電力系統(tǒng)運行需要實現(xiàn)實時平衡，即同時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)的瞬時功率供需情況，其要求是：可用裝機容量≥最大負荷×（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，局部頂峰 裝機全部容量亦無法滿足尖峰負荷，從而導(dǎo)致缺電問題發(fā)生。

“十三五”以來，我國新增裝機容量主要來自于新能源機組。2016~2020 年間，新能源新 增裝機在總新增裝機中的占比分別達到 40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于對 電力供需將在“十三五”期間處于供應(yīng)過剩的預(yù)判，2016 年以來國家嚴(yán)控火電新增裝機增長， 火電項目出現(xiàn)“三個一批”（取消一批、緩核一批、緩建一批）的局面。

2016~2020 年間， 火電新增裝機在總新增裝機中的占比分別僅達到 44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%， 增速逐漸放緩。同時，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)低于最大負荷增速。2011 年-2021 年，全電源裝機增速年均 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。頂峰容量裝機增 速低于全電源裝機增速，以煤電為主體的支撐性電源裝機占總裝機比例逐年下降，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 省級電網(wǎng)，在部分用電高峰時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 個省級電網(wǎng)，在部分 用電高峰時段電力供應(yīng)緊張，采取了有序用電措施。 2022 年疊加極端天氣影響，有序用電范圍進一步擴大。8 月全國有 21 個省級電網(wǎng)用電負 荷創(chuàng)新高，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區(qū)電力供需形勢尤為緊張。

2021 年缺電至今，國家開始加快推動電力市場化改革向縱深推進。2021 年 10 月，國家發(fā) 改委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格[2021]1439 號），推動燃煤發(fā)電量全部進入電力市場，并將煤電“基準(zhǔn)價+上下浮動”的浮動范圍擴大至 上下浮動 20%（高耗能不受 20%比例限制），同時推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，暫 未進入市場的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

2022 年 1 月，國家發(fā)改委進一步印發(fā)《關(guān)于加快 建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改[2022]118 號），提出 2025 年初步建成 全國統(tǒng)一電力市場體系，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、 輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計、聯(lián)合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著 提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成；2030 年基本建成全國 統(tǒng)一電力市場體系，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行， 新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進 一步優(yōu)化配置。

今年以來，現(xiàn)貨市場建設(shè)推進節(jié)奏較快。2022 年 2 月，國家發(fā)改委能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于 加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改）[2022]129號），對現(xiàn)貨市場建設(shè)推 進節(jié)奏提出“第一批試點地區(qū)原則上 2022 年現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)試運行，第二批試點地區(qū) 原則上在 2022 年 6 月底前啟動現(xiàn)貨市場試運行。2022 年 6 月底前，省間現(xiàn)貨交易啟動試 運行，南方區(qū)域電力市場啟動試運行”的落地運行要求。同時，《通知》提出加快推動電力 資源與負荷加快進入現(xiàn)貨市場，包括新能源、儲能、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)等新型市場主體。

我國電能量市場呈現(xiàn)出“雙軌制”的特征。“計劃軌”代表仍然采用優(yōu)先發(fā)電電量，沿用政 府定價體系，由各省市發(fā)改委核定不同電源的上網(wǎng)電價和不同用戶的銷售電價，由電網(wǎng)公 司繼續(xù)進行統(tǒng)購統(tǒng)銷的情況。“市場軌”代表在電能量部分，工商業(yè)用戶與發(fā)電企業(yè)通過中 長期合同和現(xiàn)貨市場直接對話競價，形成市場化電價的情況。

目前，中長期電力交易市場 已在全國普遍建立。現(xiàn)貨市場中，第一批 8 個試點地區(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 月底啟動長周期結(jié)算試運行，第二批 6 個 試點地區(qū)（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）已于 2022 年 7 月底前啟動模擬試運 行。從整體交易情況看，2022 年 1-10 月，全國各地電力交易中心累計組織完成市場交易 電量 43102.4 億千瓦時，占全社會用電量比重為 60.1%。相比于 2021 年全年市場化交易 電量占比 45.5%提高 14.6pct。

首批試點中，廣東和山西作為起步較早、發(fā)展較快的電力現(xiàn)貨市場試點，分別于 2022 年 11 月 11 日和 3 月 31 日完成年度長周期結(jié)算試運行。截止至 2022 年上半年，廣東電力市 場共有 44345 家市場主體，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 電力市場現(xiàn)已在市場內(nèi)部同時開展中長期市場交易（包括年度交易，月度交易，市場合同 轉(zhuǎn)讓交易和周交易），現(xiàn)貨市場交易（日前現(xiàn)貨市場和實時現(xiàn)貨市場），可再生綠電交易和代理購電交易。 截止至 2021 年底，山西電力市場共有 11051 家市場主體，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，山西電力市場在組織年度、季度、 月度等常規(guī)中長期交易的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新開展旬度和日度中長期交易，實現(xiàn)中長期按日開市 的精細市場交易。

在改革初期，電力市場中的中長期合同成交價與現(xiàn)貨市場價格相比于當(dāng)?shù)卦热济簶?biāo)桿電 價均出現(xiàn)一定下降，廣東電力市場中的中長期合同均價就出現(xiàn) 2017~2021 年連續(xù) 5 年的負 價差，電力市場化改革在初期不斷向發(fā)用雙方釋放紅利，但同時也形成了電力供給過剩， “電改=降電價”的錯誤預(yù)期。2021 年全國大范圍缺電扭轉(zhuǎn)了社會對于電價“只跌不漲” 的認識。山西等現(xiàn)貨市場較為完備的地區(qū)，電價可以在較大范圍內(nèi)實現(xiàn)浮動，及時反映電 力供需形勢。“1439”號文出臺后，隨著煤電電量和工商業(yè)用戶全部進入市場，電力市場交易電價也隨 之出現(xiàn)上漲，并持續(xù)高位運行。山西月度滾動交易加權(quán)價和日前/實時月度現(xiàn)貨結(jié)算點均價 分別于 3 月和 5 月超過煤電基準(zhǔn)價；廣東中長期均價今年以來持續(xù)高于煤電基準(zhǔn)價，現(xiàn)貨 結(jié)算點均價在 2~3 月和 6 月后都出現(xiàn)高于煤電基準(zhǔn)價的大幅上漲。

同時，工商業(yè)用戶電價已經(jīng)出現(xiàn)分門別類的上漲。根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于進一步深化燃煤 發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%的限制。電網(wǎng) 代理購電業(yè)務(wù)對高耗能企業(yè)提出“原則上要直接參與市場交易，暫不能直接參與市場交易的 由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，用電價格為電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的 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)電價的通知（征求意見稿）》，對部分 符合條件的高耗能企業(yè)電價提高 0.172 元/kWh。

輔助服務(wù)市場方面，立足于新版“兩個細則”，輔助服務(wù)成本逐步向用戶和新能源機組疏 導(dǎo)轉(zhuǎn)移，費用由發(fā)電企業(yè)和市場化用戶共同分?jǐn)偂?021 年 12 月，國家能源局發(fā)布《電力 并網(wǎng)運行管理規(guī)定》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)[2021]60 號）、《電力輔助服務(wù)管理辦法》（國能發(fā)監(jiān)管 規(guī)〔2021〕61 號）（新版“兩個細則”），用以替代 2006 年發(fā)布的《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī) 定》（電監(jiān)市場[2006]42 號）《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》（電監(jiān)市場[2006]43 號 (舊版“兩個細則”)。本次修訂與調(diào)整主要體現(xiàn)在擴大主體范圍，豐富交易品種，完善補償機 制和形成價格傳導(dǎo)四個方面，理順輔助服務(wù)補償和分?jǐn)倷C制，并推動輔助服務(wù)費用分?jǐn)傁?用戶側(cè)和未提供服務(wù)的發(fā)電單元傳導(dǎo)。

隨著新版“兩個細則”出臺，基于“誰提供，誰獲利；誰受益，誰承擔(dān)”的市場化公平原 則下，原先的輔助服務(wù)費用火電機組全部分?jǐn)偟那闆r將有所改變。分?jǐn)偝蓡T和電量范圍擴 大后，火電機組分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費用將有望下降；新版“兩個細則”明確用戶側(cè)資源的市 場主體地位，用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷可參加的服務(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，新版“兩個細則”利好儲能等可調(diào)節(jié)負荷；新能源發(fā)電分?jǐn)偟妮o 助服務(wù)費用將有所擴大，收益率存在下行壓力。

容量補償部分，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性、 波動性和間歇性，單一依賴新能源無法做到對傳統(tǒng)機組的頂峰容量替代。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螢橹鳌㈦娏抗?yīng)為 輔的備用保障電源。在這一過程中，煤電等常規(guī)電源的發(fā)電利用小時數(shù)將不斷下滑，因此 難以僅通過電能量市場的收入回收固定投資成本。容量電價作為保障常規(guī)電源固定投資成 本回收的重要手段，有望隨著電力市場機制的改革，作為獨立的電價組成部分納入電價體 系內(nèi)。

目前已經(jīng)開展容量補償市場的地區(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) 貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》（魯發(fā)改價格〔2020〕622 號），開始向用戶征收每 千瓦時 0.0991 元（含稅）的容量補償費用。2022 年 11 月，國網(wǎng)山東電力公司會同山東電 力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布 2023 年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》，在容量補 償費用收取部分引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時段，以市場化機制手段通過調(diào)節(jié)容量收費時 段來調(diào)節(jié)電力供需。

自 2021 年一季度開始，動力煤現(xiàn)貨價格大幅上漲，并在三季度突破 2000 元/噸以上。據(jù)我 們測算，以“1439”號文發(fā)布后，全國平均煤電電價按最大上浮空間 20%計（即 0.4397 元/kWh），能夠?qū)崿F(xiàn)盈虧平衡的平均煤炭價格大約為 875 元/噸左右（秦皇島港 5500K）， 遠不足以覆蓋動力煤現(xiàn)貨價格上漲情況。受電煤成本大幅拖累業(yè)績，2021 年四季度主要煤 電上市公司凈利潤均出現(xiàn)大幅虧損。

2021 年 12月，國家發(fā)改委經(jīng)濟運行局發(fā)布《2022年煤炭中長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)年度用煤扣除進口煤后應(yīng)實現(xiàn)中長期供需合同全覆蓋。 2022 年 2 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（發(fā)改價 格〔2022〕303 號），規(guī)定秦皇島港下水煤（5500 千卡）中長期交易價格范圍為每噸 570~770 噸（含稅）。自此，2022 年電煤以長協(xié)“既保量又保價”實質(zhì)上進入了行政化保 供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長協(xié)保供力度，提出“嚴(yán)格落實三個 100%（即合同簽約率、 履約率、價格政策執(zhí)行情況）”，電煤長協(xié)覆蓋率和履約率不斷上行，煤電企業(yè)經(jīng)營情況邊 際向好。但由于電煤長協(xié)保供政策在部分企業(yè)存在落實不到位的情形，煤電企業(yè)業(yè)績出現(xiàn) 分化。

“十三五”期間，因國家發(fā)改委等 16 部委聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，防范 化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》，煤電投資建設(shè)速度驟降。《意見》提出“‘十三五’期間， 全國停建和緩建煤電產(chǎn)能 1.5 億千瓦，到 2020 年，全國煤電裝機規(guī)模控制在 11 億千瓦以 內(nèi)”。2020 年，全國煤電實際裝機為 10.8 億千瓦，煤電停緩建政策執(zhí)行效果明顯。煤電項 目的停緩建同時也導(dǎo)致了電力系統(tǒng)頂峰容量裕度的快速消耗，進而引發(fā)“十四五”期間的 電力供需緊缺問題。

自 2021 年缺電頻發(fā)以來，國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” ，強調(diào)能源供給與保障安全。2022 年 8 月四川缺電發(fā)生 后，國家能源局對迎峰度夏電力保供進行再動員、再布置的工作中提到，國家能源局已開 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。2022 年 10 月“二十大” 報告再次強調(diào)“先立后破”，有計劃分步驟實施碳達峰行動。高頻次高規(guī)格多場合的強調(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 年下半年以來缺電情況推動，自 2021 年四季度以來，火電投資 額逆轉(zhuǎn)持續(xù)多年的下跌趨勢，迎來上升拐點。2020 年以來，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，火電投資出現(xiàn)大幅增長，逆轉(zhuǎn)原先下 跌趨勢，累計同比持續(xù)攀升，增速逐月提高。

從項目核準(zhǔn)情況看，2022 年煤電項目核準(zhǔn)節(jié)奏超預(yù)期加快。自 2021 年初“碳達峰-碳中和” 行動目標(biāo)公布以來，煤電項目核準(zhǔn)進入相對停滯狀態(tài)，2021 年 2-3 季度累計核準(zhǔn)煤電項目 裝機容量約3.3GW。然而，2021年9月底限電事件發(fā)生后，煤電項目核準(zhǔn)重新提速，2021 年四季度核準(zhǔn)項目裝機達 11GW。煤電項目核準(zhǔn)的快速節(jié)奏在 2022 年持續(xù)保持。2022 年 第三季度核準(zhǔn)煤電項目裝機 28.7GW，10 月單月新增核準(zhǔn)項目裝機 15.12GW，煤電項目核 準(zhǔn)步入快車道。

從 2022 年煤電項目核準(zhǔn)情況看，煤電新增核準(zhǔn)項目主要集中在廣東、江蘇、浙江等沿海經(jīng) 濟發(fā)達省份；同時，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 增裝機項目核準(zhǔn)。根據(jù)“十三五”火電新增裝機情況及“十四五”新增裝機情況預(yù)估，考 慮到火電裝機 2~4 年的產(chǎn)能周期，“十三五”對煤電項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)近五年來火電投產(chǎn)情況，我們預(yù)計今明兩年可各投產(chǎn)的火電新增裝機為 4000 萬千瓦/年左右；而從 2021 年開始的煤電項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組有望于 2024 年左右實現(xiàn)并網(wǎng)投產(chǎn)。

頂峰電力供需平衡的定義是：各種電源裝機的累計頂峰容量（能在各種工況下穩(wěn)定出力的 電源裝機容量），扣除備用后，大于或等于尖峰負荷。 備用率參考《國家能源局關(guān)于發(fā)布 2023 年煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng) 險預(yù)警的通知》（國能發(fā)電力〔2020〕12 號）中提出的合理備用率，全國平均水平約為 13%。

尖峰負荷方面，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)用電則相對平穩(wěn)），最大負荷增速會高于全社會用電量增速，經(jīng)驗值約為 1 個 百分點。對比最大負荷增速（基于用電量增速+1%的估算值）和全國主要電網(wǎng)合計最高用 電負荷來看，“十三五”至今相似度較高，因此以最大負荷增速（估算）作為對年最大負荷 增速的估計。 2021 年全國最高用電負荷為 11.92 億千瓦，出現(xiàn)于“迎峰度夏”；2022 年國家電網(wǎng)已出現(xiàn) 的最高負荷為 10.69 億千瓦，南方電網(wǎng)已出現(xiàn)的最高負荷為 2.23 億千瓦，合計 12.92 億千 瓦。

頂峰容量方面，“十四五”期間除煤電外，預(yù)計其他電源頂峰容量合計僅不到 2 億千瓦。水電、抽蓄、核電等建設(shè)期較長的電源資源，只有“十三五”已開工的項目有望在 “十四五”期間實現(xiàn)并網(wǎng)投產(chǎn)。其中，水電按“十三五”在建項目計，預(yù)計“十四五” 期間投產(chǎn)容量約 5000 萬千瓦；抽水蓄能按《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》計，“十四五”期間投產(chǎn)容量約 3000 萬千瓦，核電按《“十四五”現(xiàn)代能源體系 規(guī)劃》計，“十四五”期間投產(chǎn)容量約 2000 萬千瓦。 電化學(xué)儲能按照《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書 2021》計，“十四五”投產(chǎn)規(guī)模約 3000 萬千 瓦。 根據(jù)近五年來氣電裝機投產(chǎn)情況，“十四五”期間氣電裝機預(yù)計新增 5000 萬千瓦左右。 風(fēng)光新能源裝機保守估計，“十四五”期間年均新增裝機 150GW，其中風(fēng)電與太陽能 發(fā)電裝機占比為 4:6。

由此計算得到：“十四五”期間除煤電以外的其他電源共計裝機 9.6 億千瓦，但頂峰容量預(yù) 計僅新增 1.986 億千瓦，其中 2021 年已并網(wǎng)頂峰容量 4090 萬千瓦，預(yù)計 2022-2025 年期 間，除煤電外剩余可頂峰容量僅剩 1.58 億千瓦。

據(jù)國網(wǎng)能源研究院，“十四五”煤電裝機規(guī)劃原為 1.5 億千瓦。2021 年煤電已投產(chǎn) 2900 萬 千瓦，因此按原定規(guī)劃 2022-2025 年煤電剩余裝機僅為 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%，尖峰負荷增速預(yù)計為 6.4%。若按“十四五”煤電裝機規(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%的尖峰負荷的假設(shè)下，可以得到“十四五”期間 煤電裝機缺口約為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”煤電裝機規(guī)模遠不足以滿足頂峰容量的需求，存在明顯缺 口。

煤電停緩建分析：停緩建項目很多已完成前期可研、立項及報建審批環(huán)節(jié)，可更快開 工。 2016 年 4 月，國家發(fā)改委能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》（發(fā)改能 源[2016]565 號），提出建立煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制，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“三個一批”政策。2016 年 9 月，國家能源局發(fā)布 《關(guān)于取消一批不具備核準(zhǔn)建設(shè)條件煤電項目的通知》（國能電力[2016]244號），落實“取 消一批”政策，并公布總量 1240 萬千瓦的煤電項目取消清單。

煤電項目正式開工前，需要煤電企業(yè)在完成相關(guān)可行性研究及其他報建材料后進行 42 項報 建審批，設(shè)計部門包括住房城鄉(xiāng)建設(shè)部門、交通運輸部門、國土資源部門、水利部門、海 洋部門、環(huán)境保護部門等，所耗時間較長。而煤電停緩建項目很多已完成部分報建審批流 程，在政策變動時可更快開工。

煤電項目新增核準(zhǔn)分析：新增開工容量較大，煤電項目核準(zhǔn)進入快車道。2022 年 8 月四川缺電發(fā)生后，國家能源局對迎峰度夏電力保供進行再動員、再布置的工作 中提到國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)劃中期評估調(diào)整工作，確保“十四五”末全國及重點地區(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。據(jù)界面新聞 報道，今年 9 月，國家發(fā)改委召開了煤炭保供會議，提出今明兩年火電將新開工 1.65 億千 瓦。新增開工項目容量較大，與“十四五”煤電預(yù)計裝機幾乎相當(dāng)。

假設(shè)“十三五”煤電項目停緩建容量 1.5 億千瓦，已在原先“十四五”煤電項目規(guī)劃中釋 放 1 億千瓦，則目前處于停緩建狀態(tài)的煤電項目約為 5000 萬千瓦。作為已經(jīng)完成或大部完 成報建審批流程的項目，目前可直接開工的計劃外煤電項目約為 5000 萬千瓦左右。 從項目新增核準(zhǔn)情況看，目前已公開披露的 2022 年煤電新增項目核準(zhǔn)總量為 6206 萬千瓦， 其中 2022 年三季度和 10 月份合計新增核準(zhǔn) 4382 萬千瓦。

從投資能力角度看，“十三五”期間，主要煤電企業(yè)營收情況較為穩(wěn)定，現(xiàn)金流實現(xiàn)小幅微 漲。但 2021 年煤價上漲導(dǎo)致煤電企業(yè)業(yè)績承壓嚴(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，煤電企業(yè)經(jīng)營情況在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，煤電電量占比將會逐漸減少，并網(wǎng)運行壽命達 30 年以上的煤電機 組將會面臨發(fā)電利用小時逐年下降的可能情況，進而影響煤電項目的投資收益。發(fā)電收益 的不確定性影響煤電集團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，煤電機組的定位將從過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、容量市場為代表的系統(tǒng)調(diào)節(jié)性補償市場機制加以驅(qū)動。

從建設(shè)周期的角度看，煤電機組項目從開工建設(shè)到最終并網(wǎng)投產(chǎn)，需要完成廠房澆筑、設(shè) 備吊裝、鍋爐點火調(diào)試等一系列流程后才可并網(wǎng)發(fā)電，大約耗時將近 20 個月。除此之外， 新增煤電項目還需要完成準(zhǔn)備相關(guān)材料，集團內(nèi)部投資決策，及項目報建審批等一系列前 期工作，所需時間更久。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 始加速煤電項目審批，煤電項目新開工 1.6 億千瓦的項目預(yù)計最早也是在“十四五”末期 才能真正投產(chǎn)運營，電力供應(yīng)短缺的局面在短期內(nèi)緩解難度較大。

從單個煤電項目的投資情況來看，以某個兩臺百萬千瓦超超臨界空冷煤電機組項目為例， 工程總靜態(tài)投資約為 66.9 億元，折合單位投資 3343 元/kW。從成本組成來看，煤電主輔 生產(chǎn)工程占靜態(tài)投資額比重達 86.1%，其中熱力系統(tǒng)占靜態(tài)投資額比重達 49.39%，是煤 電項目投資的最主要部分。 從設(shè)備投資角度看，煤電機組項目的鍋爐機組、汽輪發(fā)電機組和熱力系統(tǒng)汽水管道三部分 的投資額較高，排在熱力系統(tǒng)投資費用前三位。其中，鍋爐機組投資額約為 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，折合單位投資 7.5 萬元/噸。

因此，若以“十四五”新增煤電裝機規(guī)劃 1.6 億千瓦計，對應(yīng)鍋爐機組投資額約為 2324.8 億元，汽輪發(fā)電機組投資額約為 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”火電新增裝機較“十二五”出現(xiàn)大幅下滑的情況，本輪新增煤電裝機規(guī) 劃將扭轉(zhuǎn)火電投資建設(shè)持續(xù)下滑趨勢， 帶動提振火電設(shè)備市場空間擴大。中短期來看，新 增煤電裝機有望同步帶動火電設(shè)備投資空間超預(yù)期增長。若以“十四五”新增煤電裝機規(guī) 劃 1.6 億千瓦計，“十四五”新增煤電裝機將達 3.1 億千瓦左右，較“十三五”同比增速達 32.37%。長期來看，“十五五”期間尖峰負荷需求將有望隨新能源的進一步滲透和居民三 產(chǎn)用電占比提高而不斷提高，頂峰電源的新增裝機需求依舊長久存在，新能源頂峰能力不 足、其余頂峰電源產(chǎn)能周期較長的邏輯依然成立。為滿足頂峰負荷需求，煤電裝機仍有望 存在發(fā)展空間。煤電設(shè)備市場空間仍有望進一步擴大和持續(xù)。

煤電靈活性改造起源于 2016 年，國家能源局于 6 月和 7 月分別遴選 22 個煤電靈活性改造 試點項目，總?cè)萘亢嫌嫾s 1700萬千瓦，其主要目的在于實現(xiàn)煤電機組深度調(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)機組和常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模分別達到 1.33 億千瓦和 8600 萬千瓦左右，共計 2.2 億 千瓦，改造完成后，將增加調(diào)峰能力 4600 萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加 4500 萬千瓦。但 最終改造效果不及預(yù)期，實際完成的改造量約為 6000 萬千瓦。

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)過程中，系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的 稀缺是推動煤電靈活性改造的最強助力。同時，隨著電力市場化改革的不斷推進，各地逐 步建立以競價交易及共同分?jǐn)倿楹诵牡恼{(diào)峰輔助服務(wù)市場機制，調(diào)峰輔助服務(wù)的價值逐步 被市場成員所認可。最后，在“碳達峰-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)改造機組和實現(xiàn)目的不同，可分為純凝機組改造和 熱電機組改造。純凝機組無供熱需求，僅需針對鍋爐本體進行改造；熱電機組存在供熱需 求，需要在調(diào)節(jié)電力出力的同時保證供熱，除鍋爐本體需要改造外還需額外加裝裝置，實 現(xiàn)“熱電解耦”。鍋爐本體改造即為燃燒、制粉系統(tǒng)改造和寬負荷脫硝改造，可使煤電機 組負載率最低降至 20%，總改造成本約為 1000 萬~2000 萬元/臺。熱電機組改造可選擇技 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機組容量多為 30 萬千瓦~60 萬千瓦。2020 年存 量煤電機組 30 萬千瓦和 60 萬千瓦共計 7.6 億千瓦。假設(shè)每臺煤電機組平均額定功率為 45 萬千瓦，《全國煤電機組改造升級實施方案》中提及“十四五”完成靈活性改造 2 億千瓦為 基本場景；以存量 30 萬千瓦和 60 萬千瓦煤電機組，改造 80%，退役 20%為理想場景，同 時假設(shè)純凝機組和供熱機組各占總?cè)萘恳话耄瑹犭姍C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投資空間為：

本體改造覆蓋全部煤電靈活性改造，則基本場景改造費用總額為 44.4~88.8 億元（對 應(yīng)“十四五”市場空間），理想場景改造費用為 133.2~266.4 億元（對應(yīng)遠期市場空 間）。 熱電機組額外進行“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），則基本場景改造費用總額為 175.8~276.6 億元（對應(yīng) “十四五”市場空間），理想場景改造費用為 527.4~829.8 億元（對應(yīng)遠期市場空間）。

歷經(jīng) 2021 年的業(yè)績承壓和 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)和電力市場化改革不斷推進的背景下，煤電企業(yè)有望在“十四五”迎來量價齊升，實現(xiàn) 業(yè)績持續(xù)改善。 從電量角度看，若假定“十四五”期間 GDP增速為 4.5%，電力消費彈性系數(shù)為 1.2，則可 得到“十四五”期間平均全社會用電量增速為 5.4%左右。且 2021 年全社會用電量增速 10.3%，“十四五”剩余年份全社會用電量增速大概率出現(xiàn)“前低后高”的趨勢。保守估計 風(fēng)電光伏新能源“十四五”年均新增裝機 150GW，設(shè)備利用小時數(shù)保持基本穩(wěn)定（風(fēng)電年 利用小時數(shù) 2100 小時，光伏年利用小時數(shù) 1200 小時），預(yù)計 2025 年新能源發(fā)電量占比可 達到 20%左右。

即便“十四五”期間，新能源將在電力系統(tǒng)中實現(xiàn)快速度高比例的滲透，持續(xù)穩(wěn)定的用電 需求增長也將帶動煤電電量的正增長。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，并持續(xù)至少到“十四五”結(jié)束。從電價角度看，隨著電力市場化改革的不斷推進，市場化電量占比不斷提高，各地現(xiàn)貨市 場建設(shè)的不斷開展，煤電企業(yè)有望從電能量價格上浮、輔助服務(wù)收益和容量補償三個電價 組成部分獲益。

電能量方面，2022 年以來，在加強落實煤炭保供穩(wěn)價的政策下，3~10 月動力煤中長協(xié)價 格穩(wěn)定在 719 元/噸。10 月 31 日，在現(xiàn)貨價格大幅上漲至 1595 元/噸左右的背景下，動力 煤年度長協(xié)煤價格僅由 719 元上調(diào) 9 元至 728 元/噸，體現(xiàn)了年度長協(xié)穩(wěn)價保供的特征。我 們預(yù)計動力煤長協(xié)價格將小步慢漲、整體保持穩(wěn)健，預(yù)計 2023 年度煤炭的長協(xié)價格仍然將 保持在 770 元/噸的上限價格以內(nèi)（秦皇島港 5500K）。隨著電煤長協(xié)價格的小步慢漲，現(xiàn) 行煤電電價亦有望突破目前“基準(zhǔn)價+上下浮動”的 20%浮動限制。同時，各地電力政策 也在為以煤炭為主的一次能源價格建立疏導(dǎo)機制。展望中短期，煤電電能量部分有望隨購煤成本上漲而上浮。

輔助服務(wù)方面，隨著新能源對電力系統(tǒng)的快速度高比例滲透，系統(tǒng)性調(diào)節(jié)需求將隨著日益 增大的新能源波動性和間歇性而提高，靈活性調(diào)節(jié)資源的輔助服務(wù)調(diào)用費用有望受益于供 需關(guān)系實現(xiàn)價格上漲。在“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”的輔助服務(wù)市場原則下， 輔助服務(wù)費用分?jǐn)偡秶鷮脑鹊陌l(fā)電側(cè)電源端“零和博弈”擴展至包括新能源在內(nèi)的發(fā) 電機組和市場用戶，煤電所承擔(dān)的輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用將下降；而作為可以靈活調(diào)節(jié)出力， 提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的資源，煤電可以獲得的輔助服務(wù)收益將提高。

容量補償機制是保證煤電電源成本回收，保證電力系統(tǒng)安全性和可靠性的重要支撐。在適 應(yīng)新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，煤電的系統(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螢橹鳎娏抗?yīng)為輔的備用保障電源。新能源由于其出力的間歇性 和波動性，無法獨立保障可靠電源供給；而煤電等常規(guī)電源由于新能源的電量替代作用， 長期來看發(fā)電利用小時數(shù)將持續(xù)下滑，難以通過發(fā)電收入回收固定投資成本。在高比例新 能源接入的新型電力系統(tǒng)中，容量電價作為保障常規(guī)電源固定投資成本回收的重要手段， 隨著全國統(tǒng)一電力市場的建立和電價機制的理順，有必要作為獨立的電價組成部分納入電 價體系內(nèi)。隨著“十四五”期間新一批煤電機組開工建設(shè)，在煤電電量增長有限而裝機容 量增長較快的情況下，容量補償機制有望適時建立推廣。

我們認為，國內(nèi)歷經(jīng)多輪電力供需緊缺之后，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。電 力供需緊缺的態(tài)勢下，煤電頂峰價值凸顯；電力市場化改革的持續(xù)推進下，電價趨勢有望 穩(wěn)健中小幅上漲，電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場機制有望持續(xù)推廣，容量補償電價等機制 有望出臺。雙碳目標(biāo)下的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，將持續(xù)依賴系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段的豐富和投入。展 望未來，在電力供需偏緊和電力市場化改革加速的催化下，煤電自 2021 年以來的業(yè)績持續(xù) 虧損狀態(tài)有望大幅改善，受益于電量和電價的齊升。