項(xiàng)目計(jì)，預(yù)計(jì)“十四五”

期間投產(chǎn)容量約5000萬(wàn)千瓦；抽水蓄能按《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》計(jì)，“十四五”期間投產(chǎn)容量約3000萬(wàn)千瓦，核電按《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》計(jì)，“十四五”期間投產(chǎn)容量約2000萬(wàn)千瓦。電化學(xué)儲(chǔ)能按照《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》計(jì)，“十四五”投產(chǎn)規(guī)模約3000萬(wàn)千瓦。根據(jù)近五年來(lái)氣電裝機(jī)投產(chǎn)情況，“十四五”期間氣電裝機(jī)預(yù)計(jì)新增5000萬(wàn)千瓦左右。風(fēng)光新能源裝機(jī)保守估計(jì)，“十四五”期間年均新增裝機(jī)150GW，其中風(fēng)電與太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)占比為4:6。由此計(jì)算得到：“十四五”期間除煤電以外的其他電源共計(jì)裝機(jī)9.6億千瓦，但頂峰容量預(yù)計(jì)僅新增1.986億千瓦，其中2021年已并網(wǎng)頂峰容量4090萬(wàn)千瓦，預(yù)計(jì)2022-2025年期間，除煤電外剩余可頂峰容量?jī)H剩1.58億千瓦。據(jù)國(guó)網(wǎng)能源研究院，“十四五”煤電裝機(jī)規(guī)劃原為1.5億千瓦。2021年煤電已投產(chǎn)2900萬(wàn)千瓦，因此按原定規(guī)劃2022-2025年煤電剩余裝機(jī)僅為1.21億千瓦左右。假設(shè)“十四五”

期間GDP平均增速為4.5%，電力消費(fèi)彈性系數(shù)假設(shè)為1.2，則“十四五”期間平均用電量增速約為5.4%，尖峰負(fù)荷增速預(yù)計(jì)為6.4%。若按“十四五”煤電裝機(jī)規(guī)劃僅為1.5億千瓦考慮，在需求側(cè)響應(yīng)可以覆蓋最大5%的尖峰負(fù)荷的假設(shè)下，可以得到“十四五”期間煤電裝機(jī)缺口約為0.99億千瓦；若不考慮需求側(cè)響應(yīng)，則煤電裝機(jī)缺口約為1.20億千瓦。因此，按原先規(guī)劃的

“十四五”煤電裝機(jī)規(guī)模遠(yuǎn)不足以滿足頂峰容量的需求，存在明顯缺口。2、裝機(jī)新核準(zhǔn)加速，原停緩建機(jī)組有望更快投運(yùn)煤電停緩建分析：停緩建項(xiàng)目很多已完成前期可研、立項(xiàng)及報(bào)建審批環(huán)節(jié)，可更快開工。2016年4月，國(guó)家發(fā)改委能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)我國(guó)煤電有序發(fā)展的通知》（發(fā)改能源[2016]565號(hào)），提出建立煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警機(jī)制，嚴(yán)控煤電新增規(guī)模，以及煤電

“取消一批、緩核一批、緩建一批”的“三個(gè)一批”政策。2016年9月，國(guó)家能源局發(fā)布

《關(guān)于取消一批不具備核準(zhǔn)建設(shè)條件煤電項(xiàng)目的通知》（國(guó)能電力[2016]244號(hào)），落實(shí)“取消一批”政策，并公布總量1240萬(wàn)千瓦的煤電項(xiàng)目取消清單。煤電項(xiàng)目正式開工前，需要煤電企業(yè)在完成相關(guān)可行性研究及其他報(bào)建材料后進(jìn)行42項(xiàng)報(bào)建審批，設(shè)計(jì)部門包括住房城鄉(xiāng)建設(shè)部門、交通運(yùn)輸部門、國(guó)土資源部門、水利部門、海洋部門、環(huán)境保護(hù)部門等，所耗時(shí)間較長(zhǎng)。而煤電停緩建項(xiàng)目很多已完成部分報(bào)建審批流程，在政策變動(dòng)時(shí)可更快開工。煤電項(xiàng)目新增核準(zhǔn)分析：新增開工容量較大，煤電項(xiàng)目核準(zhǔn)進(jìn)入快車道。2022年8月四川缺電發(fā)生后，國(guó)家能源局對(duì)迎峰度夏電力保供進(jìn)行再動(dòng)員、再布置的工作中提到國(guó)家能源局已開始提前謀劃“十四五”中后期電力保供措施，按照“適度超前”原則做好

“十四五”電力規(guī)劃中期評(píng)估調(diào)整工作，確保“十四五”末全國(guó)及重點(diǎn)地區(qū)電力供需平衡。具體措施包括，逐省督促加快支撐性電源核準(zhǔn)、加快開工、加快建設(shè)、盡早投運(yùn)。據(jù)界面新聞報(bào)道，今年9月，國(guó)家發(fā)改委召開了煤炭保供會(huì)議，提出今明兩年火電將新開工1.65億千瓦。新增開工項(xiàng)目容量較大，與“十四五”煤電預(yù)計(jì)裝機(jī)幾乎相當(dāng)。假設(shè)“十三五”煤電項(xiàng)目停緩建容量1.5億千瓦，已在原先“十四五”煤電項(xiàng)目規(guī)劃中釋放1億千瓦，則目前處于停緩建狀態(tài)的煤電項(xiàng)目約為5000萬(wàn)千瓦。作為已經(jīng)完成或大部完成報(bào)建審批流程的項(xiàng)目，目前可直接開工的計(jì)劃外煤電項(xiàng)目約為5000萬(wàn)千瓦左右。從項(xiàng)目新增核準(zhǔn)情況看，目前已公開披露的2022年煤電新增項(xiàng)目核準(zhǔn)總量為6206萬(wàn)千瓦，其中2022年三季度和10月份合計(jì)新增核準(zhǔn)4382萬(wàn)千瓦。3、投資決策流程和建設(shè)周期限制煤電產(chǎn)能釋放節(jié)奏從投資能力角度看，“十三五”期間，主要煤電企業(yè)營(yíng)收情況較為穩(wěn)定，現(xiàn)金流實(shí)現(xiàn)小幅微漲。但2021年煤價(jià)上漲導(dǎo)致煤電企業(yè)業(yè)績(jī)承壓嚴(yán)重，現(xiàn)金流遭受明顯重創(chuàng)，再投資能力受到較大影響。隨著電煤保供政策的不斷落實(shí)，煤電企業(yè)經(jīng)營(yíng)情況在2022年轉(zhuǎn)好，投資能力有所恢復(fù)，為新一輪煤電投資建設(shè)周期啟動(dòng)奠定一定的條件基礎(chǔ)。從投資意愿角度看，在適應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)形勢(shì)下，煤電將逐步為新能源發(fā)電出讓電量空間，煤電電量占比將會(huì)逐漸減少，并網(wǎng)運(yùn)行壽命達(dá)30年以上的煤電機(jī)組將會(huì)面臨發(fā)電利用小時(shí)逐年下降的可能情況，進(jìn)而影響煤電項(xiàng)目的投資收益。發(fā)電收益的不確定性影響煤電集團(tuán)加大投資的投資意愿。在適應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，煤電機(jī)組的定位將從過(guò)去的主體電源向支撐性、調(diào)節(jié)性電源定位轉(zhuǎn)變。因此，煤電的投資建設(shè)還需要以輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量市場(chǎng)為代表的系統(tǒng)調(diào)節(jié)性補(bǔ)償市場(chǎng)機(jī)制加以驅(qū)動(dòng)。從建設(shè)周期的角度看，煤電機(jī)組項(xiàng)目從開工建設(shè)到最終并網(wǎng)投產(chǎn)，需要完成廠房澆筑、設(shè)備吊裝、鍋爐點(diǎn)火調(diào)試等一系列流程后才可并網(wǎng)發(fā)電，大約耗時(shí)將近20個(gè)月。除此之外，新增煤電項(xiàng)目還需要完成準(zhǔn)備相關(guān)材料，集團(tuán)內(nèi)部投資決策，及項(xiàng)目報(bào)建審批等一系列前期工作，所需時(shí)間更久。因此，煤電產(chǎn)能釋放存在至少2年以上的建設(shè)周期。即使現(xiàn)在開始加速煤電項(xiàng)目審批，煤電項(xiàng)目新開工1.6億千瓦的項(xiàng)目預(yù)計(jì)最早也是在“十四五”末期才能真正投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)，電力供應(yīng)短缺的局面在短期內(nèi)緩解難度較大。4、火電投資加速背景下，設(shè)備市場(chǎng)迎來(lái)機(jī)遇期從單個(gè)煤電項(xiàng)目的投資情況來(lái)看，以某個(gè)兩臺(tái)百萬(wàn)千瓦超超臨界空冷煤電機(jī)組項(xiàng)目為例，工程總靜態(tài)投資約為66.9億元，折合單位投資3343元/kW。從成本組成來(lái)看，煤電主輔生產(chǎn)工程占靜態(tài)投資額比重達(dá)86.1%，其中熱力系統(tǒng)占靜態(tài)投資額比重達(dá)49.39%，是煤電項(xiàng)目投資的最主要部分。從設(shè)備投資角度看，煤電機(jī)組項(xiàng)目的鍋爐機(jī)組、汽輪發(fā)電機(jī)組和熱力系統(tǒng)汽水管道三部分的投資額較高，排在熱力系統(tǒng)投資費(fèi)用前三位。其中，鍋爐機(jī)組投資額約為15.25億元，折合單位投資1453元/kW；汽輪發(fā)電機(jī)組投資額約為8.52億元，折合單位投資425.86/kW；

熱力系統(tǒng)汽水管道總投資額約為4.33億元，以總汽水質(zhì)量5770噸計(jì)，折合單位投資7.5萬(wàn)元/噸。因此，若以“十四五”新增煤電裝機(jī)規(guī)劃1.6億千瓦計(jì)，對(duì)應(yīng)鍋爐機(jī)組投資額約為2324.8億元，汽輪發(fā)電機(jī)組投資額約為681.37億元，熱力系統(tǒng)汽水管道投資額約為345.6億元。相比于“十三五”火電新增裝機(jī)較“十二五”出現(xiàn)大幅下滑的情況，本輪新增煤電裝機(jī)規(guī)劃將扭轉(zhuǎn)火電投資建設(shè)持續(xù)下滑趨勢(shì)，帶動(dòng)提振火電設(shè)備市場(chǎng)空間擴(kuò)大。中短期來(lái)看，新增煤電裝機(jī)有望同步帶動(dòng)火電設(shè)備投資空間超預(yù)期增長(zhǎng)。若以“十四五”新增煤電裝機(jī)規(guī)劃1.6億千瓦計(jì)，“十四五”新增煤電裝機(jī)將達(dá)3.1億千瓦左右，較“十三五”同比增速達(dá)32.37%。長(zhǎng)期來(lái)看，“十五五”期間尖峰負(fù)荷需求將有望隨新能源的進(jìn)一步滲透和居民三產(chǎn)用電占比提高而不斷提高，頂峰電源的新增裝機(jī)需求依舊長(zhǎng)久存在，新能源頂峰能力不足、其余頂峰電源產(chǎn)能周期較長(zhǎng)的邏輯依然成立。為滿足頂峰負(fù)荷需求，煤電裝機(jī)仍有望存在發(fā)展空間。煤電設(shè)備市場(chǎng)空間仍有望進(jìn)一步擴(kuò)大和持續(xù)。5、系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源日益稀缺，煤電靈活性改造加速推進(jìn)煤電靈活性改造起源于2016年，國(guó)家能源局于6月和7月分別遴選22個(gè)煤電靈活性改造試點(diǎn)項(xiàng)目，總?cè)萘亢嫌?jì)約1700萬(wàn)千瓦，其主要目的在于實(shí)現(xiàn)煤電機(jī)組深度調(diào)峰，提高系統(tǒng)調(diào)峰和新能源消納能力。同年，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出：“十三五”期間熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模分別達(dá)到1.33億千瓦和8600萬(wàn)千瓦左右，共計(jì)2.2億千瓦，改造完成后，將增加調(diào)峰能力4600萬(wàn)千瓦，其中“三北”地區(qū)增加4500萬(wàn)千瓦。但最終改造效果不及預(yù)期，實(shí)際完成的改造量約為6000萬(wàn)千瓦。在適應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)背景下，新能源滲透率不斷提高帶來(lái)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求提高。在構(gòu)建適應(yīng)新能源占比逐步提升的新型電力系統(tǒng)過(guò)程中，系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的稀缺是推動(dòng)煤電靈活性改造的最強(qiáng)助力。同時(shí)，隨著電力市場(chǎng)化改革的不斷推進(jìn)，各地逐步建立以競(jìng)價(jià)交易及共同分?jǐn)倿楹诵牡恼{(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制，調(diào)峰輔助服務(wù)的價(jià)值逐步被市場(chǎng)成員所認(rèn)可。最后，在“碳達(dá)峰-碳中和”的能源轉(zhuǎn)型背景下，煤電在電力系統(tǒng)的功能定位將從主體性電源加快向支撐性、調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變。保障電力系統(tǒng)安全和新能源消納，需要煤電進(jìn)行大量的靈活性改造。目前，煤電靈活性改造的技術(shù)路線根據(jù)改造機(jī)組和實(shí)現(xiàn)目的不同，可分為純凝機(jī)組改造和熱電機(jī)組改造。純凝機(jī)組無(wú)供熱需求，僅需針對(duì)鍋爐本體進(jìn)行改造；熱電機(jī)組存在供熱需求，需要在調(diào)節(jié)電力出力的同時(shí)保證供熱，除鍋爐本體需要改造外還需額外加裝裝置，實(shí)現(xiàn)“熱電解耦”。鍋爐本體改造即為燃燒、制粉系統(tǒng)改造和寬負(fù)荷脫硝改造，可使煤電機(jī)組負(fù)載率最低降至20%，總改造成本約為1000萬(wàn)~2000萬(wàn)元/臺(tái)。熱電機(jī)組改造可選擇技術(shù)路線包括熱水蓄熱，固體電蓄熱鍋爐，以及電極式鍋爐+熱水蓄熱等，改造效果和成本根據(jù)技術(shù)路線不同而有所差異。“十三五”期間，作為靈活性改造的試點(diǎn)機(jī)組容量多為30萬(wàn)千瓦~60萬(wàn)千瓦。2020年存量煤電機(jī)組30萬(wàn)千瓦和60萬(wàn)千瓦共計(jì)7.6億千瓦。假設(shè)每臺(tái)煤電機(jī)組平均額定功率為45萬(wàn)千瓦，《全國(guó)煤電機(jī)組改造升級(jí)實(shí)施方案》中提及“十四五”完成靈活性改造2億千瓦為基本場(chǎng)景；以存量30萬(wàn)千瓦和60萬(wàn)千瓦煤電機(jī)組，改造80%，退役20%為理想場(chǎng)景，同時(shí)假設(shè)純凝機(jī)組和供熱機(jī)組各占總?cè)萘恳话?，熱電機(jī)組改造平均新增調(diào)峰能力為20%。則煤電靈活性改造的市場(chǎng)投資空間為：本體改造覆蓋全部煤電靈活性改造，則基本場(chǎng)景改造費(fèi)用總額為44.4~88.8億元（對(duì)應(yīng)“十四五”市場(chǎng)空間），理想場(chǎng)景改造費(fèi)用為133.2~266.4億元（對(duì)應(yīng)遠(yuǎn)期市場(chǎng)空間）。熱電機(jī)組額外進(jìn)行“熱電解耦”改造，不同技術(shù)路線改造成本范圍在879~1383元/kW（單位新增調(diào)峰能力改造成本），則基本場(chǎng)景改造費(fèi)用總額為175.8~276.6億元（對(duì)應(yīng)

“十四五”市場(chǎng)空間），理想場(chǎng)景改造費(fèi)用為527.4~829.8億元（對(duì)應(yīng)遠(yuǎn)期市場(chǎng)空間）。6、受益于量?jī)r(jià)齊升，煤電運(yùn)營(yíng)商業(yè)績(jī)有望持續(xù)改善歷經(jīng)2021年的業(yè)績(jī)承壓和2022年的邊際改善，在適應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)和電力市場(chǎng)化改革不斷推進(jìn)的背景下，煤電企業(yè)有望在“十四五”迎來(lái)量?jī)r(jià)齊升，實(shí)現(xiàn)業(yè)績(jī)持續(xù)改善。從電量角度看，若假定“十四五”期間GDP增速為4.5%，電力消費(fèi)彈性系數(shù)為1.2，則可得到“十四五”期間平均全社會(huì)用電量增速為5.4%左右。且2021年全社會(huì)用電量增速10.3%，“十四五”剩余年份全社會(huì)用電量增速大概率出現(xiàn)“前低后高”的趨勢(shì)。保守估計(jì)風(fēng)電光伏新能源“十四五”年均新增裝機(jī)150GW，設(shè)備利用小時(shí)數(shù)保持基本穩(wěn)定（風(fēng)電年利用小時(shí)數(shù)2100小時(shí)，光伏年利用小時(shí)數(shù)1200小時(shí)），預(yù)計(jì)2025年新能源發(fā)電量占比可達(dá)到20%左右。即便“十四五”期間，新能源將在電力系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)快速度高比例的滲透，持續(xù)穩(wěn)定的用電需求增長(zhǎng)也將帶動(dòng)煤電電量的正增長(zhǎng)。我們預(yù)估，雖然煤電電量占全電量的比重將持續(xù)下降，但煤電電量的新增電量及同比增速依然保持增長(zhǎng)，并持續(xù)至少到“