火電容量電價半年考及火電板塊影響測算

　　1. 從電量、容量雙角度測算未來火電需求

　　1.1 火電未來需求測算

　　1.1.1 我國未來電力需求總量判斷

　　我國電力需求未來空間仍然較大。主要邏輯有三個方面：一是，我國GDP增長帶來的能源總量需求增長;根據(jù)《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》，2035 年我國經(jīng)濟發(fā)展遠景目標將實現(xiàn)“人均國內生產(chǎn)總值達到中等發(fā)達國家水平”。2023 年我國人均 GDP 約 12174 美元，而歐盟、美國人均GDP 分別為34163美元和65020 美元，以歐盟、美國人均值的一半為標準，中國仍有40.3%和167.1%的差距。以2023年數(shù)據(jù)測算，假設我國經(jīng)濟維持中高速發(fā)展，到 2030 年我國GDP 年化復合增速4%，單位能耗則降低到 0.3830 噸標準煤/萬元，則屆時我國能源需求達到60 億噸標煤左右的峰值，能源消費增量比 2023 年增長約 5%;從電能消費來看，我國人均用電量水平相對發(fā)達國家也有較大差距， 2023 年中國人均用電量 6543kwh，僅為美國的 54.8%。二是，隨著AI 技術應用、新能源汽車滲透率提高等新的用電負荷增加，電能在能源結構中的占比持續(xù)提升;IEA測算2022年全球數(shù)據(jù)中心用電量約占全球總用電量的 2%，到 2026 年用電量或將增長超過70%;我國AI 算力發(fā)展程度相對較低，未來對發(fā)電量的拉動空間預計更大。新能源車方面，我國2023年新能源車保有量 2041 萬輛，同比增長 55.8%，2020 年至今的年化增長率為61.5%。但新能源車保有量仍僅占汽車總量的 6.07%，2023 年新能源汽車滲透率31.6%，到2030 年預計仍有較大增長空間。2023 年我國電能在終端能源消費中占比 28%左右，但隨著用電負荷的增加，中電聯(lián)預計到 2030 年，我國電氣化水平將達到 35%。第三，電力系統(tǒng)建設助力實現(xiàn)“雙碳”減排目標;電能替代化石能源，有助于促進單位 GDP 能耗降低，有助于實現(xiàn)雙碳目標。我們測算，2010—2020年，我國終端電氣化水平提高了約4.3個百分點，單位GDP能耗下降了約51.4%。

　　中性預期下，我國到 2030 年社會用電量需求空間有 2.9 萬億千瓦時。2023 年我國全社會用電量累計 9.2 萬億千瓦時，同比增速+6.8%，十四五以來年化增速+7.1%。根據(jù)電規(guī)總院測算，預計到 2030 年社會用電量達到 11.8-12.5 萬億千瓦時，我們取最低值11.8 萬億千瓦時、平均值12.15 萬億千瓦時及最高值 12.5 萬億千瓦時分別作為悲觀、中性和樂觀目標，則分別同比2023年年化增速近 3.58%、4.01%和 4.44%，相對 2023 年用電量增量空間分別為2.6、2.9和3.3萬億千瓦時。

　　1.1.2 未來對火電電量需求的測算

　　目前我國電力發(fā)電結構仍以火電為絕對主力。截止 2023 年底，我國電力總裝機29.2億千瓦，火電、水電、核電、風電及太陽能分別占比 47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%;其中，燃煤火電占比 39.9%，風能和太陽能合計占比 36%。從發(fā)電結構來看，2023年我國規(guī)上發(fā)電設備總發(fā)電量 8.91 萬億千瓦時，火、水、核、風、太陽能分別占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。

　　新能源滲透率的提高抬高電力系統(tǒng)成本。從電力全系統(tǒng)角度來看，新能源滲透率提高代理的成本增加，不僅包含新能源場站自身建設、運營成本，還要考慮隨之而來的電力系統(tǒng)靈活性提升及輔助服務成本等。根據(jù)《新能源高滲透率下輔助服務市場的思與變》等研究，隨著新能源滲透率的提高，海外主要國家電力系統(tǒng)輔助服務成本均出現(xiàn)明顯上升，如澳大利亞2003~2005 年頻率輔助服務成本為 1.6 美元/兆瓦時，備用輔助服務成本為4 美元/兆瓦時，而2006~2021 年，頻率輔助服務成本躍升至 26 美元/兆瓦時，備用輔助服務成本躍升至23美元/兆瓦時;德國新能源滲透率接近 40%，風光并網(wǎng)成本最高接近 49 美元/兆瓦時;英國預計到2030年，輔助服務在總系統(tǒng)運營成本中所占的份額將由 2015 年的2%提升至15%。伴隨著滲透率導致的并網(wǎng)成本上升，上述國家新能源裝機增速明顯回落。國網(wǎng)能源研究院研究認為，當新能源電量滲透率超過 15%后，電力系統(tǒng)的成本將進入快速增長臨界點，即未來新能源場站的成本下降很難完全對沖消納新能源而帶來的系統(tǒng)成本上升，這是導致未來新能源裝機增速下滑的主要原因之一。2023 年我國風電及太陽能合計發(fā)電量占比 12.7%，預計未來新能源裝機高增速或將緩解。同時，現(xiàn)貨市場推進，新能源發(fā)電納入現(xiàn)貨交易的規(guī)模逐漸擴大，但受裝機增速大及電網(wǎng)平衡要求及靈活性電源不足等影響，新能源電力價格整體下行，新能源電站盈利能力受一定程度影響，也將是新能源裝機增速或將下行的一個因素。如甘肅2024 年新能源除光伏扶貧等特殊項目外全部參與市場交易，根據(jù)《甘肅省 2024 年省內電力中長期年度交易組織方案》，絕大部分新能源交易電價將不高于 0.1539 元/千瓦時，較煤電交易基準價下降約0.15元/度;河南規(guī)定風、光電量按不高于燃煤基準價進行交易。

　　中性假設下，預計到 2030 年我國火電發(fā)電量仍超過 5.4 萬億千瓦時，占比約45%，仍是未來用電量需求來源的最重要保障。我們假設到 2030 年，核電裝機達到1.2 億千瓦(年化增速 11.2%)、水電裝機達到 5.4 億千瓦(年化增速 3.6%)，風電8.5 億千瓦(年化10%增速)，太陽能 16 億千瓦(年化 15%)(合計 24.5 億千瓦，其中核電、水電按照偏樂觀假設，屆時新能源裝機占電力系統(tǒng)總裝機比例超過 40%，符合預期目標)。我們統(tǒng)計過去五年，我國核電、水電、風電和太陽能 5 年平均利用小時數(shù)分別為 7587h、3538h、2167h 和1277h，假設未來新能源消納率不變(實際消納率可能有所降低，國務院發(fā)布印發(fā)的《2024—2025 年節(jié)能降碳行動方案》的通知提出：在保證經(jīng)濟性前提下，資源條件較好地區(qū)的新能源利用率可降低至90%)。按照上述假設，假設核、水、風、太陽能均為利用平均小時數(shù)時，測算到2030 年，水電、核電、風電和光伏合計發(fā)電量預計 6.7 萬億千瓦時，其中風、光合計3.9 萬億千瓦時，占比超過31%。以上述數(shù)據(jù)倒推，到 2030 年我國火電發(fā)電量在總需求量樂觀、中性和悲觀情形下仍分別需要發(fā)電量 5.8、5.4 和 5.1 萬億千瓦時，占比分別為 46%、45%和43%，均仍為第一大電能量來源。即至少到 2030 年以前，我國火電仍是電力保供的可靠來源，是我國電力供應安全的“穩(wěn)定器”、“壓艙石”。

　　同時需要關注的是， 2030 年前后我國煤電機組進入理論退役高峰期，行業(yè)預計2030年以前約有 1 億千瓦煤電機組設計服役期限到期;2030-2050 年理論退役機組5.5 億千瓦，占現(xiàn)有機組容量的 50%左右，煤電行業(yè)能否健康發(fā)展關系到我國能源安全。

　　1.1.3 未來對火電容量需求的測算

　　近年來電源側新增裝機以新能源為主，靈活性電源缺口明顯，電力系統(tǒng)的安全性受到威脅。2023 年我國社會用電量 9.22 萬億千瓦時，近五年(與 2018 年相比)年化增速6.15%;截止 2023 年底我國發(fā)電總裝機 29.2 億千瓦，五年年化增速 8.97%;但煤電裝機11.6 億千瓦，年化增速僅 2.93%;而非煤裝機達到 17.5 億千瓦，年化增速 14.5%，其中新能源風、光合計10.5億千瓦，年化增速 41.65%。在缺乏高效率、低成本儲能情況下，新能源風、光發(fā)電及水電的波動性難以解決，如風電、光伏每天只有約 1/6 和 1/4 時間發(fā)電，水電的豐水與枯水期發(fā)電量差異巨大，這種情況下，風、光、水低出力時，電量缺口必須要由火電、核電等可控調節(jié)電源來彌補，即需要保障長周期(跨越風、光、水的波動周期)內的電力電源充裕度，以保障突發(fā)狀態(tài)下的電網(wǎng)安全，火電尤其是煤電由于存量規(guī)模大，技術可靠性高等是我國提供電力備用容量的最優(yōu)選擇。同時，我國產(chǎn)業(yè)轉型、電動車滲透率提高等導致的三產(chǎn)和居民用電占比提高，用電負荷波動性明顯，負荷峰谷差擴大也是需要保持備用容量的因素。但由于煤電雙規(guī)仍存，燃煤發(fā)電經(jīng)濟性較差，火電廠對煤電裝機投資不足，為保證未來電網(wǎng)安全，按照誰受益誰付費原則，開展容量電價機制成為勢在必行。

　　以水、風、太陽能 5 年最低利用小時數(shù)測算，在用電量中性預期下，我們預計到2030年我國需要 13.5 億千瓦的火電裝機需求，容量角度，我國當前火電裝機并未過剩。以新能源風電、太陽能及主要清潔能源水電為例，其發(fā)電波動性明顯，過去五年水電、風能、太陽能最高利用小時數(shù)和最低利用小時數(shù)分別相差 18.13%、7.12%和 10.7%，假設以最低利用小時數(shù)測算(即某一年水、風、光電源出力均處于近五年最低值水平)，則我們以上節(jié)文中預測的2030年各類電源裝機量及社會用電量測算，社會用電量中性預期下，到2030 年我國仍需要火電裝機 13.5 億千瓦(比利用水、風、太陽能平均利用小時數(shù)測算時多了近1 億千瓦，即至少需要1億千瓦的備用容量)，也即我們認為到 2030 年我國需要保留14.89 億千瓦的備用火電裝機。同時，考慮到隨著新能源裝機在電網(wǎng)系統(tǒng)占比接近 15%臨界點，未來風光消納率有可能下行，火電裝機需求仍有一定的增長空間，考慮到未來新能源裝機占比繼續(xù)提高下火電利用小時數(shù)或將下降，火電裝機需求將超過上文預測。同時，我國煤電裝機到2030 年前后迎來服役年限到期高峰，部分裝機存在超期服役后退役情況，即從容量角度，我國火電裝機并沒有過剩，且有一定的關小上大需求。同時，與歐洲主要國家以燃氣發(fā)電作為容量保障不同，由于我國天然氣對外依賴度較高，且未能掌握燃氣輪機核心技術，預計我國火電裝機長期仍以煤電為主。

　　1.2 新型電力系統(tǒng)規(guī)劃也強調了火電的重要性

　　電力結構性矛盾凸顯，新型電力系統(tǒng)建設加速。我國目前發(fā)電結構仍是以煤電為代表的火電為主，2023年火電以47%的裝機發(fā)電量占比66%，其中煤電以42%的裝機占了發(fā)電量的60%。但隨著新型電力系統(tǒng)建設推進，煤電與新能源發(fā)電在發(fā)電量、靈活性價值成本、價格傳導及輸電競爭等方面的矛盾日益明顯，新型電力系統(tǒng)建設進入關鍵期。以新能源發(fā)電為導向的新電力系統(tǒng)的建設，導致傳統(tǒng)的電源結構、負荷結構等要素發(fā)生重大變化，并同時帶來對電網(wǎng)建設、儲能建設、電力價格、行業(yè)管理等要素進行改革的要求。

　　《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》認為至少到 2030 年以前煤電仍是電力安全保障的“壓艙石”。根據(jù)國家能源局《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》(2023 年 6 月)，我國當前電力系統(tǒng)面臨的主要問題有：

　　(1)多重因素疊加,部分地區(qū)電力供應緊張,保障電力供應安全面臨突出挑戰(zhàn);

　　(2)新能源快速發(fā)展,系統(tǒng)調節(jié)能力和支撐能力提升面臨諸多掣肘,新能源消納形勢嚴峻;

　　(3)高比例可再生能源和高比例電力電子設備的“雙高”特性日益凸顯,安全穩(wěn)定運行面臨較大風險挑戰(zhàn);

　　(4)電力系統(tǒng)轉型過程中面臨諸多改革任務,適應新型電力系統(tǒng)的體制機制亟待完善等。

　　2021 年 3 月中央財經(jīng)委員會第九次會議，首次提出建設新型電力系統(tǒng)：“構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。根據(jù)《藍皮書》，2030 年、2045年、2060 年為我國構建新型電力系統(tǒng)的重要時間節(jié)點，并制定了新型電力系統(tǒng)“三步走”發(fā)展路徑，即加速轉型期(當前至 2030 年)、總體形成期(2030—2045 年)、鞏固完善期(2045—2060 年)。

　　2. 容量電價推出半年考及其對火電行業(yè)影響的敏感性測算

　　2.1 容量電價實踐半年度分析及電價相應變化

　　容量電價是近年來電力系統(tǒng)總重要改革政策之一。電力不同市場的分工不同，通過合理調整不同市場的交易機制，能夠激活電力系統(tǒng)的靈活性。容量電價的提出可以促進容量市場的發(fā)展從而保障電力供應的長期充裕度;同時，由于煤電在靈活性市場的成本優(yōu)勢和規(guī)模優(yōu)勢，可以保障當前電力系統(tǒng)的靈活性調節(jié)能力。2023 年 11 月國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，我國電價制度正式進入兩部制時代，是我國近兩年一系列電改政策的最重要組成部分之一。

　　我國容量電價采用分階段、分地區(qū)的容量補償制度。我國煤電容量電價機制的主要內容包括：

　　(1)適用范圍為合規(guī)在運公用煤電機組;

　　(2)容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定;固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330 元;通過容量電價回收比例按地區(qū)確定，時間上 2024～2025 年多數(shù)地方為 30%左右(合100 元/千瓦·年)，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為 50%左右(合 165 元/千瓦·年)。2026 年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%( 165 元/千瓦·年以上)。

　　(3)各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。另外還就考核機制、保障措施進行了規(guī)定。

　　容量電價的施行代表著我國電源側電價正式進入兩部制時代。容量電價出臺前，煤電投資回收主要依靠發(fā)電量，煤電機組收入=煤電裝機容量×利用小時數(shù)×電量電費;容量電價出臺后，煤電收入模式變更為電量電費+容量電費兩部制。其中容量電費屬于相對固定的收入，電量電費則隨著煤電全部納入市場化交易而隨市場變動。具體執(zhí)行方面，我國煤電機組每月可獲得的容量電費=當月機組申報的最大出力×容量電價水平÷12×(1-考核扣減比例);煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。T+1 月煤電容量電費折價標準=(預測的 T+1 月容量電費+T-1 月容量電費預測偏差+T-1 月電量預測產(chǎn)生的偏差電費)÷預測的 T+1 月全體工商業(yè)用電量。

　　容量電費與電量電費及輔助服務費共同構成火電機組收入結構。容量電費推出后，電量電費方面結算方式?jīng)]有變化，煤電機組可獲得的電量電費=上網(wǎng)電量×電量電費;目前電力交易存在用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易、通過售電公司間接交易和電網(wǎng)代理購電三種方式。電量電價方面，2023 年以來煤電全部納入市場化交易，燃煤機組上網(wǎng)交易電價執(zhí)行基準價+上下浮動20%機制，同時，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制?？偟膩碚f，容量電價推出后，我國煤電機組的主要收入由三部分組成：容量電費、電量電費、輔助服務費。

　　現(xiàn)階段容量電價是在原電量電價基礎上的拆分。2024 年1 月容量電價正式運行，但值得注意的是，為保障我國總電價水平基本穩(wěn)定及機制的平穩(wěn)過渡，2024 年容量電價不是在原電價基礎上做增量，而是對原電量電價在結構上的拆分。以電網(wǎng)代理購電價格簡單說明就是：2024年代理購電價格≤2023 年代理購電價格-容量電價。

　　2024 年 1-6 月容量電價正式運行，從實際效果來看，受市場化體制推進及供需等因素影響，2024 年代理購電價格與容量電價之和相對 2023 年代理購電價格有所下降。2024年1-6月全國平均代理購電價格 406.69 元/兆瓦時，比 2023 年同期代理購電價格下跌6.87%;29個公布煤電容量電價的省級電網(wǎng)平均代購購電價格+平均容量電費 423.05 元/兆瓦時，比2023年同期代理購電價格下跌 2.63%;且部分省份如上海、天津、湖北、山西等地的代理購電價格下行幅度較大，我們認為一定程度上容量電價的推出，激活了煤電企業(yè)參與市場交易的動力，間接促進了電量電價的下降。 整體上電力供需仍然偏緊，2024 年以來電量電價仍高于煤電基準價。由于制造業(yè)復蘇，出口恢復以及電動車滲透率提高等因素影響，我國近年來用電量增速明顯，電量供需仍呈現(xiàn)一定緊平衡特征，反映到電價上，2023 我國電網(wǎng)代理購電價格幾乎貼近煤電交易基準價的上限(基準價+20%)運行。2024 年 1-6 月我國 33 個省級電網(wǎng)代理購電價格平均比煤電基準電價高出 9.42%;公布容量電價明細的 29 省，代購電價與容量電價之和，比29 省平均基準電價高出14.71%。值得注意的是，我們認為后期隨著電力市場化機制的推進，未來電量電價部分有望獨立運行在基準電價上下 20%幅度內，即電量電價上限達到基準電價+20%，考慮高耗能企業(yè)用電不受限價控制，未來電量電價有可能突破基準電價+20%的限制。

　　2.2 容量電費收入及對行業(yè)影響測算

　　不考慮新增裝機及容量電價新的調整情況下，我們測算 2024-2025 年全國煤電容量電價收入預計 1121 億元，2026 年以后達到 1792 億元。主要依據(jù)及假設為：

　　(1)容量電價水平;2024-2025 年，云南、湖南、河南、重慶、廣西、四川、青海七省容量電價回收的固定成本比例為 50%，計 165 元/千瓦;其余省份為30%，計100 元/千瓦;2026年以后，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%，新能源比例較大的為70%，假設 70%的省份仍為上述七省，計 231 元/千瓦;其余省份為165 元/千瓦。

　　(2)煤電機組適用率;煤電容量電價適用于合規(guī)在運的公用煤電機組，燃煤自備電廠、不符合規(guī)定或不滿足能耗、環(huán)保及靈活調節(jié)能力的機組不執(zhí)行容量電價機制，如河北截至2023年底煤電機組裝機容量 4882.36 萬千瓦、適用容量電價的合規(guī)在運機組合計4761.5 萬千瓦，占比 97.52%。如內蒙古、山西等煤炭大省的自備電廠較多，預計適用容量電價的機組占比有所減少。假設各省在運機組平均適用容量電價的適用率 90%，

　　(3)煤電機組最大出力;煤電機組可獲得的容量電費，根據(jù)當?shù)孛弘娙萘侩妰r和機組申報的最大出力確定，假設 h 最大出力按額定容量的 100%。 按照各省煤電容量電價水平及煤電裝機容量(按容量電價適用率90%)測算，2024-2025年全國煤電容量電價收入預計 1121 億元，2026 年以后達到 1792 億元以上(不考慮煤電裝機變動情況，以及按

　　短期內容量電費收入占煤電機組收入的比例相對較低。當前我國煤電交易基準價平均值為371.68 元/兆瓦時，2023 年我國煤電機組裝機量 11.6 億千瓦，煤電平均利用小時數(shù)4685小時，簡單測算煤電發(fā)電量約 5.43 萬億千瓦時，不考慮電廠自用及輸電損耗，假設全部煤電電量上網(wǎng)銷售，按照煤電交易基準價上浮 20%測算，則 2023 年煤電機組電量電費總收入約24260億元，即假設電量不變的情況下，2024-2025 年煤電機組容量電費收入是2023 年煤電機組全部電量電費收入的 4.62%，煤電裝機不變且容量電價不變的情況下，2026 年煤電機組容量電費收入約為 2023 年全部煤電機組電量電費收入的 7.39%。

　　2.3 電量電費收入測算和敏感性測試

　　中長期內電量電費仍是煤電機組主要收入。當前煤電容量電價的提出是新能源裝機占比提升背景下確保電網(wǎng)穩(wěn)定性的需要，是煤電支撐價值和調節(jié)價值的體現(xiàn)，但由于當前煤電發(fā)電量占比較高，煤電機組電量電費收入對煤電成本回收仍有一定保障，因此，當前煤電容量電價僅作為煤電固定成本部分回收手段，是煤電機組收入的部分補充(上節(jié)我們測算的2024-2025年容量電費僅占 2023 年電量電費收入的 4.62%(2026 年也僅為7.39%)，中長期內，電量電費收入仍是煤電機組收入的主要影響因素。 假設煤電上網(wǎng)電量不變情形下，由于容量電費拆分出去，我們測算2024 年電量電費收入23249 億元，同比下滑 4.2%。容量電費推出未改變電量電費的收入模式，煤電機組的電量電費收入仍然由裝機規(guī)模、利用小時數(shù)及電量電價等數(shù)據(jù)測算可得，我們根據(jù)歷史數(shù)據(jù)對電量電費與上述要素的敏感性進行測算。上一節(jié)，我們測算在煤電交易電價上限(基準價+20%)運行下，2023 年煤電機組電量電費 24260 億元，我們測算未來電價在基準價基礎上每變化2%時或發(fā)電小時數(shù)每變化 100 小時情形下，電量電費收入變化情況。敏感性測試結果顯示，在2023年數(shù)據(jù)的基礎上煤電利用小時數(shù)下降 100 小時，電量電費收入下降超過2%;煤電交易電價每下降 2%，電量電費收入下降超過 1.6%。29 個公布煤電容量電價的省級電網(wǎng)平均容量電價0.0192 元/千瓦時，相當于上述地區(qū)平均基準電價 0.3688 元/千瓦時的5.21%。我們假設2024年煤電平均交易電價為 2023 年煤電基準價減去容量電價，即相較煤電基準價上浮15%左右時，在發(fā)電小時數(shù)及發(fā)電量不變情形下，測算 2024 年電量電費收入23249 億元，同比下滑4.2%。

　　當前煤電電量收費的增加只能依賴利用小時數(shù)上漲，但未來電量電價單獨回到基準價20%的上限時，容量電費將成為煤電機組收入增量。由于煤電電價浮動機制，我們假設2023年煤電交易電價封頂交易情況下，煤電機組收入增長只能依靠交易電量的增加，我們測算當煤電利用小時數(shù)達到 4800 小時，且容量電價+電量電價仍為基準電價上浮20%的情形下，煤電機組電費收入達到 24856 億元，同比增長 2.45%。即在當前政策下，容量電價的推出目前僅實現(xiàn)煤電機組固定成本部分回收的目的，并沒有給煤電機組帶來增量收入，但未來隨著新型電力系統(tǒng)建設推進，電力價格體制改革預計進一步深化，未來電力緊缺時，煤電電量電價有望突破+20%，從而帶動收入增長。

　　2.4 容量電價時代煤電機組收益底部抬高，收益穩(wěn)定性增強

　　容量電價抬高了煤電機組收入底部預期，且隨著容量電價提高，煤電機組收入底部將繼續(xù)提升。我們測算的煤電機組收入底部至少抬高 5.54%(2024-2025 年)或8.86%(2026年)。假設煤電交易電量不變，煤電交易電價分別為基準價 372 元/兆瓦時和298 元/兆瓦時(基準價下浮 20%)時，煤電機組電量電費收入分別為 2.02 萬億元和 1.62 萬億元，較2023 年收入分別減少 16.67%和 33.24%;但考慮容量電費后，上述兩種交易電價下，煤電收入分別為2.13萬億元和 1.73 萬億元(2024-2025 年)，底部抬高了 5.54%和 6.92%;2026 年及以后煤電收入分別為 2.20 萬億元和 1.80 萬億元，底部抬高了 8.86%和 11.07%。即容量電價推出后，煤電機組收入底部明顯抬升。

　　未來電價限制減弱或取消后，容量電價將成為煤電機組增量收入，電力供需緊張時顯著增厚收益。隨著電價機制改革，未來電價或將由市場機制形成，電力緊缺時，電量電價隨市場上漲，容量電價將顯著增厚煤電機組收益。若后期市場改革推進，電量電價+容量電價可突破基準價上浮 20%限制后，假設電量電價上漲到基準價上浮 20%水平，約446 元/兆瓦時，假設交易電量值不變，則電量電費加上容量電費收入合計為 2.54 萬億元(2024-2025 年)和2.61萬億元(2026 年及以后)，分別比 2023 年上漲 4.62%和上漲7.39%，顯著增厚煤電機組收益。

　　2.5 輔助服務收入仍有增長空間，與容量電價一起抬高煤電收入底部

　　隨著新能源裝機提高，電網(wǎng)系統(tǒng)靈活性不足，目前煤電是靈活性電源的主要選擇。隨著新能源大比例接入電網(wǎng)對電力系統(tǒng)靈活性帶來挑戰(zhàn)：

　　1、由于是具有間歇性、波動性和隨機性的風光大比例接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)凈負荷易短時陡峭變化，給電力系統(tǒng)實時平衡帶來挑戰(zhàn)，高新能源滲透率下的凈負荷曲線易出現(xiàn)靈活性缺額;

　　2、無法滿足向上的靈活性需求，即向上調節(jié)容量不足，會導致電力供需緊張，面臨電力短缺。無法滿足向下的靈活性需求，即向下調節(jié)容量不足，會出現(xiàn)新能源的消納問題，導致棄風棄光;

　　3、近年來極端天氣頻繁，給整個電力需求和負荷管理帶來極大不確定性，對電力系統(tǒng)靈活性提出更高的要求。電力系統(tǒng)靈活性改造成本包含靈活性電源投資或改造成本、系統(tǒng)調節(jié)運行成本等。

　　從經(jīng)濟轉型和保供角度綜合考慮，當前階段，煤電靈活性改造優(yōu)勢明顯。根據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經(jīng)濟性與政策建議》，煤電機組靈活性改造主要包括單位調節(jié)容量改造成本600-700 元/千瓦，以及低負荷運行增加煤耗 14-20 克/千瓦時(按 2023 年長協(xié)均價計算約 0.013-0.018 元/千瓦時)對應的可變成本。抽水蓄能和儲能的調節(jié)范圍大，可以-100%-100%，但投資建設成本分別為6300-7200元/千瓦和 1.5 元/瓦·時。另外，火電在中、長尺度的靈活性提升方面優(yōu)勢明顯，而抽水蓄能受限于水庫容量，持續(xù)放電時間一般為 6-12h。隨著新能源發(fā)電占比提高，未來系統(tǒng)電力供應的不確定性增強，提升長時間尺度靈活性是電力保供的主要途徑。

　　煤電靈活性改造成本優(yōu)勢最明顯;氣電、新建抽水蓄能電站成本高;新建儲能電站成本雖也較低，但靈活性提升弱于火電和抽水蓄能，且受益不明晰，經(jīng)濟性較差。我們預計隨著新能源裝機大比例增長，未來煤電在新型電力系統(tǒng)中的功能，除作為兜底保供能源外，還將承擔越來越重要的靈活性調節(jié)功能，以保障電力系統(tǒng)的瞬時平衡性和安全性。但作為備用容量，其機組利用小時數(shù)必然下降。以上文我們測算數(shù)據(jù)，到 2030 年假設火電發(fā)電量5.8 萬億千瓦時(樂觀情形下)，則即使不考慮未來新增火電裝機，即火電裝機仍按2023 年的13.9億千瓦計算，屆時火電利用小時數(shù)約 4168h，比 2023 年減少 6.9%，利用小時數(shù)的減少必然導致火電機組收入的減少。同時，靈活性啟停也將提高煤電機組的煤耗率，機組建設成本，運營成本難以得到回收，影響煤電經(jīng)營和建設積極性。本著誰受益誰付費原則，未來新型電力系統(tǒng)建設過程中，輔助服務收費將成為除容量電費外煤電機組收入的重要組成部分。

　　火電輔助服務收費仍有較大增長空間，與容量電費一起抬高火電機組收入底部空間。2023年上半年，我國電力輔助服務收費合計 278 億元，其中：調峰補償167 億元，占比60.0%;調頻補償 54 億元，占比 19.4%;備用補償 45 億元，占比 16.2%，其他輔助服務收費12億元，占比 4.4%?；痣姍C組仍是輔助服務的主要提供方，2023 年上半年火電企業(yè)獲得輔助服務補償254 億元，占比 91.4%。即，我國 2023 年輔助服務費年化 556 億元，其中火電獲得508億元。

　　根據(jù)國家發(fā)改委、能源局 2024 年 2 月發(fā)布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，未來將推進各地電力輔助服務市場規(guī)范統(tǒng)一，發(fā)揮電力輔助服務在電力系統(tǒng)穩(wěn)定和綠色低碳轉型中的重要作用。電力輔助服務費用將由主要在發(fā)電側分擔，逐步向用戶側合理疏導。隨著體制機制理順，我國電力輔助服務市場規(guī)?；驅⑦M一步擴大。根據(jù)中國儲能網(wǎng)統(tǒng)計，國際市場年度電力輔助服務費用一般為全社會總電費的 3%以上。假設我國輔助服務收費未來也達到 3%，我們測算我國一年的電力輔助服務費規(guī)模將接近 900 億元，同比2023 年增長61.87%;假設火電占比不變，則預計火電機組輔助服務收費約 823 億元，同比2023 年增長61.93%。該部分輔助服務費與容量電費一起成為火電機組的保底收益，進一步抬高火電機組收入底部空間和穩(wěn)定性。

　　3. 煤電板塊投資分析

　　3.1 電量電費收入、成本角度對火電上市公司的選擇

　　從煤電機組的電費收入角度來看，電量電費仍是主力，短期內關注裝機布局在火電需求大(新能源裝機少，消納率高)、煤電基準價相對較高，能夠保障未來電量電費收入的公司;隨著新能源裝機占比提高，未來電力系統(tǒng)不確定性提高;一方面隨著我國經(jīng)濟發(fā)展及電氣化率提升，我國社會用電量仍有較大提升空間，同時隨著電網(wǎng)系統(tǒng)中新能源電量占比到達一定的臨界點，未來新能源上網(wǎng)電量增速或放緩，電力供需緊張時火電尤其是煤電的發(fā)電量仍有繼續(xù)增長的可能;第二，新能源不穩(wěn)定性和波動性明顯，用電高峰時期，火電機組將承擔更多的調峰需求;第三，新能源裝機占比持續(xù)提高，短時性的上網(wǎng)電量沖擊疊加現(xiàn)貨交易的擴容，未來電價波動幅度也將大幅增加，零電價負電價等現(xiàn)象多發(fā)，火電需求大(也意味著新能源裝機少，消納率高)地區(qū)的火電機組或將享受更高的交易電價。

　　綜合火電發(fā)電量、煤電基準價及風光消納率等因素選擇關注的上市公司。從各省火電發(fā)電量來看，內蒙古、山東、江蘇、廣東、新疆、山西、浙江、安徽、河北、河南、陜西、福建排名靠前;從煤電交易基準價及 2024 年 1-6 月各省電網(wǎng)代理購電價格來看，上海、廣東、湖北、海南、湖南、浙江、江蘇、重慶、河南、天津、山東、安徽、江蘇電價偏高;從各省風電及光伏發(fā)電利用率考慮，天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、重慶、四川風光利用率較高，意味著風光資源稟賦一般，火電需求量偏高。綜合考慮，我們認為上海、江蘇、安徽、福建、浙江、廣東等地區(qū)的地區(qū)性火電上市公司或火電裝機重點布局在上述地區(qū)的央企火電上市子公司未來或將獲得較高的電量電費收入。

　　除關注收入外，由于煤電電價上漲空間不大，短期內電量成本的彈性仍是煤公司盈利的關鍵因素，燃煤成本相對較低的公司或將受益。受宏觀調控影響，我們預計短期內我國電量電價上漲空間有限，因此燃料煤成本仍是決定火電企業(yè)盈利能力的主要因素。相關上市公司煤電板塊毛利率將取決于度電成本的高低，煤電一體化程度高、長協(xié)煤占比高(或國際煤價偏低時，進口煤使用率較高)、度電煤耗率更低的公司將持續(xù)受益。燃料成本一般占煤電營業(yè)成本的70-80%，是煤電企業(yè)盈利能力的關鍵因素。以 2023 年為例，按照動力煤年度長協(xié)均價714元/噸測算，煤電度電燃料成本 0.2909 元/kwh，假設燃料成本占全部成本75%，則煤電成本測算為 0.3878 元/kwh，而 2023 年代理購電平均價格 0.4288 元/kwh，測算的度電毛利率約9.55%。假設供電煤耗維持 300g/kwh，則 5500 大卡動力煤價格為 600 元/噸時，度電燃料成本約0.2441元/kwh，比 2023 年下降 0.0468 元/kwh，假設價格維持 0.4288 元/kwh，則度電毛利率將達到24.10%，改善顯著;假設 5500 大卡動力煤價格維持 700 元/噸時，供電煤耗下降到290g/kwh，度電燃料成本下降到 0.2729 元/kwh，比 2023 年下降 0.0180 元/kwh，對應毛利率15.15%，比2023 年提高近 6 個百分點。近幾年，由于煤質變化等因素影響，煤電機組耗煤率趨于穩(wěn)定，疊加靈活性改造導致的煤耗率增加，預計煤耗率降低的可能性不大，短期內煤電收益更多依靠煤炭價格的合理回歸。

　　隨著煤炭保供增加，煤電機組燃料成本整體下降，但仍有不同結構及價格特點。從燃料煤成本來看，上述公司中國電電力及內蒙華電因依托大股東豐富的煤炭資源和煤炭產(chǎn)能，基本上實現(xiàn)了長協(xié)全覆蓋，其燃料煤成本變化隨長協(xié)煤政策及價格變動;華電國際和皖能電力則采取年度長協(xié)為主，月度長協(xié)為輔的采購策略，燃料煤成本靈活性稍高。

　　其他如浙能電力、申能股份、粵電力 A、福能股份等則采取年度長協(xié)、月度長協(xié)及進口煤靈活調整機制，受市場煤及進口煤價格影響更大。本輪煤炭高景氣周期運行時間較長，煤炭產(chǎn)量及煤炭價格均創(chuàng)歷史新高并回落。我們預計在進口總量維持且國內煤炭先進產(chǎn)能建設推進的大背景下，煤炭價格或將繼續(xù)向合理空間回落，利好煤電燃料煤成本繼續(xù)修復。

　　3.2 主要火電上市公司容量電價及敏感性測算

　　中長期看，容量電價帶來的容量收費將成為煤電機組收入的重要組成部分;隨著新能源發(fā)電量占比持續(xù)提高，火電利用小時數(shù)被擠占，未來容量電價提升空間仍存，且此消彼長下有可能成為火電機組的主要收入。

　　同時能夠獲得較高容量電價的機組一般也意味著較多的調峰、調頻等輔助服務需求，從而獲得更多的輔助服務收入;從容量電價角度，火電裝機總量大，且火電裝機所處區(qū)域調峰需求大，火電“三改聯(lián)動”推進程度高的火電公司未來或持續(xù)受益于容量電價帶來的收入底部提升和穩(wěn)定性提升。央企火電上市子公司由于裝機量大，布局區(qū)域廣泛，且主要機組均為國調、省調主力電廠;同時。央企資金實力雄厚，在運機組完成“三改聯(lián)動”比例較高，在新型電力系統(tǒng)中或將持續(xù)受益于容量電價及輔助服務收費提升。

　　另外值得注意的是，我國煤電機組逐步進入設計服役期限后期，但受煤炭成本偏高影響，新增機組不足，部分機組到期后需要進行延期服役，從而獲得超預期的容量電費和電費收入。我國央企火電機組普遍投運時間較早，或將受益于煤電機組延期服役帶來的電量和容量收費。

　　容量電價施行后，華電國際收入底部抬升 7.32%(2024-2025 年)和11.49%(2026年)，高于行業(yè)平均水平。我們以華電國際為例進行容量電價測算，截至2023 年底，華電國際總裝機量 5845 萬千瓦，其中煤電裝機 4689 萬千瓦，占比超過 80.22%。按照煤電裝機所處區(qū)域測算 2024-2025 年容量電費將達到 54.53 億元，2026 年達到 85.62 億元，與2023 年火電收入相比分別占比例為 5.79%和 9.08%。2023 年華電國際公司火電度電均價0.4706 元/千瓦時，假設發(fā)電量及裝機維持不變，則 2024-2025 年的容量電費相當于度電均價下行到0.4433 元/千瓦時;2026 年的容量電費相當于公司度電均價下行到 0.4278 元/千瓦時。假設未來火電交易電價下行到全國煤電基準電價平均價(0.372 元/千瓦時)和基準電價下浮20%(0.298 元/千瓦時)兩種偏悲觀情形下，沒有容量電費時，公司火電收入分別為 745.16 億元和596.93 億元;加上容量電費則分別為 799.69 億元和 651.46 億元(2024-2025 年)，即容量電費使得公司火電收入的底部抬升了7.32%和9.14%。按照2026年容量電價測算，則火電收入底部抬升了11.49%和14.34%。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　來源：未來智庫

　　報告出品方/山西證券，作者：胡博、劉貴軍