電力系統運行需要實現實時平衡，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）。 當遭遇極寒極熱天氣，新能源出力不及預期時，局部頂峰 裝機全部容量亦無法滿足尖峰負荷，從而導致缺電問題發(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”期間處于供應過剩的預判，2016 年以來國家嚴控火電新增裝機增長， 火電項目出現“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 年間審批建設停滯三 年，導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 年電力系統頂峰容量已出現不足，多地發(fā)生電力系統緊平衡與有序用電。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，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，在部分 用電高峰時段電力供應緊張，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)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網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企業(yè)代理購電。

2022 年 1 月，國家發(fā)改委進一步印發(fā)《關于加快 建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改[2022]118 號），提出 2025 年初步建成 全國統一電力市場體系，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場協同運行，電力中長期、現貨、 輔助服務市場一體化設計、聯合運營，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 統一電力市場體系，適應新型電力系統要求，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯合運行， 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得到進 一步優(yōu)化配置。

今年以來，現貨市場建設推進節(jié)奏較快。2022 年 2 月，國家發(fā)改委能源局聯合發(fā)布《關于 加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改）[2022]129號），對現貨市場建設推 進節(jié)奏提出“第一批試點地區(qū)原則上 2022 年現貨市場長周期連續(xù)試運行，第二批試點地區(qū) 原則上在 2022 年 6 月底前啟動現貨市場試運行。2022 年 6 月底前，省間現貨交易啟動試 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、微電網等新型市場主體。

我國電能量市場呈現出“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電價和不同用戶的銷售電價，由電網公 司繼續(xù)進行統購統銷的情況。“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 電力市場現已在市場內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 轉讓交易和周交易），現貨市場交易（日前現貨市場和實時現貨市場），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)中長期交易的基礎上，創(chuàng)新開展旬度和日度中長期交易，實現中長期按日開市 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貨市場價格相比于當地原先燃煤標桿電 價均出現一定下降，廣東電力市場中的中長期合同均價就出現 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”的錯誤預期。2021 年全國大范圍缺電扭轉了社會對于電價“只跌不漲” 的認識。山西等現貨市場較為完備的地區(qū)，電價可以在較大范圍內實現浮動，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 之出現上漲，并持續(xù)高位運行。山西月度滾動交易加權價和日前/實時月度現貨結算點均價 分別于 3 月和 5 月超過煤電基準價；廣東中長期均價今年以來持續(xù)高于煤電基準價，現貨 結算點均價在 2~3 月和 6 月后都出現高于煤電基準價的大幅上漲。

同時，工商業(yè)用戶電價已經出現分門別類的上漲。根據國家發(fā)改委《關于進一步深化燃煤 發(fā)電上網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 代理購電業(yè)務對高耗能企業(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 由電網企業(yè)代理購電，用電價格為電網企業(yè)代理購電價格的 1.5 倍”的規(guī)定。2022 年 5 月， 浙江省發(fā)改委能源局聯合發(fā)布《關于調整高耗能企業(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。

輔助服務市場方面，立足于新版“兩個細則”，輔助服務成本逐步向用戶和新能源機組疏 導轉移，費用由發(fā)電企業(yè)和市場化用戶共同分攤。2021 年 12 月，國家能源局發(fā)布《電力 并網運行管理規(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)電廠并網運行管理規(guī) 定》（電監(jiān)市場[2006]42 號）《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場[2006]43 號 (舊版“兩個細則”)。本次修訂與調整主要體現在擴大主體范圍，豐富交易品種，完善補償機 制和形成價格傳導四個方面，理順輔助服務補償和分攤機制，并推動輔助服務費用分攤向 用戶側和未提供服務的發(fā)電單元傳導。

隨著新版“兩個細則”出臺，基于“誰提供，誰獲利；誰受益，誰承擔”的市場化公平原 則下，原先的輔助服務費用火電機組全部分攤的情況將有所改變。分攤成員和電量范圍擴 大后，火電機組分攤的輔助服務費用將有望下降；新版“兩個細則”明確用戶側資源的市 場主體地位，用戶側可調節(jié)負荷可參加的服務種類包括調頻、備用、需求響應等，政策壁 壘有望加速破除；同時，新版“兩個細則”利好儲能等可調節(jié)負荷；新能源發(fā)電分攤的輔 助服務費用將有所擴大，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機組的頂峰容量替代。因此，煤電等常 規(guī)能源的系統角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉變?yōu)橐噪娏χ螢橹鳌㈦娏抗獮?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。

目前已經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《關于電力現 貨市場容量補償電價有關事項的通知》（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，國網山東電力公司會同山東電 力交易中心發(fā)布《關于發(fā)布 2023 年容量補償分時峰谷系數及執(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及執(zhí)行時段，以市場化機制手段通過調節(jié)容量收費時 段來調節(jié)電力供需。

自 2021 年一季度開始，動力煤現貨價格大幅上漲，并在三季度突破 2000 元/噸以上。據我 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），能夠實現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大幅虧損。

2021 年 12月，國家發(fā)改委經濟運行局發(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實現中長期供需合同全覆蓋。 2022 年 2 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關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“既保量又保價”實質上進入了行政化保 供狀態(tài)。隨著發(fā)改委加大電煤長協保供力度，提出“嚴格落實三個 100%（即合同簽約率、 履約率、價格政策執(zhí)行情況）”，電煤長協覆蓋率和履約率不斷上行，煤電企業(yè)經營情況邊 際向好。但由于電煤長協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 分化。

“十三五”期間，因國家發(fā)改委等 16 部委聯合印發(fā)的《關于推進供給側結構性改革，防范 化解煤電產能過剩風險的意見》，煤電投資建設速度驟降。《意見》提出“‘十三五’期間， 全國停建和緩建煤電產能 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”。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致了電力系統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調整。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、加快開工、加快建設、盡早投運。2022 年 10 月“二十大” 報告再次強調“先立后破”，有計劃分步驟實施碳達峰行動。高頻次高規(guī)格多場合的強調代 表政策向能源供應保障安全的方向調整。

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，火電投資出現大幅增長，逆轉原先下 跌趨勢，累計同比持續(xù)攀升，增速逐月提高。

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

從 2022 年煤電項目核準情況看，煤電新增核準項目主要集中在廣東、江蘇、浙江等沿海經 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重的地區(qū)也有部分新 增裝機項目核準。根據“十三五”火電新增裝機情況及“十四五”新增裝機情況預估，考 慮到火電裝機 2~4 年的產能周期，“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。根據近五年來火電投產情況，我們預計今明兩年可各投產的火電新增裝機為 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在“十四五”后期， 核準加速階段的增量煤電機組有望于 2024 年左右實現并網投產。

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《國家能源局關于發(fā)布 2023 年煤電規(guī)劃建設風 險預警的通知》（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，出現于“迎峰度夏”；2022 年國家電網已出現 的最高負荷為 10.69 億千瓦，南方電網已出現的最高負荷為 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”期間實現并網投產。其中，水電按“十三五”在建項目計，預計“十四五” 期間投產容量約 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”期間投產容量約 3000 萬千瓦，核電按《“十四五”現代能源體系 規(guī)劃》計，“十四五”期間投產容量約 2000 萬千瓦。 電化學儲能按照《儲能產業(yè)研究白皮書 2021》計，“十四五”投產規(guī)模約 3000 萬千 瓦。 根據近五年來氣電裝機投產情況，“十四五”期間氣電裝機預計新增 5000 萬千瓦左右。 風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 計僅新增 1.986 億千瓦，其中 2021 年已并網頂峰容量 4090 萬千瓦，預計 2022-2025 年期 間，除煤電外剩余可頂峰容量僅剩 1.58 億千瓦。

據國網能源研究院，“十四五”煤電裝機規(guī)劃原為 1.5 億千瓦。2021 年煤電已投產 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“十四五” 期間 GDP 平均增速為 4.5%，電力消費彈性系數假設為 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，在需求側響應可以覆蓋最大 5%的尖峰負荷的假設下，可以得到“十四五”期間 煤電裝機缺口約為0.99億千瓦；若不考慮需求側響應，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)改委能源局聯合發(fā)布《關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)劃建設風險預警機制，嚴控煤電新增規(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 《關于取消一批不具備核準建設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)在完成相關可行性研究及其他報建材料后進行 42 項報 建審批，設計部門包括住房城鄉(xiāng)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(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。

煤電項目新增核準分析：新增開工容量較大，煤電項目核準進入快車道。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、加快開工、加快建設、盡早投運。據界面新聞 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”煤電預計裝機幾乎相當。

假設“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。 從項目新增核準情況看，目前已公開披露的 2022 年煤電新增項目核準總量為 6206 萬千瓦， 其中 2022 年三季度和 10 月份合計新增核準 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，現金流實現小幅微 漲。但 2021 年煤價上漲導致煤電企業(yè)業(yè)績承壓嚴重，現金流遭受明顯重創(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)經營情況在2022年轉好，投資能力 有所恢復，為新一輪煤電投資建設周期啟動奠定一定的條件基礎。

從投資意愿角度看，在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系統形勢下，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。在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系 統中，煤電機組的定位將從過去的主體電源向支撐性、調節(jié)性電源定位轉變。因此，煤電 的投資建設還需要以輔助服務市場、容量市場為代表的系統調節(jié)性補償市場機制加以驅動。

從建設周期的角度看，煤電機組項目從開工建設到最終并網投產，需要完成廠房澆筑、設 備吊裝、鍋爐點火調試等一系列流程后才可并網發(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備相關材料，集團內部投資決策，及項目報建審批等一系列前 期工作，所需時間更久。因此，煤電產能釋放存在至少 2 年以上的建設周期。即使現在開 始加速煤電項目審批，煤電項目新開工 1.6 億千瓦的項目預計最早也是在“十四五”末期 才能真正投產運營，電力供應短缺的局面在短期內緩解難度較大。

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 生產工程占靜態(tài)投資額比重達 86.1%，其中熱力系統占靜態(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)電機組和熱力系統汽水管道三部分 的投資額較高，排在熱力系統投資費用前三位。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； 熱力系統汽水管道總投資額約為 4.33 億元，以總汽水質量 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”出現大幅下滑的情況，本輪新增煤電裝機規(guī) 劃將扭轉火電投資建設持續(xù)下滑趨勢， 帶動提振火電設備市場空間擴大。中短期來看，新 增煤電裝機有望同步帶動火電設備投資空間超預期增長。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，總容量合計約 1700萬千瓦，其主要目的在于實現煤電機組深度調峰，提高系統 調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 產機組和常規(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期，實際完成的改造量約為 6000 萬千瓦。

在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系統背景下，新能源滲透率不斷提高帶來系統調節(jié) 能力需求提高。在構建適應新能源占比逐步提升的新型電力系統過程中，系統調節(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攤為核心的調峰輔助服務市場機制，調峰輔助服務的價值逐步 被市場成員所認可。最后，在“碳達峰-碳中和”的能源轉型背景下，煤電在電力系統的功 能定位將從主體性電源加快向支撐性、調節(jié)性電源轉變。保障電力系統安全和新能源消納， 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路線根據改造機組和實現目的不同，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“熱電解耦”。鍋爐本體改造即為燃燒、制粉系統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 據技術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 時假設純凝機組和供熱機組各占總容量一半，熱電機組改造平均新增調峰能力為 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“十四五”市場空間），理想場景改造費用為 133.2~266.4 億元（對應遠期市場空 間）。 熱電機組額外進行“熱電解耦”改造，不同技術路線改造成本范圍在 879~1383元/kW（單位新增調峰能力改造成本），則基本場景改造費用總額為 175.8~276.6 億元（對應 “十四五”市場空間），理想場景改造費用為 527.4~829.8 億元（對應遠期市場空間）。

歷經 2021 年的業(yè)績承壓和 2022 年的邊際改善，在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系 統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 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“前低后高”的趨勢。保守估計 風電光伏新能源“十四五”年均新增裝機 150GW，設備利用小時數保持基本穩(wěn)定（風電年 利用小時數 2100 小時，光伏年利用小時數 1200 小時），預計 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中實現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，各地現貨市 場建設的不斷開展，煤電企業(yè)有望從電能量價格上浮、輔助服務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 月動力煤中長協價 格穩(wěn)定在 719 元/噸。10 月 31 日，在現貨價格大幅上漲至 1595 元/噸左右的背景下，動力 煤年度長協煤價格僅由 719 元上調 9 元至 728 元/噸，體現了年度長協穩(wěn)價保供的特征。我 們預計動力煤長協價格將小步慢漲、整體保持穩(wěn)健，預計 2023 年度煤炭的長協價格仍然將 保持在 770 元/噸的上限價格以內（秦皇島港 5500K）。隨著電煤長協價格的小步慢漲，現 行煤電電價亦有望突破目前“基準價+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。

輔助服務方面，隨著新能源對電力系統的快速度高比例滲透，系統性調節(jié)需求將隨著日益 增大的新能源波動性和間歇性而提高，靈活性調節(jié)資源的輔助服務調用費用有望受益于供 需關系實現價格上漲。在“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的輔助服務市場原則下， 輔助服務費用分攤范圍將從原先的發(fā)電側電源端“零和博弈”擴展至包括新能源在內的發(fā) 電機組和市場用戶，煤電所承擔的輔助服務分攤費用將下降；而作為可以靈活調節(jié)出力， 提供調峰、調頻、備用等輔助服務的資源，煤電可以獲得的輔助服務收益將提高。

容量補償機制是保證煤電電源成本回收，保證電力系統安全性和可靠性的重要支撐。在適 應新能源占比逐漸提升的新型電力系統中，煤電的系統角色將逐步從電力電量保障的主體 電源轉變?yōu)橐噪娏χ螢橹鳎娏抗獮檩o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。隨著“十四五”期間新一批煤電機組開工建設，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，國內歷經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，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續(xù)推廣，容量補償電價等機制 有望出臺。雙碳目標下的新型電力系統建設，將持續(xù)依賴系統調節(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。