国金证券：容量保障机制托底下的火电投资机会.pdf

敬请参阅最后一页特别声明 1 投资建议 容量机制落地将鼓励火电企业投资建设煤电项目的积极性，建议关注火电设备商东方电气（电新组覆盖）；容量机制 的推广将利好煤电装机规模较大、利用小时数较低的发电企业，建议关注豫能控股、京能电力、华能国际、华电国际。 投资逻辑 ◼ 建设新型电力系统为何仍然需要煤电？ 宏观经济增长和电气化转型的双重驱动力下，我国全社会用电量尚未“达峰”。“十四五”期间我国潜在 GDP 增速在 5.0%~5.7%，能源消费总量仍将逐年增长；叠加电能替代成为用电量增长新动能，全社会用电量远未“达峰”。 气温敏感型负荷占比提升+居民用电习惯改变，最高负荷增速大于用电量增速。伴随产业升级和居民电气化水平提升， 三产和居民用电量占比提升至 22 年的 32.7%。一方面，三产和居民用电需求呈明显的冬夏双高峰，极端天气将助推旺 季最高负荷增速；另外，中国居民电气化水平仍有提升空间，用电设备渐趋多样化也将使负荷增速大于电量增速。 新型电力系统建设中面临保供和消纳两大难题，煤电的作用不可替代。1）保供视角：新型电力系统“源荷分离”、新 增装机区域性分布不均；风电、光伏出力与负荷高峰时间性错配。前期支撑性电源投资不足造成有效容量供给充裕度 下降，“十四五”总体电力紧平衡，高可靠性电源中唯煤电建设周期最短。2）消纳视角：为更好地消纳高比例可再生 电源，需要增加电力系统的调节能力。煤电灵活性改造具有大容量+长时、短期可减小、技术成熟度高等特点，适用 于基荷、腰荷调节。此外，“新能源+调节电源”打捆外送可提高外送通道利用率和送电置信率，从而降低输电成本。 ◼ 为什么推出全国性的煤电容量机制如此重要？ 新型电力系统中煤电由基荷变调节电源，盈利模式应随角色转换而变。煤电由主体电源转型为调节电源致使利用小时 数下降，难以通过单一电量电价回收投资成本。新定位下，煤电应转向辅助服务要收益：提供调节（调峰、调频、黑 启动等）和备用辅助服务的成本，将分别通过现货市场+辅助服务补偿和容量机制疏导。另外，考虑到煤电与抽蓄为 电力系统提供的辅助服务价值类似，因此也应为煤电配套两部制电价以回收发运成本以外的其他成本。 煤电顶牛矛盾仍未完全理顺，电企投资能力和积极性受限。前2年火电行业连续亏损导致资产负债表恶化，项目投资 能力受限。另外，随着新型电力系统转型，火电利用小时数下行趋势不可逆，新增煤电将加速该进程。缺乏容量机制 托底保障发运成本以外的其他成本回收，导致火电企业投资积极性不足。 ◼ 哪些煤电资产盈利能力对容量机制的敏感性最高？ 短期看，容量补偿对煤机规模大、利用小时数低的企业业绩边际改善更大。假设理想情况下，电企可通过“燃煤基准 价+20%上下浮动区间”的定价机制实现约 0.031 元/千瓦时的度电净利润，则容量电价的主要作用在于补偿利用小时 数下滑造成的净现金流缺口。基于前述假设和2022年各省火电利用小时数，测算得出全国共计需要容量电费约 719.3 亿元，分摊到度电约0.01元/千瓦时。其中，业绩对容量电费的敏感性排名前五的上市公司分别为*ST金山、豫能控 股、华银电力、永泰能源、建投能源。 长期看，煤机利用小时数越高的地区越需要新建机组和投资决策引导。基于上述假设，煤机利用小时数越高的机组获 得的容量补偿越低；然而煤电利用小时数越高说明该地区电力供需越紧、更需要新建煤机以增加系统冗余。PJM建立 了拍卖前置的容量市场，基于VRR曲线的BRA市场价格为传统电源投资提供引导，对我国电力市场建设具有参考意义。 风险提示 电力市场化推进节奏不及预期风险，电力市场化推进带来的市场交易难度增大、量价风险增大，下游用电需求不及预 期导致的保供电源、调节资源需求不及预期风险，煤价下行不及预期风险等。 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 扫码获取更多服务 内容目录 一、建设新型电力系统为何仍然需要煤电？ . 4 1.1 宏观经济增长+电气化转型，全社会用电量尚未“达峰” . 4 1.2 气温敏感型负荷占比提升+居民用电习惯改变，负荷增速大于电量增速 5 1.3 保供视角：新型电力系统建设中有效容量裕度不足，造成结构性“缺电” 8 1.4 消纳视角：新型电力系统中煤电调峰具备优势，并为新能源外送护航 11 二、为何推出煤电的容量机制具有必要性？ 13 2.1 新型电力系统中煤电由基荷转为调节电源，盈利模式应随角色而变 13 2.2 煤电顶牛矛盾仍未完全理顺，电企投资能力和积极性有限 14 三、哪些煤电资产盈利能力对容量机制的弹性更高？ 15 3.1 短期看，容量机制对煤机规模大、利用小时数低的企业业绩边际改善更大 15 3.2 长期看，煤机利用小时数越高的地区越需要新建机组和投资决策引导 17 四、投资建议 18 五、风险提示 19 图表目录 图表1： 21 世纪以来全球能源消费总量增速与实际GDP增长率走势一致、能源消费弹性系数总体小于1 . 4 图表2： 21 世纪以来中国实际 GDP增长率高于美欧 4 图表3： 21 世纪以来中国能源消费总量仍在持续正增长 4 图表4： 2016年起，全国替代电量占全社会用电增量的比重保持在 20%以上 5 图表5： 2020~2022连续三年电力消费弹性系数持续大于 1 . 5 图表6： 2010年以来，除受疫情影响的年份外第三产业对 GDP贡献率持续上升 6 图表7： 2022年，第三产业和城乡居民用电量占比合计达约 32.7% 6 图表8： 四大高耗能行业月度用电量季节性不明显、对气温不敏感 6 图表9： 第三产业用电量季节性明显、对气温敏感 7 图表10： 城乡居民用电量具有明显季节性、对气温敏感 . 7 图表11： 对比美国，中国居民部门电气化水平仍有较大提升空间 . 7 图表12： 1960-1980年，美国居民部门用电量快速增长带来了电力供应的快速增长 7 图表13： 极端天气导致2022年最高负荷增速高于用电量增速 8 图表14： 受极端高温影响，2022年7、8月全社会用电增量主要由居民用电贡献 8 图表15： “十四五”期间重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地 8 图表16： 全年维度看，风电出力呈正调峰特性、光伏出力呈反调峰特性 . 9 图表17： 蒙西用电曲线（2021年某工作日） . 9 图表18： 北京用电曲线（2021年某工作日） . 9 qRzQpNnNvMnOqOoQqPpMsNaQaO7NmOrRoMnOlOrRyQkPrQqO6MoPrMvPmMvMNZoMtO 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 3 扫码获取更多服务 图表19： 日内维度看，风力发电呈现“正调峰”特性 . 10 图表20： 日内维度看，光伏发电呈现“反调峰”特性 . 10 图表21： 2011~2016年火电利用小时数呈下降趋势 . 10 图表22： “十三五”期间火电、核电投资不足 . 10 图表23： “十三五”火电/核电新增装机贡献率降至36.5% . 11 图表24： 近三年有效容量供给充裕度呈下降趋势 11 图表25： 煤电灵活性改造/抽蓄调峰能力突出 . 11 图表26： 电化学储能最适用于调频辅助服务 11 图表27： 350MW湿冷机组在 THA工况下汽轮机组绝对内效率随负荷率的变化规律 . 12 图表28： 350MW湿冷机组在 THA工况下发电标准煤耗（左轴），及相比满负荷工况的煤耗增长（右轴） 12 图表29： 2021年特高压直流输电情况 12 图表30： 2011~2022年，火电发电量占比由 82.8%下降至69.8% 13 图表31： 以国电电力为例，燃料与折旧成本合计占火电营业成本的 8成以上 13 图表32： 电力辅助服务种类 13 图表33： 平衡市场的运行框架 13 图表34： 2004年至 2020年间，煤电标杆电价共曾7次上调、4次下调 . 14 图表35： 煤电上网电价涨幅远不足以覆盖燃料成本上行 14 图表36： 火电行业平均资产负债率从 2020年的58.5%上升至 2022年的 64.9% 15 图表37： 执行“3个 8000万”将加速煤电机组利用小时数下降（小时） . 15 图表38： 若度电净利保持不变，煤电机组利用小时数每下降 100将影响资本金收益率下降约 22bp 16 图表39： 以2022年的国电电力为例，利用小时数下降 1000将使度电净利润减少约 4厘/千瓦时 16 图表40： 考虑度电净利变动，煤机利用小时数每下降 100小时将影响资本金收益率下降约 43bp 16 图表41： 火电上市公司煤电装机规模和利用小时数情况 16 图表42： 容量需求曲线VRR提供投资决策的价格信号 18 图表43： 行业内重点公司投资评级（人民币） 19 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 4 扫码获取更多服务 一、建设新型电力系统为何仍然需要煤电？ 1.1 宏观经济增长+电气化转型，全社会用电量尚未“达峰” ◼ 能源消费总量增速与实际GDP增速高度正相关。广义上，工业化与经济发展是同义词。 工业经济的增长依托各类能源提供充足动力，能源是经济社会发展不可或缺的基础物 资。从全球整体来看，21 世纪以来能源消费总量增速与实际 GDP 增长率仍具备强正 相关关系，但能源消费弹性系数总体小于 1，主因进入工业化后期的发达经济体已出 现经济增长与能源消费脱钩的趋势。 图表1：21世纪以来全球能源消费总量增速与实际 GDP增长率走势一致、能源消费弹性系 数总体小于1 来源：BP、世界银行、国金证券研究所 ◼ 中国经济的潜在增长率仍高于美国与欧盟，因此能源消费总量增速也高于美欧。据人 民银行发布的论文《“十四五”期间我国潜在产出和增长动力的测算研究》测算，“十 四五”期间我国潜在 GDP增速在5.0%~5.7%，总体继续保持中高速增长；而美国、欧 盟作为成熟经济体，过去十年平均实际GDP 增速分别为2.1%和1.6%，因此能源消费 总量增速也较低。进入 21世纪以来，仅中国的能源消费总量仍在逐年正增长。 图表2：21 世纪以来中国实际 GDP增长率高于美欧 图表3：21世纪以来中国能源消费总量仍在持续正增长 来源：世界银行、国金证券研究所 来源：BP、国金证券研究所 ◼ 终端用能电气化发展政策导向清晰，全国电能占终端能源消费比重不断提升。根据中 电联发布的《中国电气化年度报告 2022》， 2021 年全国电能站终端能源消费比重约 26.9%，较上年提高 1.4pct；国家能源局等十部门于 2022 年 3 月发布的《关于进一 步推进电能替代的指导意见》（简称《指导意见》）中提出，到2025年，电能占终端 能源消费比重达到 30%左右的目标，较21 年仍有3.1pct提升空间。 -6.0% -4.0% -2.0% 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 全球能源消费总量 全球实际GDP增长率 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 中国 美国 欧盟 -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 中国 美国 欧盟 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 5 扫码获取更多服务 图表4：2016年起，全国替代电量占全社会用电增量的比重保持在 20%以上 来源：中电联、国金证券研究所 ◼ 宏观经济增长与电能替代将共同支撑我国用电量持续增长。 ✓ 2020~2022 年，我国电力消费弹性系数连续 3 年大于 1，主因：1）2016 年以来，全 国替代电量占全社会用电增量的比重维持在 20%以上；2）疫情期间，投资对 GDP 增 长的贡献率高于常规，基建投资拉动单位 GDP能耗较高的高耗能行业增长。 ✓ 根据《中国电气化年度发展报告2022》， 2021 年我国工业部门电气化率26.2%；其中 交通部门电气化率仅 3.9%，仍有较大提升空间。能源局2022年3月发布的新版《指 导意见》中将工业领域、交通运输、建筑领域电能替代的优先级提升，替代电量有望 为我国全社会用电量增长提供宏观经济增长以外的新动能。 图表5：2020~2022连续三年电力消费弹性系数持续大于 1 来源：iFind、国金证券研究所 1.2 气温敏感型负荷占比提升+居民用电习惯改变，负荷增速大于电量增速 ◼ 随着产业升级转型以及居民电气化水平提升，三产和居民用电量占比逐年提升。随着 社会经济的持续发展和经济结构的生活转型，除受疫情影响的2022年外，第三产业 自2014年起超越第二产业成为对我国GDP增长贡献率最高的行业，其用电量占比随 之从2010年的10.7%提升6.5pct至2022年的17.2%。另外，社会经济发展是的人均 可支配收入持续增长、居民电气化水平持续提高，城乡居民生活用电量占比由 2010 年的12.2%提升3.3pct至2022年的15.5%。 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 0 500 1000 1500 2000 2500 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 全国替代电量（亿千瓦时） 占全社会用电增量比(%) 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 YoY-全社会用电量 YoY-GDP 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 6 扫码获取更多服务 图表6：2010年以来，除受疫情影响的年份外第三产业对 GDP贡献率持续上升 图表7：2022年，第三产业和城乡居民用电量占比合计达 约32.7% 来源：iFind、国金证券研究所 来源：iFind、国金证券研究所 ◼ 分部门用电量特征来看： ✓ 传统四大高耗能行业用电需求对气温不敏感。陈伟等人的《典型用户负荷特性及用电 特点分析》选取上海、北京、天津地区作为调研对象，发现重工业类用户年最大负荷 利用小时数可达6000小时以上，季不均衡系数可达0.9以上，说明全年用电较为均 衡。四大高耗能行业大部分为连续生产型企业，负荷率较高且全年基本平稳；年初用 电量受春节假期影响往往环比降幅较大，但迎峰度夏用电旺季期间月度用电量与用电 淡季月份相差较小。 图表8：四大高耗能行业月度用电量季节性不明显、对气温不敏感 来源：中电联、国金证券研究所 ✓ 三产和居民用电需求具有明显季节性特征，负荷率对气温敏感性较高。陈露东等人的 《贵州典型行业及用户负荷特性分析》通过分析贵州省商业服务、餐饮住宿、公共服 务和文化旅游子版块中的代表性企业的负荷特性发现，医院、商场全年负荷相对均衡， 季不均衡系数在0.8左右。游乐城、酒店年负荷表现出较强季节性，季不均衡系数分 别为 0.47、0.69；因贵州夏季较为凉爽，酒店负荷率主要受冬季采暖需求影响，而 游乐城负荷率主受节假日影响。 ✓ 城乡居民用电设备主要是空调等各类家电，因此负荷特性与酒店类似。其中，城镇居 民电气化水平较高、人均家电保有量较多，因此季不均衡系数低于农村居民。 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 第一产业 第二产业 第三产业 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 第二产业 第三产业 城乡居民 -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 四大高耗能用电量（左轴，亿千瓦时） 环比增速（右轴） 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 7 扫码获取更多服务 图表9：第三产业用电量季节性明显、对气温敏感 图表10：城乡居民用电量具有明显季节性、对气温敏感 来源：中电联、国金证券研究所 来源：中电联、国金证券研究所 ◼ 气温敏感型用电需求占比提升叠加极端天气频发，最高负荷增速高于用电量增速。从 2022年7~9月各部门新增用电量贡献率来看，7M22、8M22全社会新增用电量主要由 城乡居民部门贡献，主因城乡居民用电设备以空调为主，负荷率与气温高度相关。据 经济参考网援引的分析：最高气温在23-30℃区间时，气温每升高1℃系统负荷增加 100~300万千瓦；最高气温在 30℃及以上时，气温每升高1℃系统负荷增加 300~450 万千瓦。受夏季的持续极端高温天气影响，2022年全国电网统调最高负荷 12.9亿千 瓦，同比增长6.3%，较全社会用电量增速高出 2.7pct。 ◼ 居民部门用电设备渐趋多样化、电力消费习惯改变，最高负荷增速大于用电量增速是 长期趋势。 ✓ 一方面，2022年美国居民人均用电量月 4562亿千瓦时，是中国的 4.8倍，说明我国 居民部门电气化水平仍有较大提升空间。另外，1960~1980年间各类家电产品在美国 的快速渗透带来了居民部门用电量的高速增长，期间也出现过最高负荷增速大于全社 会用电量增速的情况，且该现象延续了近 10年。 ✓ 新能源车的普及也将大幅增加用电负荷。根据美国能源局2019年有关新能源车渗透 率提高对电力系统影响的研究报告显示，在高渗透率情景假设下，若不对充电行为进 行任何管理，新能源车将会在2035-2039年间为电网带来15GW的高峰负荷，超出过 去10年美国可控电源约12GW的年均装机增量。 图表11：对比美国，中国居民部门电气化水平仍有较大提 升空间 图表12：1960-1980年，美国居民部门用电量快速增长带 来了电力供应的快速增长 来源：EIA、iFind、国金证券研究所 来源：EIA、国金证券研究所。注：一般而言，发电能力与系统负荷相匹配。 ◼ 假设23~25年全社会用电量增速分别为 6%/5%/5%、最高负荷增长弹性系数为1.05， 我们预计未来三年全网统调最高负荷分别为 13.7/14.4/15.2亿千瓦；若考虑全球变 暖叠加厄尔尼诺现象可能造成的极端高温天气，最高负荷增长弹性系数或更高。 -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20 20 -0 2 20 20 -0 4 20 20 -0 6 20 20 -0 8 20 20 -1 0 20 20 -1 2 20 21 -0 2 20 21 -0 4 20 21 -0 6 20 21 -0 8 20 21 -1 0 20 21 -1 2 20 22 -0 2 20 22 -0 4 20 22 -0 6 20 22 -0 8 20 22 -1 0 20 22 -1 2 20 23 -0 2 20 23 -0 4 第三产业用电量（左轴，亿千瓦时） 环比增速（右轴） -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 20 20 -0 2 20 20 -0 4 20 20 -0 6 20 20 -0 8 20 20 -1 0 20 20 -1 2 20 21 -0 2 20 21 -0 4 20 21 -0 6 20 21 -0 8 20 21 -1 0 20 21 -1 2 20 22 -0 2 20 22 -0 4 20 22 -0 6 20 22 -0 8 20 22 -1 0 20 22 -1 2 20 23 -0 2 20 23 -0 4 城乡居民用电量（左轴，亿千瓦时） 环比增速（右轴） 0 1000 2000 3000 4000 5000 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 美国居民人均用电量（亿千瓦时） 中国居民人均用电量（亿千瓦时） -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% YoY-美国居民部门用电量 YoY-美国夏季最大发电能力 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 8 扫码获取更多服务 图表13：极端天气导致2022 年最高负荷增速高于用电量 增速 图表14：受极端高温影响，2022年7、8月全社会用电增 量主要由居民用电贡献 来源：中电联、国家发改委、国金证券研究所.注：假设 23~25 年全社会用电量 增速分别为6%/5%/5%，最高负荷与用电量同步增长。 来源：中电联、国金证券研究所 1.3 保供视角：新型电力系统建设中有效容量裕度不足，造成结构性“缺电” ◼ 从空间维度看，新型电力系统“源荷分离”、新增装机分布不均，负荷中心新增有效 容量不足。新型电力系统的主要特征为高比例新能源的接入，转型面临的最大挑战是 新能源资源难以被储存或运输，传统电源“临荷而建”的模式不再适用。沿海省份作 为经济与负荷中心土地资源紧张、陆上集中式新能源开发受限；而“三北”和西南地 区作为陆上清洁能源中心装机高增而本地电力负荷需求不足、普遍面临消纳问题。换 言之，清洁能源资源与负荷的区域性错配将导致新型电力系统在外送能力和调节能力 （储能）不足的情况下，出现同一时段东部缺电和西部弃电并存的现象。 图表15：“十四五”期间重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地 类型 基地名称 省份 风光储一体化基地 松辽清洁能源基地 黑龙江 吉林 辽宁 冀北清洁能源基地 河北北部 风光火储一体化基地 黄河几字弯清洁能源基地 内蒙古 宁夏 河西走廊清洁能源基地 甘肃 风光水储一体化基地 黄河上游清洁能源基地 青海 金沙江上游清洁能源基地 四川 雅砻江流域清洁能源基地 贵州 金沙江下游清洁能源基地 云南 风光水火储一体化基地 新疆清洁能源基地 新疆 海上风电基地 广东海上风电基地 广东 福建海上风电基地 福建 浙江海上风电基地 浙江 江苏海上风电基地 江苏 山东海上风电基地 山东 来源：国家发改委，国金证券研究所 ◼ 从时间维度看，新能源发电具有间歇性和波动性，出力高峰与负荷高峰时间性错配。 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 0 5 10 15 20 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 全网统调最高负荷（左轴，亿千瓦） YoY-最高负荷（右轴） YoY-全社会用电量（右轴） -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 7/2022 8/2022 9/2022 第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 9 扫码获取更多服务 ✓ 从全年维度看，风电出力呈现明显的季节性波动。根据近3年全国风力、太阳能发电 设备月度利用小时数，风电呈冬春季出力较多、夏秋季出力较少的特征；光伏出力高 峰期为春季，主因当气温超出光伏组件的理想工作温度 25℃时，组件的输出功率与 温度呈负相关关系。而全年月度用电量呈冬夏季较高、春秋季较低的特征，与新能源 出力高峰季节错配。 ✓ 从日内维度看，光伏出力具有明显的反调峰特征。电力运行特点受用电侧产业结构影 响，例如以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高的北京电网 居民、商业用电集中在10-21点之间。而光伏日内出力高峰时段为中午，与用电高峰 时段错配。 图表16：全年维度看，风电出力呈正调峰特性、光伏出力呈反调峰特性 来源：iFind、国金证券研究所 图表17：蒙西用电曲线（2021 年某工作日） 图表18：北京用电曲线（2021年某工作日） 来源：国家能源局，国金证券研究所 来源：国家能源局，国金证券研究所 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 0 50 100 150 200 250 300 全社会用电量（右轴，亿千瓦时） 风电利用小时数（左轴，小时）光伏利用小时数（左轴，小时） 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 10 扫码获取更多服务 图表19：日内维度看，风力发电呈现“正调峰”特性 图表20：日内维度看，光伏发电呈现“反调峰”特性 来源：国家能源局、国金证券研究所 来源：国家能源局、国金证券研究所 ◼ “十三五”期间火电、核电投资不足，有效容量供给充裕度下降。受“电荒”影响， 2011年全国火电利用小时数达到 5305小时的高位，此后一路下滑至 2016年的 4186 小时，说明火电机组出现过剩。为此，国家能源局在《电力建设“十三五”规划》中 提出严格控制煤电规划建设，“十三五”期间供给侧改革明确东部不再新建火电、取 消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上；叠加供给侧改革后煤价回升，火电企业利润 下滑造成投资积极性不足。核电方面，受2011年福岛核事故影响，国内出于安全考 虑暂缓核电机组核准。“十三五”期间，火电、核电投资完成额总体呈下降趋势、二 者合计新增装机贡献率由“十二五”期间的 54.4%下降至36.5%。 ◼ 国内保供形势测算结果印证“十四五”总体电力紧平衡，煤电是建设周期最短的支撑 性电源。 ✓ 结论：近三年有效发电容量供给充裕度呈下降趋势。为避免电力缺口扩大，考虑到核 电、水电建设周期过长，煤电是短期内增加系统有效容量供给充裕度的不二之选。 ✓ 假设：（1）供给侧：假设各类电源有效容量系数分别为：火电/核电 100%、水电50%、 风电10%、光伏0%，装机容量的时间切面选取当年最高负荷所在月份；（2）需求侧： 最高负荷+10%备用空间。 图表21：2011~2016年火电利用小时数呈下降趋势 图表22：“十三五”期间火电、核电投资不足 来源：iFind、国金证券研究所 来源：iFind、国金证券研究所 4000 4200 4400 4600 4800 5000 5200 5400 火电利用小时数（小时） -30.0% -20.0% -10.0% 0.0% 10.0% 20.0% 30.0% 40.0% 50.0% 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 火电投资完成额（左轴，亿元） 核电投资完成额（左轴，亿元） YOY-火电（右轴） YOY-核电（右轴） 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 11 扫码获取更多服务 图表23：“十三五”火电/核电新增装机贡献率降至36.5% 图表24：近三年有效容量供给充裕度呈下降趋势 来源：iFind、国金证券研究所 来源：Wind、国金证券研究所 1.4 消纳视角：新型电力系统中煤电调峰具备优势，并为新能源外送护航 ◼ 调节资源发展预计将“百花齐放”。随着新型电力系统建设、新能源电源占比提高， 为更好地消纳出力不可预测的可再生电源，需要增加电力系统中灵活性电源的调节能 力。我国灵活性资源主要包括气电、抽蓄、储能和灵活性改造后的煤电，各类灵活性 调节资源由于技术原理差异，适用场景存在差异化。煤电除具备保供功能外，经过灵 活性改造后也是较优的调峰资源。 ✓ 从适用场景角度来看：总体上煤电灵活性改造/抽蓄由于大容量+长时的特点，更具备 调峰能力，其中煤电灵活性改造用于基荷、腰荷调节，抽水蓄能承担顶峰出力任务。 ✓ 从建设周期角度来看：煤电灵活性改造可短期见效，抽蓄长建设周期下预计“十五五” 成为消纳主力，电化学储能建设周期最短但起步较晚。 ✓ 从发展成熟度来看：灵活性调节资源发展存在技术成熟-补偿政策完善-经济性体现的 路径，抽蓄已跑通。抽蓄技术的成熟度高、自身成本端具备优势是最先获得国家层面 政策支持的原因之二，在水利水电资源突出的省份已快速开建；煤电灵活性改造持续 推进，但受限于经济性激励机制不完善，改造节奏较慢；电化学储能在强配政策下快 速发展、但商业模式有待理顺。 图表25：煤电灵活性改造/抽蓄调峰能力突出 图表26：电化学储能最适用于调频辅助服务 项目 抽水蓄能 煤电灵活性改造 所承担负荷位置 峰荷 基荷、腰荷 调峰能力 200% 30%~50% 启动 速率 静止~满载 120~150 秒 6~8 小时 空载~满载 30~35 秒 2~3%额定容量/分钟 爬坡速率 50~100%额定容量/分钟 2~3%额定容量/分钟 时 间 应用场景 运行特点 对储能的技 术要求 重点关注的 储能类型 秒级 （1）电网支撑 （2）辅助调频 （3）电能质量 （1）动作周期随机 （2）毫秒级响应 （3）大功率充放电 高功率、高响应 速度、高存储/ 循环寿命、高功 率密度和紧凑 型设备形态 飞轮储能、超级 电容器、抽水蓄 能、电化学储能 （高压并网） 来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》、国家电网、国金证券研究所 来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》、国家电网、国金证券研究所 ◼ 煤电灵活性改造技术成熟度较高。三大核心目标包括降低最小出力、快速启停、快速 升降负荷；其中降低最小出力，即向下调峰的能力是目前最主要的考核指标。 ✓ 优势：相比储能设施具有更短的改造周期、更少的投资成本、较大的调节容量。（1） 通常煤电灵活性改造可利用春秋季的大修期间完成，耗时随深调要求的不同，平均约 为 30~50 天（分别对应深调比例 30%至 20%），而电化学储能/抽水蓄能建设周期分别 需要 3~6 个月/8~10 年；（2）根据“十三五”煤电灵活性改造项目投资情况，纯凝机组 改造单位投资约45元/KW；供热机组按技术路线不同差异较大、约 22~180元/KW，投 资成本低于抽蓄电站；（3）单台 600/1000MW 的火电机组，假设深调比例 30%，则相 0% 20% 40% 60% 80% 100% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 火电 水电 核电 风电 光伏 0 1 2 3 4 0 5 10 15 20 2018 2019 2020 2021 2022 供给-最高负荷当月有效容量（左轴，亿千瓦） 需求-最高负荷+10%备用（左轴，亿千瓦） 供需差（右轴，亿千瓦） 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 12 扫码获取更多服务 对满负荷状态可多出 180/300MW的容量空间，不及抽蓄电站，但相较电化学储能电站 具有显著优势。 ✓ 劣势：煤电灵活性改造是单向调峰；煤耗随深调幅度增加，带来运行成本上升（由此 带来灵活性改造环保设备端需求）。 图表27：350MW湿冷机组在THA工况下汽轮机组绝对内效 率随负荷率的变化规律 图表28：350MW 湿冷机组在THA工况下发电标准煤耗（左 轴），及相比满负荷工况的煤耗增长（右轴） 来源：《燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析》、国金证券研究所 来源：《燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析》、国金证券研究所 ◼ “新能源+调节电源”打捆外送可提高外送通道利用率和送电置信率。由图表29可见， 高比例输送纯风光电的青豫直流利用率仅 23.7%，远低于送端电源基本为水电的特高 压（利用率通常达50%以上），以及“风光火”打捆外送灵绍直流（利用率高达 78.8%）。 主因：1）大水电本身具有一定的调节能力和较高的可靠性；2）新能源“靠天吃饭” 的特性决定了其能量密度低、输电效率低；3）新能源电压、频率耐受性能较差，特 高压直流的安全运行也需要火电提供电压支撑。远距离大规模特高压输电工程投资建 设成本高，外送通道资源有限，需不断提高既有通道利用率及可靠性以降低输电成本。 图表29：2021年特高压直流输电情况 序 号 电压等级 工程 输电能力（万千瓦） 建成时间 年输送电量（亿千瓦时） 可再生电量合计（亿千瓦时） 可再生能源占比（%） 占比同比变化（pct） 利用小 时数 1 ±800 复奉直流 640 2010 年7 月 283 283 100% 0.0 4422 2 ±800 锦苏直流 720 2012 年12 月 362 362 100% 0.0 5026 3 ±800 宾金直流 800 2014 年7 月 272 271 100% -0.1 3395 4 ±800 天中直流 800 2014 年1 月 446 160 36% -4.9 5576 5 ±800 灵绍直流 800 2016 年8 月 504 116 23% 6.0 6301 6 ±800 祁韶直流 800 2017 年6 月 272 71 26% -1.2 3399 7 ±800 雁淮直流 800 2017 年6 月 286 50 18% 3.9 3571 8 ±800 锡泰直流 1000 2017 年10 月 186 42 22% 22.1 1859 9 ±800 鲁固直流 1000 2017 年12 月 265 101 38% 20.9 2654 10 ±800 昭沂直流 1000 2017 年12 月 320 108 34% -13.8 3196 11 ±1100 吉泉直流 1200 2019 年9 月 551 173 31% 13.1 4588 12 ±800 青豫直流 800 2020 年12 月 152 149 98% -1.7 1894 13 ±800 雅湖直流 800 2021 年8 月 151 146 97% / 1881 14 ±800 楚穗直流 500 2010 年6 月 218 218 100% 0.0 4352 15 ±800 普侨直流 500 2013 年9 月 156 156 100% 0.0 3124 16 ±800 新东直流 S00 2018 年5 月 238 238 100% 0.0 4758 17 ±800 昆柳龙直流 800 2020 年5 月 227 227 100% 0.0 2839 来源：中国储能网、国金证券研究所 0.0% 5.0% 10.0% 15.0% 20.0% 25.0% 30.0% 250 270 290 310 330 350 370 100% 50% 40% 30% 20% 负荷率（%） 耗煤量（克/千瓦时） 相比满负荷工况的耗煤量增长（%） 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 13 扫码获取更多服务 二、为何推出煤电的容量机制具有必要性？ 2.1 新型电力系统中煤电由基荷转为调节电源，盈利模式应随角色而变 ◼ 煤电由主体电源转为调节电源，难以通过单一电能量收入回收投资成本。 ✓ 火电主要成本项为燃料成本（可变成本）和折旧成本（固定成本），度电折旧成本与 利用小时数负相关。伴随电力结构转型，在 2011~2022年间，火电发电量占比由82.8% 下降至 69.8%，而装机容量仍在稳步增长，导致 2011 年以来全国火电利用小时数呈 下降趋势，部分地区煤电机组利用小时数已常年持续低于 5000~5500小时的前期经济 性核算常用假设指标，导致发电企业难以通过单一电量电价回收投资成本。 图表30：2011~2022 年，火电发电量占比由 82.8%下降至 69.8% 图表31：以国电电力为例，燃料与折旧成本合计占火电营 业成本的8成以上 来源：iFind、国金证券研究所 来源：国电电力2022 年年报、国金证券研究所 ◼ 新定位、新商业模式，煤电转向辅助服务要收益。如章节1.3、1.4所述，高比例、 不可预测的可再生能源的接入对电力系统的安全运行提出挑战，新型电力系统的发展 需要辅助服务的全面支撑。煤电作为稳定可控的电源，在转型后将成为电力系统中辅 助服务的主要提供者。为此，理应建立合理的辅助服务费用分摊机制、使煤电在转型 后可完全通过提供辅助服务获取合理收益，才能真正建成新型电力系统。 ✓ 煤电提供的辅助服务主要分为调节和备用。调节辅助服务包括调峰、调频、黑启动等， 成本主要通过电力现货市场和辅助服务补偿疏导；备用辅助服务成本