【2022年電力回顧：供需趨緊、電價上揚，煤電建設加速】
1、國內電力的供需矛盾變得更加尖銳了，缺電的範圍和時段一直在不斷擴大。
電力系統執行得即時保持平衡，這平衡包括電量和電力兩方面。電力平衡說的是電力系統瞬間功率的供需狀況，要求可用裝機容量得大於等於最大負荷乘以（1+備用率）。要是碰上極寒極熱的天氣，新能源發電沒達到預期，那局部頂峰裝機的全部容量都滿足不了尖峰負荷，這樣就會出現缺電的情況。
從「十三五」開始，中國新增的裝機容量大多是新能源機組貢獻的。在2016到2020年這幾年裏，新能源新增裝機量在全部新增裝機量裏占的比例，分別是40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。因為預計「十三五」期間電力供需會供應過剩，所以2016年之後國家就嚴格控制火電新增裝機的增長，火電計畫就出現了「三個一批」的情況，也就是取消一批、緩核一批、緩建一批。
2016 - 2020年期間，火電新增裝機在全部新增裝機裏的占比，分別只有44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%，其增長速度越來越慢。另外，水電可繼續開發的空間不夠了，核電在2016 - 2018年這三年裏審批建設都停了，這就使得頂峰容量的增長速度老是比最大負荷的增長速度低。2011 - 2021年，全部電源裝機年均增速是12.44%，可頂峰容量增速才7.37%，而且2014年之後，兩者增速的差距越來越大。頂峰容量裝機的增速比全部電源裝機的增速低，靠煤電為主的支撐性電源裝機在總裝機裏占的比例一年比一年低，這就是缺電的根本原因。
2021年的時候，電力系統頂峰容量就不夠了，好多地方的電力系統不是緊平衡就是得有序用電。2021年1月，因為寒潮天氣等原因，江蘇、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川這8個省級電網，在用電高峰時段的某些時候就得采取有序用電的辦法。6 - 8月迎峰度夏的時候，廣東、河南、廣西、雲南、湖南、貴州、江西、蒙西、浙江、重慶、陜西、湖北這12個省級電網，在用電高峰的部份時段電力供應緊張，也采取了有序用電措施。到了2022年，再加上極端天氣的影響，有序用電的範圍進一步擴大了。8月的時候，全國有21個省級電網的用電負荷達到了新高，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北這些地方的電力供需情況特別緊張。
2、電力市場化改革不斷加快推進，煤電的電價一直處於高位執行。
自2021年出現缺電情況起，國家就著手加快電力市場化改革向更深層次推進。2021年10月，國家發改委印發了【關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知】（發改價格[2021]1439號），讓燃煤發電量全都進入電力市場，還把煤電「基準價 + 上下浮動」的浮動範圍擴大到上下浮動20%（高耗能企業不受這20%比例的限制），並且推動工商業使用者都進入電力市場，那些暫時沒進入市場的使用者就由電網企業代理購電。
2022年1月的時候，國家發改委又印發了【關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見】（發改體改[2022]118號）。這意見提到，到2025年得初步建成全國統一的電力市場體系，讓國家市場和省（區、市）或者區域市場協同運作，把電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計，聯合營運。要讓跨省跨區的資源透過市場來配置的規模和綠色電力交易規模明顯變大，初步形成對新能源、儲能等發展有利的市場交易和價格機制。到2030年基本建成全國統一的電力市場體系，滿足新型電力系統的要求，國家市場和省（區、市）或者區域市場聯合執行，新能源全都參與市場交易，市場主體能平等競爭、自主選擇，電力資源在全國範圍得到進一步的最佳化配置。
從今年開始，現貨市場的建設推進速度比較快。2022年2月的時候，國家發改委能源局一起發了個【關於加快推進電力現貨市場建設工作的通知】（發改辦體改）[2022]129號），這個通知對現貨市場建設推進的速度有要求，就是「第一批試點地區基本上在2022年要讓現貨市場長周期連續試執行，第二批試點地區原則上得在2022年6月底之前開始現貨市場試執行。在2022年6月底之前，省間的現貨交易要開始試執行，南方區域電力市場也要開始試執行」，這都是要實際落地執行的要求。並且呢，【通知】還說要讓電力資源和負荷快點進入現貨市場，像新能源、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、微電網這些新的市場主體都得加快進入。
中國電能量市場有「雙軌制」的特點。「計劃軌」指的是依然用優先發電電量，還用定價那一套，各省市發改委負責核定不同電源的上網電價和不同使用者的銷售電價，由電網公司接著統購統銷。「市場軌」說的是在電能量方面，工商業使用者和發電企業透過中長期合約以及現貨市場直接進行對話競價，從而形成市場化電價這種情況。
現在，中長期電力交易市場在全國都已經普遍建立起來了。在現貨市場方面，第一批8個試點地區（南方以廣東作為起步地區、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅）在2022年6月底就開始了長周期結算試執行；第二批6個試點地區（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）在2022年7月底之前啟動了模擬試執行。從整體的交易狀況來看，2022年1月到10月，全國各個地方的電力交易中心總共組織完成的市場交易電量達到了43102.4億千瓦時，這個電量在全社會用電量裏占的比重是60.1%。跟2021年全年市場化交易電量占比45.5%相比，提高了14.6個百分點。
在首批試點裏，廣東和山西是起步早、發展快的電力現貨市場試點。廣東在2022年11月11日完成了年度長周期結算試執行，山西則是在2022年3月31日完成的。到2022年上半年的時候，廣東電力市場有44345家市場主體，這裏面有124家發電企業和145家售電公司。從交易品種來講，廣東電力市場已經在內部同時開展好些交易了，像中長期市場交易（這裏麵包含年度交易、月度交易、市場合約轉讓交易和周交易），還有現貨市場交易（日前現貨市場和即時現貨市場），以及可再生綠電交易和代理購電交易。截至2021年底，山西電力市場有11051家市場主體，其中包括448家發電企業、308家省內售電公司和221家跨省售電公司。從交易品種來看，山西電力市場在組織年度、季度、月度這些常規中長期交易的基礎上，還創造性地開展了旬度和日度中長期交易，達成了中長期按日開市的精細市場交易。
改革剛開始的時候，電力市場裏中長期合約的成交價和現貨市場價格，跟當地以前的燃煤標桿電價比起來，都有所下降。廣東電力市場中長期合約的均價，在2017到2021年這連續5年裏都是負價差。電力市場化改革在初期不斷給發電方和用電方帶來紅利，可同時也造成了電力供大於求的情況，還讓大家有了「電改就等於降電價」這種錯誤的想法。2021年全國好多地方缺電，這改變了大家覺得電價只會跌不會漲的看法。山西這些現貨市場比較完善的地方，電價能在很大範圍內波動，能及時反映電力的供需情況。「1439」號文釋出以後，因為煤電電量和工商業使用者都進入市場了，電力市場交易電價就跟著漲了起來，而且一直處在高位執行。山西月度捲動交易加權價和日前/即時月度現貨結算點均價，分別在3月和5月超過了煤電基準價；廣東中長期均價從今年開始就一直比煤電基準價高，現貨結算點均價在2 - 3月和6月之後，都出現了比煤電基準價大幅上漲的情況。
與此同時，工商業使用者的電價已經開始分類別上漲了。按照國家發改委【關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知】的說法，高耗能企業的市場交易電價不受20%上浮振幅的限制。電網代理購電業務針對高耗能企業規定：「原則上得直接參與市場交易，暫時無法直接參與的，由電網企業代理購電，用電價格是電網企業代理購電價格的1.5倍。」2022年5月，浙江省發改委能源局一起釋出了【關於調整高耗能企業電價的通知（征求意見稿）】，把部份符合條件的高耗能企業的電價提高了0.172元/kWh。
在輔助服務市場這塊，依據新版「兩個細則」，輔助服務成本慢慢向使用者和新能源機組疏導、轉移，發電企業和市場化使用者一起分攤費用。2021年12月，國家能源局釋出了【電力並網執行管理規定】（國能發監管規[2021]60號）、【電力輔助服務管理辦法】（國能發監管規〔2021〕61號），這就是新版「兩個細則」，用來替換2006年釋出的【發電廠並網執行管理規定】（電監市場[2006]42號）、【並網發電廠輔助服務管理暫行辦法】（電監市場[2006]43號）這舊版「兩個細則」。這次修訂和調整重點在四個方面，即擴大主體範圍、增加交易品種、完善補償機制和形成價格傳導，把輔助服務補償和分攤機制理清楚，推動輔助服務費用分攤傳導到使用者側和那些沒提供服務的發電單元。
新版「兩個細則」出來了。按照「誰提供，誰獲利；誰受益，誰承擔」這種市場化公平原則，以前輔助服務費用都讓火電機組分攤的情況會改變。分攤的成員和電量範圍變大以後，火電機組分攤的輔助服務費用可能會降低。新版「兩個細則」確定了使用者側資源的市場主體地位，使用者側可調節負荷能參與的服務有調頻、備用、需求響應這些，政策方面的阻礙有望更快破除。新版「兩個細則」對儲能等可調節負荷有好處。新能源發電分攤的輔助服務費用會增多，收益率有下降的壓力。
在新能源占比不斷提高的新型電力系統裏，容量補償這塊兒呢，新能源的出力有隨機性、波動性還有間歇性的特點，光靠新能源是沒辦法替代傳統機組的頂峰容量的。所以啊，像煤電這樣的常規能源，在系統裏的角色會慢慢從保障電力電量的主要電源，轉變成以電力支撐為主、電量供應為輔的備用保障電源。在這個轉變過程中，煤電等常規電源的發電利用小時數會一直下降，這樣一來，就很難只靠電能量市場的收入來收回固定投資成本了。容量電價是保障常規電源能收回固定投資成本的重要方式，隨著電力市場機制改革，它很可能會作為獨立的電價組成部份被納入電價體系當中。
現在只有山東開展了容量補償市場。2020年4月，山東省發改委出台了【關於電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知】（魯發改價格〔2020〕622號），開始向使用者收容量補償費用，每千瓦時0.0991元（含稅）。2022年11月，國網山東電力公司和山東電力交易中心釋出了【關於釋出2023年容量補償分時峰谷系數及執行時段的公告】，在容量補償費用收取這塊引入深谷和尖峰系數還有執行時段，用市場化機制調節容量收費時段，從而調節電力供需。
3、煤電企業經營狀況邊際上有所好轉，企業業績有了分化。
從2021年一季度起，動力煤的現貨價就大幅往上飆，到三季度的時候都突破2000元/噸了。我們算過，在「1439」號文釋出之後，全國煤電電價按最高能上浮20%來算（也就是0.4397元/kWh），能達到盈虧平衡的煤炭平均價大概是875元/噸上下（秦皇島港5500K），這和動力煤現貨價漲起來的情況比，差得遠呢。電煤成本把業績拖得厲害，2021年四季度的時候，那些主要的煤電上市公司，凈利潤都虧得一塌糊塗。
2021年12月的時候，國家發改委經濟執行局出台了【2022年煤炭中長期合約簽訂履約工作方案(征求意見稿)】，要求發電供熱企業在年度用煤量裏把進口煤扣除之後，得讓中長期供需合約全都覆蓋到。2022年2月，國家發改委又釋出了【關於進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知】（發改價格〔2022〕303號），規定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易的價格範圍是每噸570 - 770元（含稅）。從這開始，2022年的電煤因為長協「量和價都能保」，實際上就進入到行政化保供的狀態了。發改委不斷加大電煤長協保供的力度，還提出「嚴格落實三個100%（就是合約簽約率、履約率、價格政策執行情況）」，這樣電煤長協的覆蓋率和履約率就不斷提高了，煤電企業的經營狀況也慢慢變好了。不過，因為電煤長協保供政策在一些企業裏沒落實好，所以煤電企業的業績就有了分化。
4、政策更著重於安全保供，煤電投資不降反升。
「十三五」那時候，國家發改委等16個部委一起印發了【關於推進供給側結構性改革，防範化解煤電產能過剩風險的意見】，這之後煤電投資建設的速度一下子就降下來了。【意見】裏說「‘十三五’期間，全國要停建和緩建1.5億千瓦的煤電產能，到2020年的時候，全國煤電裝機規模得控制在11億千瓦以內」。2020年呢，全國煤電實際裝機是10.8億千瓦，這就說明煤電停緩建政策的執行效果很顯著。不過，煤電計畫停緩建也讓電力系統頂峰容量裕度快速消耗掉了，結果就引起了「十四五」期間電力供需緊張的問題。
2021年開始經常缺電之後，國家能源政策就開始調整了。從政策方面來說，2021年7月的時候，中共中央政治局首次提出「先立後破」，重點強調能源供應和保障安全。2022年8月四川缺電之後，國家能源局在對迎峰度夏電力保供重新動員、重新布置工作的時候提到，國家能源局已經開始一個省一個省地催促，讓大家快點核準支撐性電源，快點開工建設，早點投入執行。2022年10月的「二十大」報告又一次強調「先立後破」，要有計劃、分步驟地實施碳達峰行動。在很多場合，高頻次、高規格地強調這個事兒，就表明政策朝著保障能源供應安全這個方向調整了。
從投資額方面來說，2021年下半年開始有缺電的情況，這一情況起到了推動作用。從2021年四季度起，火電投資額就不再像之前那樣持續多年下跌了，而是迎來了上升的轉折點。2020年之後，火電投資同比一直是下降的狀態，到了2021年也只是稍微有點回升。今年特別是下半年之後，火電投資增長得特別多，改變了原來下跌的態勢，累計同比一直在往上升，每個月的增速都在提高。
從計畫核準的情況來講，2022年煤電計畫核準的速度加快得超出了預期。在2021年初「碳達峰 - 碳中和」行動目標釋出之後，煤電計畫核準就差不多處於停滯狀態了。2021年的第二到第三季度，核準的煤電計畫裝機容量總共大概是3.3GW。不過呢，2021年9月底限電事件出現之後，煤電計畫核準又重新加快速度了，2021年第四季度核準計畫的裝機容量達到了11GW。煤電計畫核準這種快速的節奏在2022年一直持續著。2022年第三季度核準的煤電計畫裝機容量是28.7GW，10月這一個月新核準計畫的裝機容量就有15.12GW，煤電計畫核準就像走上了快車道一樣。
2022年煤電計畫核準的情況表明，新增核準的煤電計畫大多集中在廣東、江蘇、浙江這些沿海的經濟發達省份。另外，像安徽、江西、貴州、湖南等華中地區缺電比較嚴重的地方，也核準了一部份新增裝機計畫。依據「十三五」期間火電新增裝機情況以及對「十四五」新增裝機情況的預估，考慮到火電裝機有2 - 4年的產能周期，「十三五」時對煤電計畫停緩建政策的遏制作用在「十四五」的前半段就已經體現出來了。按照近五年火電投產的情況來看，我們預計今明兩年每年能夠投產的火電新增裝機大概是4000萬千瓦；從2021年開始的煤電計畫新增熱潮，其效果會在「十四五」後期顯現，核準加速階段增加的煤電機組有希望在2024年左右並網投產。
【2023年煤電新周期開啟：投資繼續加速、業績有望持續改善】
1、頂峰的時候缺口急需補充，煤電作為兜底保障電源，重要性凸顯出來了。
頂峰電力供需平衡是這麽定義的：各種電源裝機的累計頂峰容量（就是在各種工況下都能穩定出力的電源裝機容量），減去備用的部份後，要大於或者等於尖峰負荷。備用率呢，可以參考【國家能源局關於釋出2023年煤電規劃建設風險預警的通知】（國能發電力〔2020〕12號）裏提到的合理備用率，全國平均水平大概是13%。
尖峰負荷這塊兒，第三產業和城鄉居民用電量的占比在慢慢上升呢。這兩部份的用電量受季節影響比較大（工業用電就相對穩定些），所以最大負荷的增長速度會比全社會用電量的增速高，根據經驗大概要高出1個百分點。把最大負荷增速（按照用電量增速再加1%估算出來的值）和全國主要電網總共的最高用電負荷作對比，從「十三五」到現在，兩者的相似度挺高的。這樣的話，就可以用最大負荷增速（估算出來的）來預估年最大負荷增速了。2021年全國最高用電負荷是11.92億千瓦，這個數值出現在「迎峰度夏」的時候；2022年國家電網已經出現的最高負荷是10.69億千瓦，南方電網已經出現的最高負荷是2.23億千瓦，加起來就是12.92億千瓦。
頂峰容量這塊兒，「十四五」的時候，除了煤電之外，其他電源頂峰容量加起來預計還不到2億千瓦呢。像水電、抽水蓄能、核電這些建設期比較長的電源資源，只有在「十三五」就已經開工的計畫，才有可能在「十四五」期間實作並網投產。就拿水電來說，按照「十三五」期間的在建計畫來算，預計「十四五」期間投產的容量大概是5000萬千瓦；抽水蓄能呢，按照【抽水蓄能中長期發展規劃（2021 - 2035年）】來計算，「十四五」期間投產容量差不多是3000萬千瓦；核電按照【「十四五」現代能源體系規劃】計算，「十四五」期間投產容量大約是2000萬千瓦。電化學儲能按照【儲能產業研究白皮書2021】計算，「十四五」投產規模約為3000萬千瓦。根據最近五年氣電裝機投產的情況來看，「十四五」期間氣電裝機預計會新增5000萬千瓦左右。風光新能源裝機保守估計的話，「十四五」期間每年平均新增裝機150GW，這裏面風電和太陽能發電裝機的占比是4 : 6。
這麽算下來就能知道：「十四五」這期間，除了煤電之外的其他電源，總共裝機能達到9.6億千瓦，不過呢，頂峰容量預計也就新增加1.986億千瓦。其中在2021年的時候，已經並網的頂峰容量是4090萬千瓦，預計在2022 - 2025年這段時間裏，除了煤電之外，還能用來頂峰的容量就只剩下1.58億千瓦了。
國網能源研究院稱，「十四五」原本規劃的煤電裝機是1.5億千瓦。2021年已經有2900萬千瓦的煤電投產了，這麽算的話，按照原來的規劃，2022 - 2025年煤電剩下能裝機的就只有1.21億千瓦左右了。假如「十四五」期間GDP平均增長速度是4.5%，電力消費彈性系數假定為1.2，那麽「十四五」期間用電量平均增長速度大概是5.4%，尖峰負荷增長速度預計是6.4%。要是按照「十四五」煤電裝機就規劃1.5億千瓦來算的話，在需求側響應最多能覆蓋5%尖峰負荷這個假設下，就會得出「十四五」期間煤電裝機大概差0.99億千瓦；要是不考慮需求側響應，煤電裝機差的就大概是1.20億千瓦了。所以啊，按照原來規劃的「十四五」煤電裝機規模，離滿足頂峰容量的需求差得遠呢，缺口很明顯。
2、新的裝機核準速度加快了，原來停建、緩建的機組有希望更快投入營運。
煤電停緩建情況分析：很多停緩建計畫已經完成前期的可研、立項以及報建審批工作，這樣就能更快開工。2016年4月，國家發改委能源局一起釋出了【關於促進中國煤電有序發展的通知】（發改能源[2016]565號），這個通知提出要建立煤電規劃建設風險預警機制，嚴格控制煤電新增規模，還有煤電「取消一批、緩核一批、緩建一批」的「三個一批」政策。2016年9月，國家能源局釋出了【關於取消一批不具備核準建設條件煤電計畫的通知】（國能電力[2016]244號），把「取消一批」的政策給落實了，還公布了總規模為1240萬千瓦的煤電計畫取消清單。
煤電計畫要正式開工，煤電企業得先完成相關可行性研究和別的報建材料，然後進行42項報建審批。設計部門有住房城鄉建設部門、交通運輸部門、國土資源部門、水利部門、海洋部門、環境保護部門等等，這得花不少時間。煤電停緩建計畫很多已經完成了一部份報建審批流程，政策一有變動就能更快開工。
煤電計畫核準新增情況分析：新增的開工容量挺多的，煤電計畫核準速度變快了。2022年8月四川缺電之後，國家能源局在對迎峰度夏電力保供再次動員、再次安排工作時提到，他們已經開始提前考慮「十四五」中後期電力保供的辦法了，按照「適度超前」的原則做好「十四五」電力規劃中期的評估調整工作，保證「十四五」末期全國和重點地區電力供需平衡。具體的辦法有，逐個省份去督促，讓他們加快支撐性電源的核準、開工、建設速度，讓電源盡早投入執行。根據界面新聞的訊息，今年9月，國家發改委開了個煤炭保供會，會上提出今明兩年火電要新開工1.65億千瓦。新開工計畫的容量很大，差不多和「十四五」煤電預計的裝機量一樣。
要是「十三五」的時候煤電計畫停緩建的容量有1.5億千瓦，這其中已經在原來的「十四五」煤電計畫規劃裏釋放了1億千瓦的話，那現在處於停緩建狀態的煤電計畫大概就是5000萬千瓦了。這些計畫都已經完成或者大部份完成報建審批流程了，現在能直接開工的計劃外煤電計畫差不多有5000萬千瓦。從計畫新核準的情況來看，到現在已經公開的2022年煤電新增計畫核準總量是6206萬千瓦，這裏面2022年三季度和10月加起來新核準的有4382萬千瓦。
3、煤電產能釋放的節奏受到投資決策流程和建設周期的限制。
從投資能力方面來說，「十三五」那時候，主要的煤電企業收入狀況挺穩定的，現金流還稍微漲了一點。不過到了2021年，煤價一漲，煤電企業的業績就承受了很大的壓力，現金流也明顯受了重創，再投資的能力就被影響得挺厲害的。隨著電煤保供政策一步步落實，煤電企業在2022年經營狀況變好了，投資能力也恢復了一些，這就給新一輪煤電投資建設周期的啟動打下了一定的基礎。
從投資意願來講，新型電力系統裏新能源占比越來越高，在這種情況下，煤電得慢慢給新能源發電讓出電量空間，煤電電量的占比會越來越少。那些並網執行壽命超過30年的煤電機組，發電利用小時數可能逐年下降，這樣就會影響煤電計畫的投資收益。投資收益不確定，煤電集團想加大投資的意願就會受影響。在新能源占比逐漸升高的新型電力系統裏，煤電機組的定位會從以前的主體電源變成支撐性、調節性電源。所以，煤電投資建設還得靠像輔助服務市場、容量市場這樣的系統調節性補償市場機制來推動。
從建設周期來講，煤電機組計畫從開始建設到並網發電得經歷不少流程，像廠房澆築、裝置吊裝、鍋爐點火偵錯啥的，完成這些流程差不多得花近20個月才能並網發電呢。而且，新的煤電計畫還得準備相關材料，集團內部要做投資決策，計畫報建審批這些前期工作，這花費的時間就更長了。所以說，煤電產能釋放至少得有2年以上的建設周期。就算現在趕緊加快煤電計畫審批速度，1.6億千瓦新開工的煤電計畫最早也得在「十四五」末期才能正式投產營運，想在短期內緩解電力供應短缺的情況是挺難的。
在火電投資加快的情況下，裝置市場有了機遇期。
就單個煤電計畫投資而言，拿某個有兩台百萬千瓦超超臨界空冷煤電機組的計畫來說，這個計畫總的靜態工程投資大概是66.9億元，算下來單位投資是3343元/kW。從成本構成來講，煤電主輔生產工程在靜態投資額裏占的比重達到了86.1%，這裏面熱力系統在靜態投資額裏占的比重是49.39%，這是煤電計畫投資裏最主要的部份。從裝置投資方面看，煤電機組計畫裏鍋爐機組、汽輪發電機組和熱力系統碳酸飲料管道這三部份投資比較高，在熱力系統投資費用裏排在前三。其中，鍋爐機組投資大概是15.25億元，單位投資算下來是1453元/kW；汽輪發電機組投資大概是8.52億元，單位投資是425.86/kW；熱力系統碳酸飲料管道總的投資大概是4.33億元，按照總的碳酸飲料品質5770噸來算，單位投資是7.5萬元/噸。
所以呢，如果按照「十四五」新增煤電裝機1.6億千瓦的規劃來算的話，鍋爐機組的投資額大概是2324.8億元，汽輪發電機組投資額差不多是681.37億元，熱力系統碳酸飲料管道投資額約為345.6億元。
「十三五」的時候，火電新增裝機跟「十二五」比大幅下滑。但這一輪的新增煤電裝機規劃，會改變火電投資建設一直下滑的情況，還能讓火電裝置的市場變大。從短期和中期看，新增煤電裝機可能會讓火電裝置投資空間增長得比預期還快。要是按照「十四五」新增煤電裝機規劃是1.6億千瓦來算，「十四五」新增煤電裝機能達到3.1億千瓦左右，跟「十三五」比，同比增速是32.37%。從長遠看，「十五五」期間，隨著新能源進一步推廣，居民和三產用電占比上升，尖峰負荷需求會不斷增加。頂峰電源新增裝機的需求會一直有，因為新能源頂峰能力不夠，其他頂峰電源產能周期長這個情況還是這樣。為了滿足頂峰負荷需求，煤電裝機還是有發展空間的，煤電裝置的市場空間也有望繼續擴大。
系統調節資源一天比一天稀缺，煤電靈活性改造正在加速進行。
煤電靈活性改造是從2016年開始的。6月和7月的時候，國家能源局分別挑出了22個煤電靈活性改造的試點計畫，這些計畫總的容量加起來大概有1700萬千瓦呢。這麽做主要是為了讓煤電機組能夠深度調峰，提升系統調峰和新能源消納的能力。就在同一年，【電力發展「十三五」規劃】提到，「十三五」期間，熱電聯產機組和常規煤電靈活性改造規模大概分別是1.33億千瓦和8600萬千瓦，總共是2.2億千瓦。等改造完了，調峰能力會增加4600萬千瓦，其中「三北」地區會增加4500萬千瓦。可是呢，最後的改造結果沒有達到預期，實際完成的改造量差不多就6000萬千瓦。
在新型電力系統裏，新能源占比越來越高是個大背景，這種情況下新能源滲透率也不斷上升，這就使得系統調節能力的需求跟著提高了。在打造適應新能源占比逐步增加的新型電力系統時，系統調節資源不夠用，這是推動煤電靈活性改造的最大動力。另外，隨著電力市場化改革持續推進，各個地方慢慢建立起以競價交易和共同分攤為核心的調峰輔助服務市場機制，市場成員也逐漸認可了調峰輔助服務的價值。最後，在「碳達峰 - 碳中和」這個能源轉型的大背景下，煤電在電力系統裏的功能定位會從主要電源快速變成支撐性、調節性電源。要保證電力系統安全，讓新能源能被正常消納，煤電就得進行大量的靈活性改造。
現在，按照改造機組和要達成的目的來分，煤電靈活性改造有兩條技術路線，就是純凝機組改造和熱電機組改造。純凝機組不供熱，只要對鍋爐本體改造就行。熱電機組得供熱，在調節電力輸出的時候還得保證供熱，所以除了改造鍋爐本體，還得另外加裝置，這樣才能實作「熱電解耦」。鍋爐本體改造呢，就是對燃燒、制粉系統還有寬負荷脫硝進行改造，能讓煤電機組的負載率最低到20%，一台的總改造成本大概在1000萬到2000萬元。熱電機組改造能選的技術路線有熱水蓄熱、固體電蓄熱鍋爐，還有電極式鍋爐 + 熱水蓄熱這些，改造的效果和成本因為技術路線不一樣會有差別。
「十三五」那時候，被當作靈活性改造試點的機組，容量大多是在30萬千瓦到60萬千瓦之間。2020年的時候，30萬千瓦和60萬千瓦的存量煤電機組加起來有7.6億千瓦。要是假定每台煤電機組平均的額定功率是45萬千瓦，【全國煤電機組改造升級實施方案】裏提到，「十四五」完成2億千瓦的靈活性改造是基本的情況；要是把30萬千瓦和60萬千瓦的存量煤電機組，80%進行改造，20%退休，這就是理想的情況了。同時假定純凝機組和供熱機組各占總容量的一半，熱電機組改造後平均能新增20%的調峰能力。那麽，煤電靈活性改造在市場上的投資空間就是：
要是本體改造把全部煤電靈活性改造都涵蓋了，那麽基本場景下改造費用總共是44.4到88.8億元（這對應的是「十四五」的市場空間），理想場景下改造費用是133.2到266.4億元（對應的是遠期市場空間）。熱電機組要是額外做「熱電解耦」改造的話，不同技術路線的改造成本範圍在每千瓦879到1383元（這是單位新增調峰能力的改造成本），這樣基本場景下改造費用總額就是175.8到276.6億元（對應的是「十四五」市場空間），理想場景下改造費用就是527.4到829.8億元（對應的是遠期市場空間）。
6、因為量價都上升了，煤電營運商的業績有希望一直變好。
2021年業績受壓，2022年有了些邊際上的改善。在新能源占比越來越高的新型電力系統不斷適應發展，還有電力市場化改革持續推進的情況下，煤電企業在「十四五」時期很可能量價都往上走，業績不斷變好。從電量方面來說，如果假設「十四五」期間GDP的增速是4.5%，電力消費彈性系數為1.2，那麽算下來「十四五」期間全社會用電量平均增速大概是5.4%。2021年全社會用電量增速是10.3%，「十四五」剩下的年份全社會用電量增速很可能是「前低後高」的情況。保守估計一下，風電光伏這些新能源在「十四五」期間每年平均新增裝機150GW，裝置利用小時數基本保持穩定（風電每年利用小時數2100小時，光伏每年利用小時數1200小時），預計到2025年新能源發電量占比能達到20%左右。
哪怕是在「十四五」期間，新能源會快速且高比例地滲透到電力系統裏，可不斷穩定增長的用電需求，還是會讓煤電電量正向增長。我們預計，盡管煤電電量在全電量裏占的比重會一直降低，但是煤電電量新增加的量以及同比增長的速度依舊會增長，而且這種情況至少會持續到「十四五」結束。從電價方面來講，隨著電力市場化改革持續推進，市場化電量所占的比例不斷升高，各地現貨市場建設也不斷進行，煤電企業有希望從電能量價格上浮、輔助服務收益和容量補償這三個電價組成部份得到好處。
電能量這塊兒，從2022年開始，在煤炭保供穩價政策不斷加強落實的情況下，3到10月的時候，動力煤的中長期協定價格一直穩定在719元/噸。10月31日那天，現貨價格大幅漲到了1595元/噸左右，可動力煤年度長協煤價就只從719元往上調了9元，變成728元/噸，這就體現出年度長協穩價保供的特點了。我們估計動力煤長協價會慢慢小振幅上漲，整體上比較穩健，預計2023年煤炭長協價還是會在770元/噸這個上限價格以內（秦皇島港5500K）。隨著電煤長協價慢慢小振幅上漲，現在的煤電電價也有可能突破目前「基準價+上下浮動」的20%浮動限制。並且，各地的電力政策也正在給以煤炭為主要來源的一次能源價格建立疏導機制呢。往中短期看的話，煤電電能量這部份有可能隨著購煤成本的上漲而往上浮動。
在輔助服務這塊兒，新能源快速且高比例地向電力系統滲透，新能源的波動性和間歇性越來越大，這就使得系統性調節的需求跟著提高了。靈活性調節資源的輔助服務呼叫費，因為供需關系，價格有望上漲。按照「誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔」這個輔助服務市場的原則，輔助服務費用分攤的範圍不再只是發電側電源端的「零和賽局」了，而是擴大到包含新能源的發電機組和市場使用者。這樣一來，煤電承擔的輔助服務分攤費用就會降低；煤電能夠靈活調節出力，能提供調峰、調頻、備用等輔助服務，所以煤電可得到的輔助服務收益將會增加。
容量補償機制對煤電電源成本回收、電力系統安全可靠起著重要的支撐作用。在新能源占比不斷提高的新型電力系統裏，煤電的系統角色會漸漸從以保障電力電量為主的主體電源，轉變成以電力支撐為主、電量供應為輔的備用保障電源。新能源出力時斷時續、忽高忽低，不能單獨確保可靠的電源供應；而像煤電這樣的常規電源，因為新能源對電量的替代，從長遠看，發電利用小時數會不斷下降，靠發電收入難以收回固定投資成本。在高比例新能源接入的新型電力系統中，容量電價是保障常規電源固定投資成本回收的重要方式，隨著全國統一電力市場的建立和電價機制的捋順，有必要把它作為獨立的電價組成部份納入電價體系。「十四五」期間會有新一批煤電機組開工建設，在煤電電量增長不多但裝機容量增長較快時，容量補償機制有望適時建立並推廣開來。
【投資分析】
我們覺得，國內經過好幾輪電力供需緊張之後，電力板塊很可能迎來盈利狀況變好以及價值重新評估的情況。在電力供需緊張的時候，煤電頂峰的價值就突顯出來了；隨著電力市場化改革不斷推進，電價走勢有望穩穩地小振幅上漲，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望一直推廣下去，容量補償電價之類的機制也有望出台。在雙碳目標下構建新型電力系統，會一直依靠系統調節手段不斷豐富和投入。往後看，在電力供需比較緊張和電力市場化改革加快這種情況的推動下，煤電從2021年開始的業績持續虧損狀況有望大大改善，因為電量和電價都會上升。
（這篇文章只是用來參考的，不代表我們給出的任何投資方面的建議。要是想要使用相關資訊的話，請檢視報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】「連結」
