【2022年电力回顾：供需趋紧、电价上扬，煤电建设加速】
1、国内电力的供需矛盾变得更加尖锐了，缺电的范围和时段一直在不断扩大。
电力系统运行得实时保持平衡，这平衡包括电量和电力两方面。电力平衡说的是电力系统瞬间功率的供需状况，要求可用装机容量得大于等于最大负荷乘以（1+备用率）。要是碰上极寒极热的天气，新能源发电没达到预期，那局部顶峰装机的全部容量都满足不了尖峰负荷，这样就会出现缺电的情况。
从「十三五」开始，我国新增的装机容量大多是新能源机组贡献的。在2016到2020年这几年里，新能源新增装机量在全部新增装机量里占的比例，分别是40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。因为预计「十三五」期间电力供需会供应过剩，所以2016年之后国家就严格控制火电新增装机的增长，火电项目就出现了「三个一批」的情况，也就是取消一批、缓核一批、缓建一批。
2016 - 2020年期间，火电新增装机在全部新增装机里的占比，分别只有44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%，其增长速度越来越慢。另外，水电可继续开发的空间不够了，核电在2016 - 2018年这三年里审批建设都停了，这就使得顶峰容量的增长速度老是比最大负荷的增长速度低。2011 - 2021年，全部电源装机年均增速是12.44%，可顶峰容量增速才7.37%，而且2014年之后，两者增速的差距越来越大。顶峰容量装机的增速比全部电源装机的增速低，靠煤电为主的支撑性电源装机在总装机里占的比例一年比一年低，这就是缺电的根本原因。
2021年的时候，电力系统顶峰容量就不够了，好多地方的电力系统不是紧平衡就是得有序用电。2021年1月，因为寒潮天气等原因，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川这8个省级电网，在用电高峰时段的某些时候就得采取有序用电的办法。6 - 8月迎峰度夏的时候，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北这12个省级电网，在用电高峰的部分时段电力供应紧张，也采取了有序用电措施。到了2022年，再加上极端天气的影响，有序用电的范围进一步扩大了。8月的时候，全国有21个省级电网的用电负荷达到了新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北这些地方的电力供需情况特别紧张。
2、电力市场化改革不断加快推进，煤电的电价一直处于高位运行。
自2021年出现缺电情况起，国家就着手加快电力市场化改革向更深层次推进。2021年10月，国家发改委印发了【关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知】（发改价格[2021]1439号），让燃煤发电量全都进入电力市场，还把煤电「基准价 + 上下浮动」的浮动范围扩大到上下浮动20%（高耗能企业不受这20%比例的限制），并且推动工商业用户都进入电力市场，那些暂时没进入市场的用户就由电网企业代理购电。
2022年1月的时候，国家发改委又印发了【关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见】（发改体改[2022]118号）。这意见提到，到2025年得初步建成全国统一的电力市场体系，让国家市场和省（区、市）或者区域市场协同运作，把电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计，联合运营。要让跨省跨区的资源通过市场来配置的规模和绿色电力交易规模明显变大，初步形成对新能源、储能等发展有利的市场交易和价格机制。到2030年基本建成全国统一的电力市场体系，满足新型电力系统的要求，国家市场和省（区、市）或者区域市场联合运行，新能源全都参与市场交易，市场主体能平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围得到进一步的优化配置。
从今年开始，现货市场的建设推进速度比较快。2022年2月的时候，国家发改委能源局一起发了个【关于加快推进电力现货市场建设工作的通知】（发改办体改）[2022]129号），这个通知对现货市场建设推进的速度有要求，就是「第一批试点地区基本上在2022年要让现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上得在2022年6月底之前开始现货市场试运行。在2022年6月底之前，省间的现货交易要开始试运行，南方区域电力市场也要开始试运行」，这都是要实际落地运行的要求。并且呢，【通知】还说要让电力资源和负荷快点进入现货市场，像新能源、储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网这些新的市场主体都得加快进入。
我国电能量市场有「双轨制」的特点。「计划轨」指的是依然用优先发电电量，还用定价那一套，各省市发改委负责核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价，由电网公司接着统购统销。「市场轨」说的是在电能量方面，工商业用户和发电企业通过中长期合同以及现货市场直接进行对话竞价，从而形成市场化电价这种情况。
现在，中长期电力交易市场在全国都已经普遍建立起来了。在现货市场方面，第一批8个试点地区（南方以广东作为起步地区、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）在2022年6月底就开始了长周期结算试运行；第二批6个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）在2022年7月底之前启动了模拟试运行。从整体的交易状况来看，2022年1月到10月，全国各个地方的电力交易中心总共组织完成的市场交易电量达到了43102.4亿千瓦时，这个电量在全社会用电量里占的比重是60.1%。跟2021年全年市场化交易电量占比45.5%相比，提高了14.6个百分点。
在首批试点里，广东和山西是起步早、发展快的电力现货市场试点。广东在2022年11月11日完成了年度长周期结算试运行，山西则是在2022年3月31日完成的。到2022年上半年的时候，广东电力市场有44345家市场主体，这里面有124家发电企业和145家售电公司。从交易品种来讲，广东电力市场已经在内部同时开展好些交易了，像中长期市场交易（这里面包含年度交易、月度交易、市场合同转让交易和周交易），还有现货市场交易（日前现货市场和实时现货市场），以及可再生绿电交易和代理购电交易。截至2021年底，山西电力市场有11051家市场主体，其中包括448家发电企业、308家省内售电公司和221家跨省售电公司。从交易品种来看，山西电力市场在组织年度、季度、月度这些常规中长期交易的基础上，还创造性地开展了旬度和日度中长期交易，达成了中长期按日开市的精细市场交易。
改革刚开始的时候，电力市场里中长期合同的成交价和现货市场价格，跟当地以前的燃煤标杆电价比起来，都有所下降。广东电力市场中长期合同的均价，在2017到2021年这连续5年里都是负价差。电力市场化改革在初期不断给发电方和用电方带来红利，可同时也造成了电力供大于求的情况，还让大家有了「电改就等于降电价」这种错误的想法。2021年全国好多地方缺电，这改变了大家觉得电价只会跌不会涨的看法。山西这些现货市场比较完善的地方，电价能在很大范围内波动，能及时反映电力的供需情况。「1439」号文发布以后，因为煤电电量和工商业用户都进入市场了，电力市场交易电价就跟着涨了起来，而且一直处在高位运行。山西月度滚动交易加权价和日前/实时月度现货结算点均价，分别在3月和5月超过了煤电基准价；广东中长期均价从今年开始就一直比煤电基准价高，现货结算点均价在2 - 3月和6月之后，都出现了比煤电基准价大幅上涨的情况。
与此同时，工商业用户的电价已经开始分类别上涨了。按照国家发改委【关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知】的说法，高耗能企业的市场交易电价不受20%上浮幅度的限制。电网代理购电业务针对高耗能企业规定：「原则上得直接参与市场交易，暂时无法直接参与的，由电网企业代理购电，用电价格是电网企业代理购电价格的1.5倍。」2022年5月，浙江省发改委能源局一起发布了【关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）】，把部分符合条件的高耗能企业的电价提高了0.172元/kWh。
在辅助服务市场这块，依据新版「两个细则」，辅助服务成本慢慢向用户和新能源机组疏导、转移，发电企业和市场化用户一起分摊费用。2021年12月，国家能源局发布了【电力并网运行管理规定】（国能发监管规[2021]60号）、【电力辅助服务管理办法】（国能发监管规〔2021〕61号），这就是新版「两个细则」，用来替换2006年发布的【发电厂并网运行管理规定】（电监市场[2006]42号）、【并网发电厂辅助服务管理暂行办法】（电监市场[2006]43号）这旧版「两个细则」。这次修订和调整重点在四个方面，即扩大主体范围、增加交易品种、完善补偿机制和形成价格传导，把辅助服务补偿和分摊机制理清楚，推动辅助服务费用分摊传导到用户侧和那些没提供服务的发电单元。
新版「两个细则」出来了。按照「谁提供，谁获利；谁受益，谁承担」这种市场化公平原则，以前辅助服务费用都让火电机组分摊的情况会改变。分摊的成员和电量范围变大以后，火电机组分摊的辅助服务费用可能会降低。新版「两个细则」确定了用户侧资源的市场主体地位，用户侧可调节负荷能参与的服务有调频、备用、需求响应这些，政策方面的阻碍有望更快破除。新版「两个细则」对储能等可调节负荷有好处。新能源发电分摊的辅助服务费用会增多，收益率有下降的压力。
在新能源占比不断提高的新型电力系统里，容量补偿这块儿呢，新能源的出力有随机性、波动性还有间歇性的特点，光靠新能源是没办法替代传统机组的顶峰容量的。所以啊，像煤电这样的常规能源，在系统里的角色会慢慢从保障电力电量的主要电源，转变成以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。在这个转变过程中，煤电等常规电源的发电利用小时数会一直下降，这样一来，就很难只靠电能量市场的收入来收回固定投资成本了。容量电价是保障常规电源能收回固定投资成本的重要方式，随着电力市场机制改革，它很可能会作为独立的电价组成部分被纳入电价体系当中。
现在只有山东开展了容量补偿市场。2020年4月，山东省发改委出台了【关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知】（鲁发改价格〔2020〕622号），开始向用户收容量补偿费用，每千瓦时0.0991元（含税）。2022年11月，国网山东电力公司和山东电力交易中心发布了【关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告】，在容量补偿费用收取这块引入深谷和尖峰系数还有执行时段，用市场化机制调节容量收费时段，从而调节电力供需。
3、煤电企业经营状况边际上有所好转，企业业绩有了分化。
从2021年一季度起，动力煤的现货价就大幅往上飙，到三季度的时候都突破2000元/吨了。我们算过，在「1439」号文发布之后，全国煤电电价按最高能上浮20%来算（也就是0.4397元/kWh），能达到盈亏平衡的煤炭平均价大概是875元/吨上下（秦皇岛港5500K），这和动力煤现货价涨起来的情况比，差得远呢。电煤成本把业绩拖得厉害，2021年四季度的时候，那些主要的煤电上市公司，净利润都亏得一塌糊涂。
2021年12月的时候，国家发改委经济运行局出台了【2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)】，要求发电供热企业在年度用煤量里把进口煤扣除之后，得让中长期供需合同全都覆盖到。2022年2月，国家发改委又发布了【关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知】（发改价格〔2022〕303号），规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易的价格范围是每吨570 - 770元（含税）。从这开始，2022年的电煤因为长协「量和价都能保」，实际上就进入到行政化保供的状态了。发改委不断加大电煤长协保供的力度，还提出「严格落实三个100%（就是合同签约率、履约率、价格政策执行情况）」，这样电煤长协的覆盖率和履约率就不断提高了，煤电企业的经营状况也慢慢变好了。不过，因为电煤长协保供政策在一些企业里没落实好，所以煤电企业的业绩就有了分化。
4、政策更着重于安全保供，煤电投资不降反升。
「十三五」那时候，国家发改委等16个部委一起印发了【关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见】，这之后煤电投资建设的速度一下子就降下来了。【意见】里说「‘十三五’期间，全国要停建和缓建1.5亿千瓦的煤电产能，到2020年的时候，全国煤电装机规模得控制在11亿千瓦以内」。2020年呢，全国煤电实际装机是10.8亿千瓦，这就说明煤电停缓建政策的执行效果很显著。不过，煤电项目停缓建也让电力系统顶峰容量裕度快速消耗掉了，结果就引起了「十四五」期间电力供需紧张的问题。
2021年开始经常缺电之后，国家能源政策就开始调整了。从政策方面来说，2021年7月的时候，中共中央政治局首次提出「先立后破」，重点强调能源供应和保障安全。2022年8月四川缺电之后，国家能源局在对迎峰度夏电力保供重新动员、重新布置工作的时候提到，国家能源局已经开始一个省一个省地催促，让大家快点核准支撑性电源，快点开工建设，早点投入运行。2022年10月的「二十大」报告又一次强调「先立后破」，要有计划、分步骤地实施碳达峰行动。在很多场合，高频次、高规格地强调这个事儿，就表明政策朝着保障能源供应安全这个方向调整了。
从投资额方面来说，2021年下半年开始有缺电的情况，这一情况起到了推动作用。从2021年四季度起，火电投资额就不再像之前那样持续多年下跌了，而是迎来了上升的转折点。2020年之后，火电投资同比一直是下降的状态，到了2021年也只是稍微有点回升。今年特别是下半年之后，火电投资增长得特别多，改变了原来下跌的态势，累计同比一直在往上升，每个月的增速都在提高。
从项目核准的情况来讲，2022年煤电项目核准的速度加快得超出了预期。在2021年初「碳达峰 - 碳中和」行动目标发布之后，煤电项目核准就差不多处于停滞状态了。2021年的第二到第三季度，核准的煤电项目装机容量总共大概是3.3GW。不过呢，2021年9月底限电事件出现之后，煤电项目核准又重新加快速度了，2021年第四季度核准项目的装机容量达到了11GW。煤电项目核准这种快速的节奏在2022年一直持续着。2022年第三季度核准的煤电项目装机容量是28.7GW，10月这一个月新核准项目的装机容量就有15.12GW，煤电项目核准就像走上了快车道一样。
2022年煤电项目核准的情况表明，新增核准的煤电项目大多集中在广东、江苏、浙江这些沿海的经济发达省份。另外，像安徽、江西、贵州、湖南等华中地区缺电比较严重的地方，也核准了一部分新增装机项目。依据「十三五」期间火电新增装机情况以及对「十四五」新增装机情况的预估，考虑到火电装机有2 - 4年的产能周期，「十三五」时对煤电项目停缓建政策的遏制作用在「十四五」的前半段就已经体现出来了。按照近五年火电投产的情况来看，我们预计今明两年每年能够投产的火电新增装机大概是4000万千瓦；从2021年开始的煤电项目新增热潮，其效果会在「十四五」后期显现，核准加速阶段增加的煤电机组有希望在2024年左右并网投产。
【2023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善】
1、顶峰的时候缺口急需补充，煤电作为兜底保障电源，重要性凸显出来了。
顶峰电力供需平衡是这么定义的：各种电源装机的累计顶峰容量（就是在各种工况下都能稳定出力的电源装机容量），减去备用的部分后，要大于或者等于尖峰负荷。备用率呢，可以参考【国家能源局关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知】（国能发电力〔2020〕12号）里提到的合理备用率，全国平均水平大概是13%。
尖峰负荷这块儿，第三产业和城乡居民用电量的占比在慢慢上升呢。这两部分的用电量受季节影响比较大（工业用电就相对稳定些），所以最大负荷的增长速度会比全社会用电量的增速高，根据经验大概要高出1个百分点。把最大负荷增速（按照用电量增速再加1%估算出来的值）和全国主要电网总共的最高用电负荷作对比，从「十三五」到现在，两者的相似度挺高的。这样的话，就可以用最大负荷增速（估算出来的）来预估年最大负荷增速了。2021年全国最高用电负荷是11.92亿千瓦，这个数值出现在「迎峰度夏」的时候；2022年国家电网已经出现的最高负荷是10.69亿千瓦，南方电网已经出现的最高负荷是2.23亿千瓦，加起来就是12.92亿千瓦。
顶峰容量这块儿，「十四五」的时候，除了煤电之外，其他电源顶峰容量加起来预计还不到2亿千瓦呢。像水电、抽水蓄能、核电这些建设期比较长的电源资源，只有在「十三五」就已经开工的项目，才有可能在「十四五」期间实现并网投产。就拿水电来说，按照「十三五」期间的在建项目来算，预计「十四五」期间投产的容量大概是5000万千瓦；抽水蓄能呢，按照【抽水蓄能中长期发展规划（2021 - 2035年）】来计算，「十四五」期间投产容量差不多是3000万千瓦；核电按照【「十四五」现代能源体系规划】计算，「十四五」期间投产容量大约是2000万千瓦。电化学储能按照【储能产业研究白皮书2021】计算，「十四五」投产规模约为3000万千瓦。根据最近五年气电装机投产的情况来看，「十四五」期间气电装机预计会新增5000万千瓦左右。风光新能源装机保守估计的话，「十四五」期间每年平均新增装机150GW，这里面风电和太阳能发电装机的占比是4 : 6。
这么算下来就能知道：「十四五」这期间，除了煤电之外的其他电源，总共装机能达到9.6亿千瓦，不过呢，顶峰容量预计也就新增加1.986亿千瓦。其中在2021年的时候，已经并网的顶峰容量是4090万千瓦，预计在2022 - 2025年这段时间里，除了煤电之外，还能用来顶峰的容量就只剩下1.58亿千瓦了。
国网能源研究院称，「十四五」原本规划的煤电装机是1.5亿千瓦。2021年已经有2900万千瓦的煤电投产了，这么算的话，按照原来的规划，2022 - 2025年煤电剩下能装机的就只有1.21亿千瓦左右了。假如「十四五」期间GDP平均增长速度是4.5%，电力消费弹性系数假定为1.2，那么「十四五」期间用电量平均增长速度大概是5.4%，尖峰负荷增长速度预计是6.4%。要是按照「十四五」煤电装机就规划1.5亿千瓦来算的话，在需求侧响应最多能覆盖5%尖峰负荷这个假设下，就会得出「十四五」期间煤电装机大概差0.99亿千瓦；要是不考虑需求侧响应，煤电装机差的就大概是1.20亿千瓦了。所以啊，按照原来规划的「十四五」煤电装机规模，离满足顶峰容量的需求差得远呢，缺口很明显。
2、新的装机核准速度加快了，原来停建、缓建的机组有希望更快投入运营。
煤电停缓建情况分析：很多停缓建项目已经完成前期的可研、立项以及报建审批工作，这样就能更快开工。2016年4月，国家发改委能源局一起发布了【关于促进我国煤电有序发展的通知】（发改能源[2016]565号），这个通知提出要建立煤电规划建设风险预警机制，严格控制煤电新增规模，还有煤电「取消一批、缓核一批、缓建一批」的「三个一批」政策。2016年9月，国家能源局发布了【关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知】（国能电力[2016]244号），把「取消一批」的政策给落实了，还公布了总规模为1240万千瓦的煤电项目取消清单。
煤电项目要正式开工，煤电企业得先完成相关可行性研究和别的报建材料，然后进行42项报建审批。设计部门有住房城乡建设部门、交通运输部门、国土资源部门、水利部门、海洋部门、环境保护部门等等，这得花不少时间。煤电停缓建项目很多已经完成了一部分报建审批流程，政策一有变动就能更快开工。
煤电项目核准新增情况分析：新增的开工容量挺多的，煤电项目核准速度变快了。2022年8月四川缺电之后，国家能源局在对迎峰度夏电力保供再次动员、再次安排工作时提到，他们已经开始提前考虑「十四五」中后期电力保供的办法了，按照「适度超前」的原则做好「十四五」电力规划中期的评估调整工作，保证「十四五」末期全国和重点地区电力供需平衡。具体的办法有，逐个省份去督促，让他们加快支撑性电源的核准、开工、建设速度，让电源尽早投入运行。根据界面新闻的消息，今年9月，国家发改委开了个煤炭保供会，会上提出今明两年火电要新开工1.65亿千瓦。新开工项目的容量很大，差不多和「十四五」煤电预计的装机量一样。
要是「十三五」的时候煤电项目停缓建的容量有1.5亿千瓦，这其中已经在原来的「十四五」煤电项目规划里释放了1亿千瓦的话，那现在处于停缓建状态的煤电项目大概就是5000万千瓦了。这些项目都已经完成或者大部分完成报建审批流程了，现在能直接开工的计划外煤电项目差不多有5000万千瓦。从项目新核准的情况来看，到现在已经公开的2022年煤电新增项目核准总量是6206万千瓦，这里面2022年三季度和10月加起来新核准的有4382万千瓦。
3、煤电产能释放的节奏受到投资决策流程和建设周期的限制。
从投资能力方面来说，「十三五」那时候，主要的煤电企业收入状况挺稳定的，现金流还稍微涨了一点。不过到了2021年，煤价一涨，煤电企业的业绩就承受了很大的压力，现金流也明显受了重创，再投资的能力就被影响得挺厉害的。随着电煤保供政策一步步落实，煤电企业在2022年经营状况变好了，投资能力也恢复了一些，这就给新一轮煤电投资建设周期的启动打下了一定的基础。
从投资意愿来讲，新型电力系统里新能源占比越来越高，在这种情况下，煤电得慢慢给新能源发电让出电量空间，煤电电量的占比会越来越少。那些并网运行寿命超过30年的煤电机组，发电利用小时数可能逐年下降，这样就会影响煤电项目的投资收益。投资收益不确定，煤电集团想加大投资的意愿就会受影响。在新能源占比逐渐升高的新型电力系统里，煤电机组的定位会从以前的主体电源变成支撑性、调节性电源。所以，煤电投资建设还得靠像辅助服务市场、容量市场这样的系统调节性补偿市场机制来推动。
从建设周期来讲，煤电机组项目从开始建设到并网发电得经历不少流程，像厂房浇筑、设备吊装、锅炉点火调试啥的，完成这些流程差不多得花近20个月才能并网发电呢。而且，新的煤电项目还得准备相关材料，集团内部要做投资决策，项目报建审批这些前期工作，这花费的时间就更长了。所以说，煤电产能释放至少得有2年以上的建设周期。就算现在赶紧加快煤电项目审批速度，1.6亿千瓦新开工的煤电项目最早也得在「十四五」末期才能正式投产运营，想在短期内缓解电力供应短缺的情况是挺难的。
在火电投资加快的情况下，设备市场有了机遇期。
就单个煤电项目投资而言，拿某个有两台百万千瓦超超临界空冷煤电机组的项目来说，这个项目总的静态工程投资大概是66.9亿元，算下来单位投资是3343元/kW。从成本构成来讲，煤电主辅生产工程在静态投资额里占的比重达到了86.1%，这里面热力系统在静态投资额里占的比重是49.39%，这是煤电项目投资里最主要的部分。从设备投资方面看，煤电机组项目里锅炉机组、汽轮发电机组和热力系统汽水管道这三部分投资比较高，在热力系统投资费用里排在前三。其中，锅炉机组投资大概是15.25亿元，单位投资算下来是1453元/kW；汽轮发电机组投资大概是8.52亿元，单位投资是425.86/kW；热力系统汽水管道总的投资大概是4.33亿元，按照总的汽水质量5770吨来算，单位投资是7.5万元/吨。
所以呢，如果按照「十四五」新增煤电装机1.6亿千瓦的规划来算的话，锅炉机组的投资额大概是2324.8亿元，汽轮发电机组投资额差不多是681.37亿元，热力系统汽水管道投资额约为345.6亿元。
「十三五」的时候，火电新增装机跟「十二五」比大幅下滑。但这一轮的新增煤电装机规划，会改变火电投资建设一直下滑的情况，还能让火电设备的市场变大。从短期和中期看，新增煤电装机可能会让火电设备投资空间增长得比预期还快。要是按照「十四五」新增煤电装机规划是1.6亿千瓦来算，「十四五」新增煤电装机能达到3.1亿千瓦左右，跟「十三五」比，同比增速是32.37%。从长远看，「十五五」期间，随着新能源进一步推广，居民和三产用电占比上升，尖峰负荷需求会不断增加。顶峰电源新增装机的需求会一直有，因为新能源顶峰能力不够，其他顶峰电源产能周期长这个情况还是这样。为了满足顶峰负荷需求，煤电装机还是有发展空间的，煤电设备的市场空间也有望继续扩大。
系统调节资源一天比一天稀缺，煤电灵活性改造正在加速进行。
煤电灵活性改造是从2016年开始的。6月和7月的时候，国家能源局分别挑出了22个煤电灵活性改造的试点项目，这些项目总的容量加起来大概有1700万千瓦呢。这么做主要是为了让煤电机组能够深度调峰，提升系统调峰和新能源消纳的能力。就在同一年，【电力发展「十三五」规划】提到，「十三五」期间，热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模大概分别是1.33亿千瓦和8600万千瓦，总共是2.2亿千瓦。等改造完了，调峰能力会增加4600万千瓦，其中「三北」地区会增加4500万千瓦。可是呢，最后的改造结果没有达到预期，实际完成的改造量差不多就6000万千瓦。
在新型电力系统里，新能源占比越来越高是个大背景，这种情况下新能源渗透率也不断上升，这就使得系统调节能力的需求跟着提高了。在打造适应新能源占比逐步增加的新型电力系统时，系统调节资源不够用，这是推动煤电灵活性改造的最大动力。另外，随着电力市场化改革持续推进，各个地方慢慢建立起以竞价交易和共同分摊为核心的调峰辅助服务市场机制，市场成员也逐渐认可了调峰辅助服务的价值。最后，在「碳达峰 - 碳中和」这个能源转型的大背景下，煤电在电力系统里的功能定位会从主要电源快速变成支撑性、调节性电源。要保证电力系统安全，让新能源能被正常消纳，煤电就得进行大量的灵活性改造。
现在，按照改造机组和要达成的目的来分，煤电灵活性改造有两条技术路线，就是纯凝机组改造和热电机组改造。纯凝机组不供热，只要对锅炉本体改造就行。热电机组得供热，在调节电力输出的时候还得保证供热，所以除了改造锅炉本体，还得另外加装置，这样才能实现「热电解耦」。锅炉本体改造呢，就是对燃烧、制粉系统还有宽负荷脱硝进行改造，能让煤电机组的负载率最低到20%，一台的总改造成本大概在1000万到2000万元。热电机组改造能选的技术路线有热水蓄热、固体电蓄热锅炉，还有电极式锅炉 + 热水蓄热这些，改造的效果和成本因为技术路线不一样会有差别。
「十三五」那时候，被当作灵活性改造试点的机组，容量大多是在30万千瓦到60万千瓦之间。2020年的时候，30万千瓦和60万千瓦的存量煤电机组加起来有7.6亿千瓦。要是假定每台煤电机组平均的额定功率是45万千瓦，【全国煤电机组改造升级实施方案】里提到，「十四五」完成2亿千瓦的灵活性改造是基本的情况；要是把30万千瓦和60万千瓦的存量煤电机组，80%进行改造，20%退役，这就是理想的情况了。同时假定纯凝机组和供热机组各占总容量的一半，热电机组改造后平均能新增20%的调峰能力。那么，煤电灵活性改造在市场上的投资空间就是：
要是本体改造把全部煤电灵活性改造都涵盖了，那么基本场景下改造费用总共是44.4到88.8亿元（这对应的是「十四五」的市场空间），理想场景下改造费用是133.2到266.4亿元（对应的是远期市场空间）。热电机组要是额外做「热电解耦」改造的话，不同技术路线的改造成本范围在每千瓦879到1383元（这是单位新增调峰能力的改造成本），这样基本场景下改造费用总额就是175.8到276.6亿元（对应的是「十四五」市场空间），理想场景下改造费用就是527.4到829.8亿元（对应的是远期市场空间）。
6、因为量价都上升了，煤电运营商的业绩有希望一直变好。
2021年业绩受压，2022年有了些边际上的改善。在新能源占比越来越高的新型电力系统不断适应发展，还有电力市场化改革持续推进的情况下，煤电企业在「十四五」时期很可能量价都往上走，业绩不断变好。从电量方面来说，如果假设「十四五」期间GDP的增速是4.5%，电力消费弹性系数为1.2，那么算下来「十四五」期间全社会用电量平均增速大概是5.4%。2021年全社会用电量增速是10.3%，「十四五」剩下的年份全社会用电量增速很可能是「前低后高」的情况。保守估计一下，风电光伏这些新能源在「十四五」期间每年平均新增装机150GW，设备利用小时数基本保持稳定（风电每年利用小时数2100小时，光伏每年利用小时数1200小时），预计到2025年新能源发电量占比能达到20%左右。
哪怕是在「十四五」期间，新能源会快速且高比例地渗透到电力系统里，可不断稳定增长的用电需求，还是会让煤电电量正向增长。我们预计，尽管煤电电量在全电量里占的比重会一直降低，但是煤电电量新增加的量以及同比增长的速度依旧会增长，而且这种情况至少会持续到「十四五」结束。从电价方面来讲，随着电力市场化改革持续推进，市场化电量所占的比例不断升高，各地现货市场建设也不断进行，煤电企业有希望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿这三个电价组成部分得到好处。
电能量这块儿，从2022年开始，在煤炭保供稳价政策不断加强落实的情况下，3到10月的时候，动力煤的中长期协议价格一直稳定在719元/吨。10月31日那天，现货价格大幅涨到了1595元/吨左右，可动力煤年度长协煤价就只从719元往上调了9元，变成728元/吨，这就体现出年度长协稳价保供的特点了。我们估计动力煤长协价会慢慢小幅度上涨，整体上比较稳健，预计2023年煤炭长协价还是会在770元/吨这个上限价格以内（秦皇岛港5500K）。随着电煤长协价慢慢小幅度上涨，现在的煤电电价也有可能突破目前「基准价+上下浮动」的20%浮动限制。并且，各地的电力政策也正在给以煤炭为主要来源的一次能源价格建立疏导机制呢。往中短期看的话，煤电电能量这部分有可能随着购煤成本的上涨而往上浮动。
在辅助服务这块儿，新能源快速且高比例地向电力系统渗透，新能源的波动性和间歇性越来越大，这就使得系统性调节的需求跟着提高了。灵活性调节资源的辅助服务调用费，因为供需关系，价格有望上涨。按照「谁提供、谁获利；谁受益、谁承担」这个辅助服务市场的原则，辅助服务费用分摊的范围不再只是发电侧电源端的「零和博弈」了，而是扩大到包含新能源的发电机组和市场用户。这样一来，煤电承担的辅助服务分摊费用就会降低；煤电能够灵活调节出力，能提供调峰、调频、备用等辅助服务，所以煤电可得到的辅助服务收益将会增加。
容量补偿机制对煤电电源成本回收、电力系统安全可靠起着重要的支撑作用。在新能源占比不断提高的新型电力系统里，煤电的系统角色会渐渐从以保障电力电量为主的主体电源，转变成以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。新能源出力时断时续、忽高忽低，不能单独确保可靠的电源供应；而像煤电这样的常规电源，因为新能源对电量的替代，从长远看，发电利用小时数会不断下降，靠发电收入难以收回固定投资成本。在高比例新能源接入的新型电力系统中，容量电价是保障常规电源固定投资成本回收的重要方式，随着全国统一电力市场的建立和电价机制的捋顺，有必要把它作为独立的电价组成部分纳入电价体系。「十四五」期间会有新一批煤电机组开工建设，在煤电电量增长不多但装机容量增长较快时，容量补偿机制有望适时建立并推广开来。
【投资分析】
我们觉得，国内经过好几轮电力供需紧张之后，电力板块很可能迎来盈利状况变好以及价值重新评估的情况。在电力供需紧张的时候，煤电顶峰的价值就突显出来了；随着电力市场化改革不断推进，电价走势有望稳稳地小幅度上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望一直推广下去，容量补偿电价之类的机制也有望出台。在双碳目标下构建新型电力系统，会一直依靠系统调节手段不断丰富和投入。往后看，在电力供需比较紧张和电力市场化改革加快这种情况的推动下，煤电从2021年开始的业绩持续亏损状况有望大大改善，因为电量和电价都会上升。
（这篇文章只是用来参考的，不代表我们给出的任何投资方面的建议。要是想要使用相关信息的话，请查看报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】「链接」
