中國儲能網訊：高溫之下，電力負荷再創(chuàng)歷史新高。
根據中國氣象局發(fā)布數據顯示，剛剛過去的7月，全國平均氣溫為1961年以來歷史同期第二高。而與高溫并行的是持續(xù)創(chuàng)新高的電力負荷水平，7月15日，中國電力負荷再創(chuàng)歷史新高，當日最高電力負荷達到12.6億千瓦。進入8月，在持續(xù)升高的氣溫水平下，負荷水平的攀升并未有改善趨勢。
“當前，疫情得到有效控制，企業(yè)加快復工復產，重點行業(yè)用電增長，疊加氣溫升高等因素影響，進入季節(jié)性用電用煤高峰期，近日來河北、河南、江蘇、山東等多省電網電力負荷創(chuàng)下歷史新高，尤其進入7月，最高調度負荷和調度發(fā)電量均創(chuàng)歷史新高?！敝袊娏ζ髽I(yè)聯合會（下稱“中電聯”）發(fā)展部副主任葉春表示。
負荷水平的快速攀升對發(fā)電側的電力保供及用戶側的及時響應產生巨大壓力，而7月份以來，中國來水由豐轉枯，7月全國平均降水量96.6毫米，較常年同期偏少20.6％。轉弱的來水將電力保供壓力集中在了火電方面，而且隨著高溫持續(xù)蔓延疊加疫情對經濟影響逐步轉弱，火電保供壓力或將持續(xù)增加。
火電以不足50%的裝機占比，生產了全國60%的電量，承擔了超過70%的頂峰任務，在保障中國電力安全穩(wěn)定供應中發(fā)揮著兜底保供、靈活調節(jié)作用，是當前中國電力系統的“頂梁柱”和“壓艙石”。然而，在當前電價已經顯著上浮的背景下，高企的煤價依然對火電資產的盈利性和現金流產生明顯威脅。
中電聯在《2022年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》（下稱“《報告》”）中披露，2022年以來火電企業(yè)采購的電煤綜合價持續(xù)高于基準價上限，大型發(fā)電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，大體測算上半年全國火電企業(yè)因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右。電煤采購成本大幅上漲，遠高于火電企業(yè)售電價格漲幅，導致大型發(fā)電集團仍有超過一半以上的火電企業(yè)處于虧損狀態(tài)，部分企業(yè)現金流緊張。
對于下半年電力供需情況，《報告》預計，下半年全社會用電量將同比增長7%左右，增速比上半年明顯回升，華東、華中、南方等區(qū)域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。
長江證券認為，展望秋冬季節(jié)，隨著主汛期逐步結束，中國第二大電源——水電對電力供給的邊際影響將逐步趨弱，而當前中國需求側夏季與冬季已經呈現出負荷雙峰的特點，因此冬季的電力保供壓力或將進一步增加，電力供需緊缺的格局在冬季或進一步演繹，而趨緊的供需格局則無論是對于火電公司收入端的電價和電量還是成本端電煤中長協的保供的落實都有一定的促進作用，火電基本面邊際改善的邏輯將在下半年持續(xù)演繹。
從更長期來看，長江證券表示，電力供需緊缺或貫穿整個“十四五”期間，而火電在“雙碳”目標下難有較大增量，水電已經步入資源開發(fā)的后期，核電因為審批周期錯配導致增量有限，因此具備穩(wěn)定出力的傳統電源在“十四五”期間稀缺價值將進一步凸顯；除此之外，“雙碳”目標的政策約束下，新能源的快速增長是未來數十年的確定性趨勢，而新能源的出力不穩(wěn)定的特點也會持續(xù)凸顯，而具備靈活出力以及最具經濟性的火電調峰價值終將會被市場定價，火電價值有望獲得政策及市場重估。
用電增速回升
中電聯日前發(fā)布的《報告》顯示，2022年上半年全國電力系統安全穩(wěn)定運行，電力供需總體平衡，預計下半年全社會用電量將同比增長7%左右，增速比上半年明顯回升，全年全社會用電量增速處于年初預測的5%-6%預測區(qū)間的下部。
電力消費需求方面，《報告》顯示，2022年上半年全社會用電量達4.1萬億千瓦時，同比增長2.9%。一季度、二季度全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%，其中，第一產業(yè)用電量513億千瓦時，同比增長10.3%；第二產業(yè)用電量2.74萬億千瓦時，同比增長1.3%；第三產業(yè)用電量6938億千瓦時，同比增長3.1%。城鄉(xiāng)居民生活用電量6112億千瓦時，同比增長9.6%。中部地區(qū)用電量同比增長6.9%，增速領先。
數據顯示，第二產業(yè)6月份用電量同比增長0.8%，增速比5月份回升1.4個百分點。其中，建筑業(yè)降幅比5月份收窄7.7個百分點；制造業(yè)用電量同比增長0.9%，增速比5月份回升1.3個百分點。
電力生產供應方面，《報告》顯示，截至6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量24.4億千瓦，同比增長8.1%；規(guī)模以上電廠發(fā)電量3.96萬億千瓦時，同比增長0.7%；電力投資同比增長12.0%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重84.7%；非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至48.2%；水電和太陽能發(fā)電量增速均超過20%；水電和太陽能發(fā)電設備利用小時同比分別提高195小時和30小時；跨區(qū)輸送電量同比增長6.6%，跨省輸送電量同比增長4.9%；市場交易電量同比增長45.8%。
中電聯數據與統計中心副主任蔣德斌對迎峰度夏形勢分析稱，7月以來，大范圍高溫天氣在華東、華中蔓延，十余個省份電力負荷創(chuàng)歷史新高。根據國家氣象部門預測，2022年7-8月盛夏期間，全國大部地區(qū)氣溫接近常年同期到偏高，華東、華中、華南東部、西北地區(qū)西部等地高溫(≥35℃)日數較常年同期偏多，將出現階段性高溫熱浪。另外，隨著國內疫情防控形勢總體向好和全國穩(wěn)經濟大盤會議精神落地落實，工業(yè)經濟逐步企穩(wěn)回升，長三角、珠三角等地區(qū)積極復工復產搶進度。
對于下半年電力供需情況，《報告》預計，下半年全社會用電量將同比增長7%左右；新增裝機規(guī)模將創(chuàng)歷史新高，全年新增發(fā)電裝機容量大約為2.3億千瓦；全口徑發(fā)電裝機容量達26億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機合計約為13億千瓦，同比增長16%，占總發(fā)電裝機容量比重上升至50%，將首次達到總發(fā)電裝機規(guī)模的一半。
“下半年迎峰度夏、度冬期間，全國電力供需總體緊平衡、局部有缺口、供應有保障?！薄秷蟾妗氛J為，預計全國最高用電負荷將超過12.5億千瓦，在持續(xù)大范圍高溫的情況下，可能達到13億千瓦左右，同比增加約1億千瓦。華東、華中、南方等區(qū)域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。在電煤供應有保障的情況下，不會重現2021年9月份、10月份全國大面積電力供應緊張的情況。
《報告》指出，目前進入電力保供的關鍵期，需要密切跟蹤天氣、燃料、消費和市場等形勢進行綜合預判，做好迎峰度夏電力保供工作。
針對部分地區(qū)可能存在時段性電力供需偏緊情況，相關部門及電力企業(yè)已采取或將采取相關措施來應對。
近期，國家能源局、中央政治局會議等多次會議再次提及能源保供，國家能源局等機構多措并舉，努力做好迎峰度夏保障工作。首先是持續(xù)加強電力供需的監(jiān)測和分析。能源局與氣象部門做好協調聯動，跟各地的能源主管部門、電網、發(fā)電、行業(yè)協會做好對接會商，研判全國的電力供需形勢，及時全面準確掌握各省的電力供需情況。其次，推動重大電力項目的建設投產。自2021年迎峰度夏以來，全國新增投產各類電源1.8億千瓦，2022年上半年新增投產電源7000萬千瓦，電源和電網項目的投產有效增強了電力保供能力。
根據中電聯的跟蹤信息，在加強電力設備運維保障基礎上，發(fā)電企業(yè)積極擴展燃煤采購渠道，不計代價積極采購儲備電煤，穩(wěn)定燃料供應基本盤，確保電煤安全穩(wěn)定供應，確保常規(guī)電源“能發(fā)盡發(fā)”；電網企業(yè)充分利用全網統一調度優(yōu)勢，做到電力余缺互濟、削峰填谷，保障各類電源“能并盡并、能用盡用”；電網企業(yè)積極配合各地方政府部門提前制定有序用電工作預案，堅持“需求響應優(yōu)先、有序用電保底、節(jié)約用電助力”的原則，加大用戶側參與調節(jié)力度，最大限度保障電力電量平衡，堅決守住民生用電底線。
根據中電聯統計，截至6月底，納入電力行業(yè)燃料統計的發(fā)電集團燃火電廠煤炭庫存9601萬噸，同比提高42.6%，電煤庫存可用天數22.4天，電廠煤炭庫存基本達到迎峰度夏前峰值。
供需形勢轉變
國泰君安對近年來海外缺電現象進行了復盤，認為其本質原因是受環(huán)保理念的影響，各國火電核電等受阻系數較小的可出力電源裝機增長不足，累計可用裝機增速無法跟上用電負荷增速，電力平衡維持在相對偏緊的狀態(tài)。在受到高溫、極寒等極端天氣擾動、用電負荷激增的催化時，瞬時電力供應難以滿足用電需求。
中國亦是如此，據中國氣象局發(fā)布會，6月全國平均氣溫21.3℃，較常年同期偏高0.9℃，為1961年以來同期最高，自2022年7月6日以來，中央氣象臺已經連續(xù)9天發(fā)布高溫預警。受極端高溫天氣影響，6月中旬以來多地區(qū)域電網用電負荷陸續(xù)創(chuàng)歷史新高，全國用電負荷亦于7月13日創(chuàng)歷史新高，達12.22億千瓦。在高溫天氣持續(xù)的情況下，部分區(qū)域高峰期電力平衡或再迎考驗。
同時，從經濟先行指標社融數據看，2022年6月存量社融同比增長10.8%，增速較5月提升0.3ppts。據Wind一致預測，2022年三季度中國GDP同比增速為5.1%，增速較二季度提高4.7ppts。在復產復工持續(xù)推進的情況下，中國電力需求有望迎來階段性高峰。
國泰君安表示，自“十三五”以來，中國電力供需形勢發(fā)生轉變，從供需寬松逐年轉為供需偏緊，限電情況增加。在電力供需偏緊形勢下，2022年全國多省市發(fā)布有序用電應急方案，以確保社會用電秩序。預計“十四五”期間中國用電旺季電力供需形勢持續(xù)偏緊。
根據中電聯的《報告》預測，到2025年全國全社會用電最大負荷為16.3億千瓦，較2021年新增4.4億千瓦。以增量角度判斷，預計2022-2025年新增實際累計可控電源供應能力在夏季、冬季分別為2.4億千瓦、2.3億千瓦，低于同期最大用電負荷增速。從電力平衡視角，國泰君安預計“十四五”期間中國用電旺季電力供需形勢持續(xù)偏緊。
申萬宏源也認為，多重因素綜合影響之下，2022年冬夏電力供需形勢不容樂觀。
首先，華中、華東等區(qū)域持續(xù)高溫，部分區(qū)域6月和7月氣溫已達到或超過歷史最高水平。此外進入6月后，隨著疫情等因素減弱，經濟快速復蘇，共同推高夏天電力最高負荷。6月部分省份最高負荷已超過2021年7、8月最高水平，2022年夏季最高負荷保持較高增速基本成定局。
其次，各區(qū)域缺電形勢各不相同。具體來看，來水改善緩解了南方地區(qū)供需形勢，但南方區(qū)域缺電是結構性問題，本地新能源資源匱乏以及外來電引入困難是核心原因；華東區(qū)域依賴外來水電，但由于外來水電站庫容大、調節(jié)能力強，來水豐枯對于華東區(qū)域夏季高峰時段影響極為有限，因此來水改善并不能緩解華東電力供應緊張問題；華中區(qū)域“風光水火核”等電源發(fā)展均處于劣勢，特高壓外送或是解決華中區(qū)域電力供需緊張的最佳方法。
再次，受電采暖占比提升等影響，冬季最高負荷逐年提高，已經十分接近夏季負荷。而且冬季相比于夏季，在負荷供應方面還有如下劣勢：中國是典型的季風氣候，冬季是枯水季，水電出力明顯受限；冬季發(fā)生極端寒潮時，可能出現無風或者風機遭遇凝凍出力減少；冬季是用氣高峰，天然氣出力可能受限。因此冬季負荷壓力不亞于夏季。
申萬宏源表示，電力供需形勢趨于緊張是電力行業(yè)長期基本面，2021年煤炭價格保障引發(fā)近年來最嚴重電荒，其底層原因是自“十三五”以來中國電力供需形勢持續(xù)偏緊。從未來來看，“雙碳”目標下電力將成為中國能源體系的核心，用電規(guī)模有望擴大3-4倍。而火電、水電、核電等傳統電源增速減緩，新能源增速較快但比例仍偏低，電量供需將持續(xù)偏緊。
除電量角度外，申萬宏源認為負荷缺口更為棘手。由于第三產業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電比例上升，最高負荷增速將持續(xù)快于用電量增速。但新能源具有“極熱無風、晚峰無光”的特性，難以提供瞬時功率支撐，而傳統電源增速不足，導致未來中國晚高峰負荷缺口持續(xù)擴大，錯峰用電或成為常態(tài)。中國華中、華東、南方區(qū)域最高用電負荷與氣溫具有很強的相關性，極端高溫天氣增多將導致最高用電負荷快速增長。
電煤監(jiān)管持續(xù)
當前，中國經濟面臨下行壓力，三季度決定全年經濟增速，電力供應不容有失。而無論從裝機規(guī)模還是發(fā)電量看，火電仍然是當前中國電力穩(wěn)定安全供應的最主要電源和基礎電源。2021年全國全口徑火電發(fā)電量就占全口徑總發(fā)電量比重為60%。
但隨著2021年燃煤價格大幅上漲，令燃煤發(fā)電燃料成本大幅上升，火電陷入成本倒掛發(fā)電困境。
2021年，國家發(fā)改委發(fā)布《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[1439]號），擴大火電價格上下浮動空間至20%。然而電價上浮20%并不能消化煤價上漲的幅度。據信達證券測算，以全國平均燃煤標桿電價0.3664元/kWh來看，換算成可消化的煤炭價格大約為676元/噸。以電價上漲幅度為15%至0.3960元/kWh計，可消化的煤炭價格大約為820元/噸左右；以電價上浮20%至0.4397元/kWh計，能夠消化的煤炭價格大約為875元/噸左右。然而2021年以來煤價持續(xù)性上揚高企，以秦皇島港口動力煤價格為例，動力煤市場價格自2021年3月以來持續(xù)上揚，高點在9-10月突破2000元/噸。假設火電廠電煤長協平均覆蓋率為60%，電廠平均購煤價格也在10月突破1200元/噸，上漲幅度遠超火電電價“基準價+上下浮動”可以消化的區(qū)間。受電煤成本大幅拖累業(yè)績，2021年五大發(fā)電上市公司凈利潤均出現大幅虧損。
據中電聯發(fā)布的《2021-2022年度全國電力供需形勢分析預測報告》測算，2021年，電煤價格上漲，全國火電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右，導致當年大型發(fā)電集團火電板塊全年累計虧損面達到80%左右。
作為中流砥柱的火電苦煤價高企久矣。在此背景下，國家層面重申了火電在供電結構中的重要地位，并在2021年四季度以來采取強力政策進行宏觀調控煤價。2022年2月24日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確電煤中長期合同價格合理區(qū)間570-770元/噸；國家發(fā)改委5月6日確定長協煤價格超過770元/噸，現貨價格超過1155元/噸的，視為哄抬煤價；國家發(fā)改委公眾號頻繁發(fā)出多條釋義，堵住規(guī)則漏洞；并于6月23日發(fā)布574號文提出“欠一補三”懲罰條款；6月28日韓正副總理調研山西，并主持召開煤炭清潔高效利用專題座談會，強調切實抓好煤炭保量穩(wěn)價；7月1日國家發(fā)改委提出長協煤“三個100%”要求。
根據8月5日國家市場監(jiān)督管理總局官方微信賬號“市說新語”披露消息，近日市場監(jiān)管總局組織3個調查組分別赴山西、內蒙古、陜西開展調查，進一步加強電煤價格監(jiān)管，明確法律紅線，規(guī)范電煤價格秩序。通過調查，初步認定18家煤炭企業(yè)涉嫌哄抬煤炭價格，3家交易中心涉嫌不執(zhí)行政府定價。
從違法形式看，哄抬價格的主要表現形式有以下三種：一是大幅提高銷售價格哄抬價格，煤炭生產企業(yè)在成本未發(fā)生明顯變化的情況下，大幅提高銷售價格。二是增加交易環(huán)節(jié)，層層加價哄抬價格，煤炭生產企業(yè)將煤炭銷售給關聯貿易公司，通過關聯貿易公司加價銷售，推高價格。三是以化工煤名義高價銷售動力煤，企業(yè)以“化工煤”名義簽署確認函，但實際銷售動力煤，通過規(guī)避長協限價方式推高價格。不執(zhí)行政府定價主要表現形式是，個別煤炭交易中心自立項目、自定收費標準，增加煤炭交易成本。
另一方面，國務院出臺多項措施保障煤炭供應，原煤產量持續(xù)提升，2022年至今原煤單月產量均實現超10%以上的同比增速。價格方面，2022年8月6日秦皇島5500大卡動力煤市場價為1140元/噸，較3月高點已下降470元/噸；8月秦皇島5500大卡動力煤年度長協煤價為719元/噸，環(huán)比繼續(xù)持平。
申萬宏源認為，當前宏觀經濟背景及電力供需格局下，國家控煤價決心不容置疑，短期通過行政手段控制煤價，火電長協簽約率、履約率均有望上行，看好火電盈利能力邊際改善。
根據申萬宏源的測算，火電企業(yè)2022年一季度符合港口770元/噸限價標準的長協煤炭比例在40%左右，假設剩余部分符合港口1155元/噸限價標準，若符合770元/噸的長協煤比例每提升10%，對應綜合煤價（5500大卡）可下降38.5元/噸，在電價不變情況下，歸母凈利潤可提升17.98億元。若符合770元/噸限價標準的長協煤比例分別提升至70%、80%、90%，相較40%情況下的年化歸母凈利潤可分別新增53.95億元、71.93億元、89.91億元，盈利彈性巨大。
申萬宏源認為，保障供給是解決電力供需形勢緊張的核心，煤炭價格高企嚴重影響火電保供能力。上半年經濟增速下滑明顯，三季度是中國能否完成全年經濟增長指標的決定性季度，電力供應不容有失，因此需要強有力的限煤價措施來保證短期火電供應。中國政府限煤價保證火電供應的決心不容置疑。
限煤價只能緩解一時之需，仍需要長效機制解決電力行業(yè)困局。申萬宏源認為，推進現貨市場改革、建立全國統一市場和容量電價將是未來改革的重點。新能源保證容量系數較低，而儲能成本較高，伴隨火電利用小時數下降，預期政策層面將進一步轉變火電收益結構，設置容量電價。此外碳市場將進一步擴容，實現綠電交易市場與碳交易市場的聯動，通過綠電溢價增加新能源項目回報率。
火電拐點已至
安信證券認為，2021年火電投資額拐點已至，2022年將實現高速增長。
根據安信證券的研報，火電行業(yè)在2002-2005年處于發(fā)電產能供應偏緊狀態(tài)，隨著核準、投產量的迅速提升，到“十二五”期間已逐步過渡至供需基本平衡。由于機組大批量投產，2016年以來火電產能出現過?，F象，導致火電利用小時數逐年下降，因此2016年在國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于促進中國火電有序發(fā)展的通知》中提出要嚴控火電新增規(guī)模，同時國家數次叫停多個火電項目，導致“十三五”期間火電投資額連年下滑，從2016年的1174億元降至2020年的553億元。
2021年四季度以來，受到能源“保供+調峰”雙重需求影響，國家層面能源發(fā)展戰(zhàn)略調整，目前火電仍為重要的基荷電源，投資額迎來拐點。2021年火電投資額從553億元提升至672億元，同比增長21.5%，2022年增長趨勢更加明顯，上半年全國火電投資完成額達347億元，同比增長71.8%。
從更為細化的單季度情況看，火電投資額正呈加快增長趨勢。根據中電聯數據，2022年一季度與二季度火電投資完成額分別達122億元和225億元，較2021年分別同比增長52.5%與84.4%，創(chuàng)近四年新高。
從火電核準裝機情況看，目前火電核準進度同樣逐步加快。安信證券復盤了2015年以來每年火電核準項目裝機容量情況，“十三五”期間受產能過剩影響，火電核準規(guī)模大幅下滑，2016年在國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于促進中國火電有序發(fā)展的通知》中提出，一方面要取消一批不具備核準條件的火電項目；另一方面在存在電力盈余的省份對除民生熱電外的自用火電項目暫緩核準，火電項目核準程序趨嚴，因此2016-2019年國內火電核準裝機量大幅下降，分別為55.05GW、21.18GW、8.53GW和13.91GW。到“十三五”末期，火電行業(yè)出現“搶閘沖裝”現象，火電核準裝機量回升至41.79GW。2021年隨著“雙碳”目標的提出，要加大新能源轉型力度，2021年4月；習總書記在領導人氣候峰會上明確提出“嚴控火電項目”，導致全年火電核準裝機量再次回落至18.55GW。2021年四季度以來受到能源保供+調峰需求雙重影響，火電發(fā)展意愿增強，2022年一季度核準進度明顯加快，達到8.63GW，同比增長103%。
中國火電新增裝機容量已有所回升。2016年以來受火電項目叫停影響，新增裝機從2015年的55GW大幅下滑至2018年的39GW，2020年火電新增裝機容量已有小幅回升，參考火電項目核準裝機量和火電投資額的情況，安信證券判斷隨著核準量和投資額大幅增加，火電新增裝機容量也有望迎來增長。
增長態(tài)勢持續(xù)
安信證券認為，在國家“保供+調峰”需求疊加公司較強新建項目意愿推動下，火電投資增長態(tài)勢有望延續(xù)。
以火電核準裝機量為先行指標判斷后續(xù)火電投資額趨勢?；痣婍椖拷ㄔO周期通常為1.5-2年，在火電項目核準后1-2年內火電投資額有望陸續(xù)釋放，因此可將項目核準量作為先行指標。2022年一、二季度火電核準裝機量維持高增長趨勢，根據國際環(huán)保組織綠色和平發(fā)布的報告，2021年二、三季度受“嚴控火電項目”影響新核準火電項目裝機容量僅為1.1GW與2.2GW，自2021年四季度開始火電項目新核準裝機容量大幅回升，2021年四季度與2022年一季度分別達11GW與8.63GW，分別同比增長36.3%與103.1%。核準項目量的持續(xù)高增有望帶動后續(xù)火電投資額的穩(wěn)健增長。
從國家層面來看，“雙碳”背景下新能源發(fā)電量不穩(wěn)定，調峰需求迫切，同時“拉閘限電”現象引起國家對能源保供的重視，火電作為基荷電源的重要性凸顯。從企業(yè)層面看，近期受益于港口煤炭價格有所回落以及長協比例提升，火電項目業(yè)績有望迎來復蘇。此外，新建先進機組帶來的碳排放配額交易收益與火電容量的珍貴價值為企業(yè)提供新建火電項目的動力。因此，中短期內火電投資增長態(tài)勢有望延續(xù)。
安信證券認為，從國家層面看，火電投資額持續(xù)增長主要受三方面因素驅動：能源保供需求下新核準火電裝機量提升；火電靈活性改造投資增加；大基地項目所在省份調峰需求提升帶動新增火電調峰機組增加。
2021年下半年多省出現“拉閘限電”現象，能源保供需求刻不容緩，2022年能源發(fā)展戰(zhàn)略調整，火電核準進度大幅提升。2021年8月廣東、江蘇、云南、四川、內蒙古、吉林等多省實施有序用電、臨時停電、拉閘限電等措施，尤其東北地區(qū)限電最為嚴重，主要受到幾方面因素影響：
一是從供需方面看，2021年疫情影響減弱，經濟回暖背景下電力需求快速增長，據中電聯數據，2021年1-8月全社會用電量達到5.47萬億千瓦時，同比增長13.8%。而供給方面，火電2022年受煤炭供給不足、煤價持續(xù)上漲因素影響，火電企業(yè)虧損面逐步加大，企業(yè)發(fā)電意愿減弱；水電受到來水偏弱影響，發(fā)電量有所下滑；新能源發(fā)電方面裝機大規(guī)模投產背景下，由于其具有隨機性、波動性及間歇性的特點，裝機規(guī)模的迅速擴張對電網調峰、運行控制等帶來較大挑戰(zhàn)。多重因素影響下2021年整體電力供應不足，據中電聯數據，2021年1-8月全國發(fā)電量僅同比增長11.3%，電力供需緊張。
二是2021年上半年能耗雙控指標完成情況不佳也是8月出現“拉閘限電”現象的核心因素，2021年作為實行“雙碳”目標的開局之年，對于能耗雙控的執(zhí)行力度更加嚴格。根據國家發(fā)改委于2021年8月發(fā)布的《上半年各地區(qū)能耗雙控目標完成情況晴雨表》，9個省區(qū)能耗強度不降反升、10個省區(qū)能耗強度降低率未達到進度要求，因此三季度實現雙控目標壓力較大，導致出現限電現象。
三是能源保供需求下火電仍為重要的基荷電源。在2021年12月8日至10日召開的中央經濟會議中，中國提出要正確認識和把握“碳達峰、碳中和”，傳統能源的逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎之上，一方面提升煤炭清潔高效利用；另一方面增加新能源消納能力，推動煤炭與新能源優(yōu)化組合。不同于在2021年會議上提出的“推動煤炭消費盡早達峰”，在2022年煤價高漲電力供需緊張背景下，本次會議提出“要推動煤炭與新能源優(yōu)化組合”，火電仍在電力市場中占據重要地位，新能源電力消納受到重視，未來火電轉型新能源、“火風光”打捆上網有望成為推動“煤炭與新能源優(yōu)化組合”的有效方式，因此能源發(fā)展戰(zhàn)略調整背景下火電未來短期和中期在中國能源結構中的地位不改，保供需求下火電審批逐步放開。
另一方面，隨著新能源裝機的大規(guī)模投產，用于調峰的火電機組需求有望提升。由于風電、光伏發(fā)電波動性大，隨著新能源裝機容量的大規(guī)模增長，儲能調峰需求大幅提升，目前主流解決方式包括電源側調峰、儲能及特高壓線建設等。電源側調峰應用范圍較廣，可以提升電力系統的靈活性，進而緩解風光發(fā)電的不穩(wěn)定性與隨機波動性等問題。由于風光發(fā)電缺乏穩(wěn)定性，需要火電、水電等輸出穩(wěn)定的常規(guī)機組提供大量調峰、調頻、備用等輔助服務。
目前，主流的調峰方式有以下幾種:抽水蓄能、電化學儲能、火電靈活性改造調峰。其中，抽水蓄能受地質條件限制、電化學儲能成本較高，而由于中國北方地區(qū)煤炭與風光資源都較為豐富，火電靈活性改造是更適合北方地區(qū)的高性價比的調峰方式。
安信證券認為，新能源調峰需求下一方面火電靈活性改造規(guī)模有望提升；另一方面未來在新能源項目集中投產的省份（尤其風光大基地項目所在省份）新建火電調峰機組的需求有望增長。
火電靈活性改造方面，根據國家能源局于2021年11月發(fā)布的《全國火電機組改造升級實施方案》，要求“十四五”期間完成火電機組靈活性改造2億千瓦，增加系統調節(jié)能力3000萬-4000萬千瓦。因此火電靈活性改造也是2021年以來火電投資完成額回升的主要因素之一。
新增火電調峰機組方面，由于2021年以來國家大力推進新能源大基地項目開發(fā)，在國家《“十四五”現代能源體系規(guī)劃中》重點提出有序推進風電和光伏發(fā)電集中式開發(fā)，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目建設，積極推進黃河上游、新疆、冀北等多能互補清潔能源基地建設。
截至目前，據國家能源局，國家第一批風光大基地項目（合計97.05GW）已開工建設，地處于內蒙、青海、甘肅等19個省份，其中以北方省份為主；第二批風光大基地項目也已于2022年7月下發(fā)，總規(guī)模達到455GW。由于風光大基地所在地以風光資源優(yōu)異但消納能力不足的三北地區(qū)為主，調峰需求迫切，因此用于新能源調峰的火電機組審批進度有望加快，據綠色和平統計，2021年全國新增核準的18.55GW火電項目中，湖南、陜西、甘肅、安徽四個省份核準裝機量大幅領先，上述四省份均為風光大基地項目所在省份。
從公司層面看，在高煤價及火電大面積虧損背景下為何火電投資額仍在加速？安信證券認為主要受以下三方面因素影響：
一是港口煤價下行疊加長協比例提升，火電業(yè)績有望復蘇。
港口煤價持續(xù)下行。不同于以往旺季漲價，2022年煤價在旺季反而出現下跌趨勢。根據中國煤炭資源網數據，秦皇島動力末煤（Q5500）平倉價自2022年3月達最高值1664元/噸后，下降至目前的1215元/噸。港口煤價下降主要由于自2021年下半年開始，政府接連發(fā)布動力煤價調控政策以應對保供需求。此外，根據Wind數據，布倫特原油價格自2022年6月中旬以來呈震蕩下行趨勢，國際油價的下行降低了石油化工成本，抑制了煤化工需求，進而帶動國內煤價下行。
長協煤比例逐步提升。2021年中國發(fā)布《2022年煤炭長期合同簽訂履約方案（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100%全覆蓋。2022年以來，國家發(fā)改委發(fā)布一系列舉措對煤炭中長期合同簽訂履約情況進行專項核查，包括明確中長期交易價格合理區(qū)間、加大不履約處罰力度、規(guī)定補簽換簽最后期限等，一方面控制了2022年上半年電廠用煤成本；另一方面在一定程度上也滿足了火電企業(yè)用煤需求。未來，隨著動力煤保供穩(wěn)價政策落實力度不斷加大，火電長協煤100%履約比例有望逐步兌現，帶動燃煤成本穩(wěn)步下降。
長協煤執(zhí)行比例提升與現貨煤價逐步下降背景下，火電企業(yè)盈利能力有望向好。電價確定性上浮背景下火電盈利能力主要取決于煤價波動，在限價政策背景下長協煤價格基本可保持穩(wěn)定，因此煤價漲跌一方面取決于長協價格執(zhí)行比例；另一方面取決于現貨價格的波動。目前隨著增產保供以及穩(wěn)價政策力度逐步加大，動力煤現貨價已處于逐步下行區(qū)間，同時長協煤比例穩(wěn)步提升，后續(xù)火電企業(yè)度電盈利能力有望實現回升。
二是新建先進機組度電排放較低，碳排放配額交易收入有望提升。
為實現低成本碳減排，國家生態(tài)環(huán)境部于2021年1月發(fā)布《碳排放權交易管理辦法（試行）》，標志著全國碳排放權交易市場正式投入運行?；痣姀S作為控排企業(yè)每年可分配到一定的溫室氣體可排放配額，若最終排放量低于配額量，則盈余的碳配額可進行碳交易以獲得收益。根據《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發(fā)電行業(yè)）》，發(fā)電機組配額總量采用基準法核算：機組配額總量=供電基準值×實際供電量×修正系數+供熱基準值×實際供熱量，其中300MW等級以上常規(guī)燃煤機組的供電基準值為0.877tCO2/MWh。
目前隨著火電機組技術的發(fā)展與國家減排要求的提升，新建火電項目多采用超臨界、超超臨界等先進機組，根據國家能源局披露，截至2021年底中國火電機組中超臨界和超超臨界機組占比超50%。先進的火電機組整體發(fā)電效率更高，因此供電煤耗和CO2排放強度更低。
以超超臨界機組為例，根據《1000MW高效超超臨界火電機組CO2減排技術分析》，1000MW超超臨界機組的供電煤耗約為270g/kWh左右，低于中國6000kW及以上電廠平均供電煤耗305.5g/kWh，其產生的CO2排放強度僅為0.686tCO2/MWh左右，遠低于國家計算機組碳排配額時采用的供電基準值0.877tCO2/MWh。同時，從整體趨勢看，根據國家能源局數據，中國火電機組的供電煤耗呈現逐年下降的趨勢，從2012年325g/kWh下降至2021年的302.5g/kWh，進一步證明新建機組的減排效益。
新建火電項目有望推動火電企業(yè)碳排放權交易收入增長。2021年各火電企業(yè)積極參與碳排放權交易獲得收入，由于新火電項目的機組減排效益更強，其帶來的碳排放權交易收入或成為公司建設新項目的動力之一。
三是能耗雙控背景下推行“等/減容量替代”，火電核準容量價值凸顯。
近年來國家與各省陸續(xù)對火電新項目建設提出“等/減容量替代”原則。2018年，《山東省耗煤項目煤炭消費減量替代管理辦法》出臺，明確要求擬建耗煤項目新增的煤炭消費，需由其他途徑落實替代源。2019年國家發(fā)改委與能源局在《關于深入推進供給側結構性改革進一步淘汰火電落后產能促進火電行業(yè)優(yōu)化升級的意見》中要求新建火電項目的總容量應該小于等于火電關停容量指標，無法全額落實關停容量指標的項目，缺額部分可利用當量平價風電光伏容量替代。國家能耗雙控的大趨勢有望讓耗煤項目建設容量有望變得愈加珍貴。因此，在近期火電項目核準相對放開的背景下，公司有動力新建項目以獲得稀有且有價值的耗煤項目容量額度。
尋找投資機會
信達證券表示，在近期內全球煤、油、氣等能源通脹不減，中遠期電力市場化改革持續(xù)推進的情況下，火電價格將借力于電價機制的持續(xù)理順，實現從上游煤炭價格到下游終端用戶電價的全流程成本疏導。在煤價依舊高企的情況下，火電電價進一步放開“基準價+上下浮動”的浮動上限可能性較大。在“十四五”頂峰容量裕度不足，“十五五”新增火電裝機極少的情況下，火電將同時在電能量、輔助服務和容量三個方面成為稀缺資源。
安信證券表示，火電投資回暖，設備端有望優(yōu)先受益，重點關注火電環(huán)保設備板塊。
火電板塊產業(yè)鏈主要可分為設備端、工程建設端（EPC）及運營端，設備端主要可分為主機設備（包括鍋爐、汽輪機及發(fā)電機）和輔機設備（包括煙氣治理設備、水處理設備等）；工程建設端以中國能建為龍頭；運營端包括國內“五大四小”發(fā)電集團、省屬發(fā)電平臺等，預計火電投資復蘇背景下設備端有望優(yōu)先受益，火電環(huán)保設備板塊上市公司有望迎來投資機會。
“十三五”期間火電環(huán)保設備板塊部分子行業(yè)格局重塑，競爭格局向好：一方面受到“十三五”期間火電項目多次叫停、火電行業(yè)投資額大幅下降影響，部分小公司逐步淘汰，行業(yè)集中度提升，龍頭公司在火電投資釋放背景下有望充分受益；另一方面由于新核準機組基本為先進大容量機組，龍頭公司有望憑借其技術優(yōu)勢進一步提升行業(yè)競爭力。火電環(huán)保設備板塊上市公司有望迎來投資機會，安信證券建議關注火電靈活性改造、競爭格局較好的凝結水精處理設備及材料、煙氣監(jiān)測設備等板塊。
