电力行业2022年度策略：电力市场化加速，煤电新周期启动

电力系统运行需要实现实时平衡，即同时包括电量平衡和电力平衡。其中，电力平衡用以 描述电力系统的瞬时功率供需情况，其要求是：可用装机容量≥最大负荷×（1+备用率）。 当遭遇极寒极热天气，新能源出力不及预期时，局部顶峰 装机全部容量亦无法满足尖峰负荷，从而导致缺电问题发生。

“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源机组。2016~2020 年间，新能源新 增装机在总新增装机中的占比分别达到 40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于对 电力供需将在“十三五”期间处于供应过剩的预判，2016 年以来国家严控火电新增装机增长， 火电项目出现“三个一批”（取消一批、缓核一批、缓建一批）的局面。

2016~2020 年间， 火电新增装机在总新增装机中的占比分别仅达到 44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%， 增速逐渐放缓。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在 2016-2018 年间审批建设停滞三 年，导致顶峰容量增速持续低于最大负荷增速。2011 年-2021 年，全电源装机增速年均 12.44%，而顶峰容量增速仅为 7.37%，且 2014 年后增速差距逐渐拉大。顶峰容量装机增 速低于全电源装机增速，以煤电为主体的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，是缺电 发生的根本原因。

2021 年电力系统顶峰容量已出现不足，多地发生电力系统紧平衡与有序用电。2021 年 1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等 8 个 省级电网，在部分用电高峰时段采取有序用电措施。6-8月迎峰度夏期间，广东、河南、广 西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等 12 个省级电网，在部分 用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。 2022 年叠加极端天气影响，有序用电范围进一步扩大。8 月全国有 21 个省级电网用电负 荷创新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张。

2021 年缺电至今，国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。2021 年 10 月，国家发 改委印发《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），推动燃煤发电量全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至 上下浮动 20%（高耗能不受 20%比例限制），同时推动工商业用户全部进入电力市场，暂 未进入市场的用户由电网企业代理购电。

2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《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），提出 2025 年初步建成 全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、 辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著 提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；2030 年基本建成全国 统一电力市场体系，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行， 新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进 一步优化配置。

今年以来，现货市场建设推进节奏较快。2022 年 2 月，国家发改委能源局联合发布《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），对现货市场建设推 进节奏提出“第一批试点地区原则上 2022 年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区 原则上在 2022 年 6 月底前启动现货市场试运行。2022 年 6 月底前，省间现货交易启动试 运行，南方区域电力市场启动试运行”的落地运行要求。同时，《通知》提出加快推动电力 资源与负荷加快进入现货市场，包括新能源、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、微电网等新型市场主体。

我国电能量市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量，沿用政 府定价体系，由各省市发改委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 司继续进行统购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分，工商业用户与发电企业通过中 长期合同和现货市场直接对话竞价，形成市场化电价的情况。

目前，中长期电力交易市场 已在全国普遍建立。现货市场中，第一批 8 个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、 山西、山东、福建、四川、甘肃）已于 2022 年 6 月底启动长周期结算试运行，第二批 6 个 试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）已于 2022 年 7 月底前启动模拟试运 行。从整体交易情况看，2022 年 1-10 月，全国各地电力交易中心累计组织完成市场交易 电量 43102.4 亿千瓦时，占全社会用电量比重为 60.1%。相比于 2021 年全年市场化交易 电量占比 45.5%提高 14.6pct。

首批试点中，广东和山西作为起步较早、发展较快的电力现货市场试点，分别于 2022 年 11 月 11 日和 3 月 31 日完成年度长周期结算试运行。截止至 2022 年上半年，广东电力市 场共有 44345 家市场主体，包括 124 家发电企业和 145 家售电公司。从交易品种看，广东 电力市场现已在市场内部同时开展中长期市场交易（包括年度交易，月度交易，市场合同 转让交易和周交易），现货市场交易（日前现货市场和实时现货市场），可再生绿电交易和代理购电交易。 截止至 2021 年底，山西电力市场共有 11051 家市场主体，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。从交易品种看，山西电力市场在组织年度、季度、 月度等常规中长期交易的基础上，创新开展旬度和日度中长期交易，实现中长期按日开市 的精细市场交易。

在改革初期，电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电 价均出现一定下降，广东电力市场中的中长期合同均价就出现 2017~2021 年连续 5 年的负 价差，电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利，但同时也形成了电力供给过剩， “电改=降电价”的错误预期。2021 年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨” 的认识。山西等现货市场较为完备的地区，电价可以在较大范围内实现浮动，及时反映电 力供需形势。“1439”号文出台后，随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随 之出现上涨，并持续高位运行。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 分别于 3 月和 5 月超过煤电基准价；广东中长期均价今年以来持续高于煤电基准价，现货 结算点均价在 2~3 月和 6 月后都出现高于煤电基准价的大幅上涨。

同时，工商业用户电价已经出现分门别类的上涨。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤 发电上网电价市场化改革的通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%的限制。电网 代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的 由电网企业代理购电，用电价格为电网企业代理购电价格的 1.5 倍”的规定。2022 年 5 月， 浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知（征求意见稿）》，对部分 符合条件的高耗能企业电价提高 0.172 元/kWh。

辅助服务市场方面，立足于新版“两个细则”，辅助服务成本逐步向用户和新能源机组疏 导转移，费用由发电企业和市场化用户共同分摊。2021 年 12 月，国家能源局发布《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）（新版“两个细则”），用以替代 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 (旧版“两个细则”)。本次修订与调整主要体现在扩大主体范围，丰富交易品种，完善补偿机 制和形成价格传导四个方面，理顺辅助服务补偿和分摊机制，并推动辅助服务费用分摊向 用户侧和未提供服务的发电单元传导。

随着新版“两个细则”出台，基于“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场化公平原 则下，原先的辅助服务费用火电机组全部分摊的情况将有所改变。分摊成员和电量范围扩 大后，火电机组分摊的辅助服务费用将有望下降；新版“两个细则”明确用户侧资源的市 场主体地位，用户侧可调节负荷可参加的服务种类包括调频、备用、需求响应等，政策壁 垒有望加速破除；同时，新版“两个细则”利好储能等可调节负荷；新能源发电分摊的辅 助服务费用将有所扩大，收益率存在下行压力。

容量补偿部分，在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，由于新能源出力存在随机性、 波动性和间歇性，单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。因此，煤电等常 规能源的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主、电量供应为 辅的备用保障电源。在这一过程中，煤电等常规电源的发电利用小时数将不断下滑，因此 难以仅通过电能量市场的收入回收固定投资成本。容量电价作为保障常规电源固定投资成 本回收的重要手段，有望随着电力市场机制的改革，作为独立的电价组成部分纳入电价体 系内。

目前已经开展容量补偿市场的地区仅有山东。2020 年 4 月山东省发改委发布《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），开始向用户征收每 千瓦时 0.0991 元（含税）的容量补偿费用。2022 年 11 月，国网山东电力公司会同山东电 力交易中心发布《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 偿费用收取部分引入深谷和尖峰系数及执行时段，以市场化机制手段通过调节容量收费时 段来调节电力供需。

自 2021 年一季度开始，动力煤现货价格大幅上涨，并在三季度突破 2000 元/吨以上。据我 们测算，以“1439”号文发布后，全国平均煤电电价按最大上浮空间 20%计（即 0.4397 元/kWh），能够实现盈亏平衡的平均煤炭价格大约为 875 元/吨左右（秦皇岛港 5500K）， 远不足以覆盖动力煤现货价格上涨情况。受电煤成本大幅拖累业绩，2021 年四季度主要煤 电上市公司净利润均出现大幅亏损。

2021 年 12月，国家发改委经济运行局发布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征 求意见稿)》，要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。 2022 年 2 月，国家发改委发布《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）中长期交易价格范围为每吨 570~770 吨（含税）。自此，2022 年电煤以长协“既保量又保价”实质上进入了行政化保 供状态。随着发改委加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个 100%（即合同签约率、 履约率、价格政策执行情况）”，电煤长协覆盖率和履约率不断上行，煤电企业经营情况边 际向好。但由于电煤长协保供政策在部分企业存在落实不到位的情形，煤电企业业绩出现 分化。

“十三五”期间，因国家发改委等 16 部委联合印发的《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》，煤电投资建设速度骤降。《意见》提出“‘十三五’期间， 全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，到 2020 年，全国煤电装机规模控制在 11 亿千瓦以 内”。2020 年，全国煤电实际装机为 10.8 亿千瓦，煤电停缓建政策执行效果明显。煤电项 目的停缓建同时也导致了电力系统顶峰容量裕度的快速消耗，进而引发“十四五”期间的 电力供需紧缺问题。

自 2021 年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整。从政策角度看，2021 年 7 月中共 中央政治局首次指出“先立后破” ，强调能源供给与保障安全。2022 年 8 月四川缺电发生 后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到，国家能源局已开 始逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。2022 年 10 月“二十大” 报告再次强调“先立后破”，有计划分步骤实施碳达峰行动。高频次高规格多场合的强调代 表政策向能源供应保障安全的方向调整。

从投资额角度看，受 2021 年下半年以来缺电情况推动，自 2021 年四季度以来，火电投资 额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点。2020 年以来，火电投资同比情况持续下降， 至2021年也仅有微弱回升。今年尤其是下半年以来，火电投资出现大幅增长，逆转原先下 跌趋势，累计同比持续攀升，增速逐月提高。

从项目核准情况看，2022 年煤电项目核准节奏超预期加快。自 2021 年初“碳达峰-碳中和” 行动目标公布以来，煤电项目核准进入相对停滞状态，2021 年 2-3 季度累计核准煤电项目 装机容量约3.3GW。然而，2021年9月底限电事件发生后，煤电项目核准重新提速，2021 年四季度核准项目装机达 11GW。煤电项目核准的快速节奏在 2022 年持续保持。2022 年 第三季度核准煤电项目装机 28.7GW，10 月单月新增核准项目装机 15.12GW，煤电项目核 准步入快车道。

从 2022 年煤电项目核准情况看，煤电新增核准项目主要集中在广东、江苏、浙江等沿海经 济发达省份；同时，安徽、江西、贵州、湖南等华中缺电情况较为严重的地区也有部分新 增装机项目核准。根据“十三五”火电新增装机情况及“十四五”新增装机情况预估，考 虑到火电装机 2~4 年的产能周期，“十三五”对煤电项目的停缓建政策遏制效果已于“十四五” 前半段显现。根据近五年来火电投产情况，我们预计今明两年可各投产的火电新增装机为 4000 万千瓦/年左右；而从 2021 年开始的煤电项目新增潮的效果将体现在“十四五”后期， 核准加速阶段的增量煤电机组有望于 2024 年左右实现并网投产。

顶峰电力供需平衡的定义是：各种电源装机的累计顶峰容量（能在各种工况下稳定出力的 电源装机容量），扣除备用后，大于或等于尖峰负荷。 备用率参考《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）中提出的合理备用率，全国平均水平约为 13%。

尖峰负荷方面，由于第三产业和城乡居民用电量占比逐步提高，两部分用电量受季节性影 响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷增速会高于全社会用电量增速，经验值约为 1 个 百分点。对比最大负荷增速（基于用电量增速+1%的估算值）和全国主要电网合计最高用 电负荷来看，“十三五”至今相似度较高，因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷 增速的估计。 2021 年全国最高用电负荷为 11.92 亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022 年国家电网已出现 的最高负荷为 10.69 亿千瓦，南方电网已出现的最高负荷为 2.23 亿千瓦，合计 12.92 亿千 瓦。

顶峰容量方面，“十四五”期间除煤电外，预计其他电源顶峰容量合计仅不到 2 亿千瓦。水电、抽蓄、核电等建设期较长的电源资源，只有“十三五”已开工的项目有望在 “十四五”期间实现并网投产。其中，水电按“十三五”在建项目计，预计“十四五” 期间投产容量约 5000 万千瓦；抽水蓄能按《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》计，“十四五”期间投产容量约 3000 万千瓦，核电按《“十四五”现代能源体系 规划》计，“十四五”期间投产容量约 2000 万千瓦。 电化学储能按照《储能产业研究白皮书 2021》计，“十四五”投产规模约 3000 万千 瓦。 根据近五年来气电装机投产情况，“十四五”期间气电装机预计新增 5000 万千瓦左右。 风光新能源装机保守估计，“十四五”期间年均新增装机 150GW，其中风电与太阳能 发电装机占比为 4:6。

由此计算得到：“十四五”期间除煤电以外的其他电源共计装机 9.6 亿千瓦，但顶峰容量预 计仅新增 1.986 亿千瓦，其中 2021 年已并网顶峰容量 4090 万千瓦，预计 2022-2025 年期 间，除煤电外剩余可顶峰容量仅剩 1.58 亿千瓦。

据国网能源研究院，“十四五”煤电装机规划原为 1.5 亿千瓦。2021 年煤电已投产 2900 万 千瓦，因此按原定规划 2022-2025 年煤电剩余装机仅为 1.21 亿千瓦左右。假设“十四五” 期间 GDP 平均增速为 4.5%，电力消费弹性系数假设为 1.2，则“十四五”期间平均用电量 增速约为 5.4%，尖峰负荷增速预计为 6.4%。若按“十四五”煤电装机规划仅为 1.5 亿千 瓦考虑，在需求侧响应可以覆盖最大 5%的尖峰负荷的假设下，可以得到“十四五”期间 煤电装机缺口约为0.99亿千瓦；若不考虑需求侧响应，则煤电装机缺口约为1.20亿千瓦。 因此，按原先规划的 “十四五”煤电装机规模远不足以满足顶峰容量的需求，存在明显缺 口。

煤电停缓建分析：停缓建项目很多已完成前期可研、立项及报建审批环节，可更快开 工。 2016 年 4 月，国家发改委能源局联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能 源[2016]565 号），提出建立煤电规划建设风险预警机制，严控煤电新增规模，以及煤电 “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 《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），落实“取 消一批”政策，并公布总量 1240 万千瓦的煤电项目取消清单。

煤电项目正式开工前，需要煤电企业在完成相关可行性研究及其他报建材料后进行 42 项报 建审批，设计部门包括住房城乡建设部门、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，所耗时间较长。而煤电停缓建项目很多已完成部分报建审批流 程，在政策变动时可更快开工。

煤电项目新增核准分析：新增开工容量较大，煤电项目核准进入快车道。2022 年 8 月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作 中提到国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好 “十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。具体 措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。据界面新闻 报道，今年 9 月，国家发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工 1.65 亿千 瓦。新增开工项目容量较大，与“十四五”煤电预计装机几乎相当。

假设“十三五”煤电项目停缓建容量 1.5 亿千瓦，已在原先“十四五”煤电项目规划中释 放 1 亿千瓦，则目前处于停缓建状态的煤电项目约为 5000 万千瓦。作为已经完成或大部完 成报建审批流程的项目，目前可直接开工的计划外煤电项目约为 5000 万千瓦左右。 从项目新增核准情况看，目前已公开披露的 2022 年煤电新增项目核准总量为 6206 万千瓦， 其中 2022 年三季度和 10 月份合计新增核准 4382 万千瓦。

从投资能力角度看，“十三五”期间，主要煤电企业营收情况较为稳定，现金流实现小幅微 涨。但 2021 年煤价上涨导致煤电企业业绩承压严重，现金流遭受明显重创，再投资能力受 到较大影响。随着电煤保供政策的不断落实，煤电企业经营情况在2022年转好，投资能力 有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定的条件基础。

从投资意愿角度看，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统形势下，煤电将逐步为新 能源发电出让电量空间，煤电电量占比将会逐渐减少，并网运行寿命达 30 年以上的煤电机 组将会面临发电利用小时逐年下降的可能情况，进而影响煤电项目的投资收益。发电收益 的不确定性影响煤电集团加大投资的投资意愿。在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系 统中，煤电机组的定位将从过去的主体电源向支撑性、调节性电源定位转变。因此，煤电 的投资建设还需要以辅助服务市场、容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。

从建设周期的角度看，煤电机组项目从开工建设到最终并网投产，需要完成厂房浇筑、设 备吊装、锅炉点火调试等一系列流程后才可并网发电，大约耗时将近 20 个月。除此之外， 新增煤电项目还需要完成准备相关材料，集团内部投资决策，及项目报建审批等一系列前 期工作，所需时间更久。因此，煤电产能释放存在至少 2 年以上的建设周期。即使现在开 始加速煤电项目审批，煤电项目新开工 1.6 亿千瓦的项目预计最早也是在“十四五”末期 才能真正投产运营，电力供应短缺的局面在短期内缓解难度较大。

从单个煤电项目的投资情况来看，以某个两台百万千瓦超超临界空冷煤电机组项目为例， 工程总静态投资约为 66.9 亿元，折合单位投资 3343 元/kW。从成本组成来看，煤电主辅 生产工程占静态投资额比重达 86.1%，其中热力系统占静态投资额比重达 49.39%，是煤 电项目投资的最主要部分。 从设备投资角度看，煤电机组项目的锅炉机组、汽轮发电机组和热力系统汽水管道三部分 的投资额较高，排在热力系统投资费用前三位。其中，锅炉机组投资额约为 15.25 亿元， 折合单位投资 1453 元/kW；汽轮发电机组投资额约为 8.52亿元，折合单位投资 425.86/kW； 热力系统汽水管道总投资额约为 4.33 亿元，以总汽水质量 5770 吨计，折合单位投资 7.5 万元/吨。

因此，若以“十四五”新增煤电装机规划 1.6 亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为 2324.8 亿元，汽轮发电机组投资额约为 681.37 亿元，热力系统汽水管道投资额约为 345.6 亿元。

相比于“十三五”火电新增装机较“十二五”出现大幅下滑的情况，本轮新增煤电装机规 划将扭转火电投资建设持续下滑趋势， 带动提振火电设备市场空间扩大。中短期来看，新 增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间超预期增长。若以“十四五”新增煤电装机规 划 1.6 亿千瓦计，“十四五”新增煤电装机将达 3.1 亿千瓦左右，较“十三五”同比增速达 32.37%。长期来看，“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三 产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求依旧长久存在，新能源顶峰能力不 足、其余顶峰电源产能周期较长的逻辑依然成立。为满足顶峰负荷需求，煤电装机仍有望 存在发展空间。煤电设备市场空间仍有望进一步扩大和持续。

煤电灵活性改造起源于 2016 年，国家能源局于 6 月和 7 月分别遴选 22 个煤电灵活性改造 试点项目，总容量合计约 1700万千瓦，其主要目的在于实现煤电机组深度调峰，提高系统 调峰和新能源消纳能力。同年，《电力发展“十三五”规划》提出：“十三五”期间热电联 产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦左右，共计 2.2 亿 千瓦，改造完成后，将增加调峰能力 4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦。但 最终改造效果不及预期，实际完成的改造量约为 6000 万千瓦。

在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统背景下，新能源渗透率不断提高带来系统调节 能力需求提高。在构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的 稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。同时，随着电力市场化改革的不断推进，各地逐 步建立以竞价交易及共同分摊为核心的调峰辅助服务市场机制，调峰辅助服务的价值逐步 被市场成员所认可。最后，在“碳达峰-碳中和”的能源转型背景下，煤电在电力系统的功 能定位将从主体性电源加快向支撑性、调节性电源转变。保障电力系统安全和新能源消纳， 需要煤电进行大量的灵活性改造。

目前，煤电灵活性改造的技术路线根据改造机组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和 热电机组改造。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；热电机组存在供热需 求，需要在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装装置，实 现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽负荷脱硝改造，可使煤电机 组负载率最低降至 20%，总改造成本约为 1000 万~2000 万元/台。热电机组改造可选择技 术路线包括热水蓄热，固体电蓄热锅炉，以及电极式锅炉+热水蓄热等，改造效果和成本根 据技术路线不同而有所差异。

“十三五”期间，作为灵活性改造的试点机组容量多为 30 万千瓦~60 万千瓦。2020 年存 量煤电机组 30 万千瓦和 60 万千瓦共计 7.6 亿千瓦。假设每台煤电机组平均额定功率为 45 万千瓦，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造 2 亿千瓦为 基本场景；以存量 30 万千瓦和 60 万千瓦煤电机组，改造 80%，退役 20%为理想场景，同 时假设纯凝机组和供热机组各占总容量一半，热电机组改造平均新增调峰能力为 20%。则 煤电灵活性改造的市场投资空间为：

本体改造覆盖全部煤电灵活性改造，则基本场景改造费用总额为 44.4~88.8 亿元（对 应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为 133.2~266.4 亿元（对应远期市场空 间）。 热电机组额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本范围在 879~1383元/kW（单位新增调峰能力改造成本），则基本场景改造费用总额为 175.8~276.6 亿元（对应 “十四五”市场空间），理想场景改造费用为 527.4~829.8 亿元（对应远期市场空间）。

历经 2021 年的业绩承压和 2022 年的边际改善，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系 统和电力市场化改革不断推进的背景下，煤电企业有望在“十四五”迎来量价齐升，实现 业绩持续改善。 从电量角度看，若假定“十四五”期间 GDP增速为 4.5%，电力消费弹性系数为 1.2，则可 得到“十四五”期间平均全社会用电量增速为 5.4%左右。且 2021 年全社会用电量增速 10.3%，“十四五”剩余年份全社会用电量增速大概率出现“前低后高”的趋势。保守估计 风电光伏新能源“十四五”年均新增装机 150GW，设备利用小时数保持基本稳定（风电年 利用小时数 2100 小时，光伏年利用小时数 1200 小时），预计 2025 年新能源发电量占比可 达到 20%左右。

即便“十四五”期间，新能源将在电力系统中实现快速度高比例的渗透，持续稳定的用电 需求增长也将带动煤电电量的正增长。我们预估，虽然煤电电量占全电量的比重将持续下 降，但煤电电量的新增电量及同比增速依然保持增长，并持续至少到“十四五”结束。从电价角度看，随着电力市场化改革的不断推进，市场化电量占比不断提高，各地现货市 场建设的不断开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价 组成部分获益。

电能量方面，2022 年以来，在加强落实煤炭保供稳价的政策下，3~10 月动力煤中长协价 格稳定在 719 元/吨。10 月 31 日，在现货价格大幅上涨至 1595 元/吨左右的背景下，动力 煤年度长协煤价格仅由 719 元上调 9 元至 728 元/吨，体现了年度长协稳价保供的特征。我 们预计动力煤长协价格将小步慢涨、整体保持稳健，预计 2023 年度煤炭的长协价格仍然将 保持在 770 元/吨的上限价格以内（秦皇岛港 5500K）。随着电煤长协价格的小步慢涨，现 行煤电电价亦有望突破目前“基准价+上下浮动”的 20%浮动限制。同时，各地电力政策 也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。展望中短期，煤电电能量部分有望随购煤成本上涨而上浮。

辅助服务方面，随着新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统性调节需求将随着日益 增大的新能源波动性和间歇性而提高，灵活性调节资源的辅助服务调用费用有望受益于供 需关系实现价格上涨。在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务市场原则下， 辅助服务费用分摊范围将从原先的发电侧电源端“零和博弈”扩展至包括新能源在内的发 电机组和市场用户，煤电所承担的辅助服务分摊费用将下降；而作为可以灵活调节出力， 提供调峰、调频、备用等辅助服务的资源，煤电可以获得的辅助服务收益将提高。

容量补偿机制是保证煤电电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。在适 应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体 电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由于其出力的间歇性 和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新能源的电量替代作用， 长期来看发电利用小时数将持续下滑，难以通过发电收入回收固定投资成本。在高比例新 能源接入的新型电力系统中，容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段， 随着全国统一电力市场的建立和电价机制的理顺，有必要作为独立的电价组成部分纳入电 价体系内。随着“十四五”期间新一批煤电机组开工建设，在煤电电量增长有限而装机容 量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。

我们认为，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电 力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望 稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制 有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。展 望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电自 2021 年以来的业绩持续 亏损状态有望大幅改善，受益于电量和电价的齐升。