看好火電在煤價、電價新常態(tài)下的價值重估

目錄TOC\o"1-2"\h\z\u、市場現(xiàn)回：電板塊顯跑贏盤 4電力指數(shù)跑贏大盤 4傳統(tǒng)能源與新能源表現(xiàn)分化：火>水>風>光 4、3年用電增速望：有實現(xiàn). 6、3年煤價顧與望：高回落 7保供政策持續(xù)發(fā)力，國內(nèi)供應能力不斷加強 7火電仍是電力供給的壓艙石，但增速已進入中等水平 8煤炭庫存去化動力不足，全環(huán)節(jié)庫存上升 9今年3月起煤價快速下跌 10迎峰度夏在即，電廠日耗有望反彈，但煤價全年趨勢不變 10、火電值發(fā)進行：盈利復+值重估 長協(xié)煤政策有望帶來成本端持續(xù)改善 火電靈活性改造有望加速推進，與風光電協(xié)同價值凸顯 13投資建議 風險提示 圖表目錄圖1：申萬各行業(yè)板塊年初至6月2日漲跌幅（%） 4圖2：申萬電力各子板塊年初至6月12日行情表現(xiàn)%） 4圖3：年初至6月2日火電板塊部分個股漲跌幅（%） 5圖4：年初至6月2日水電板塊個股漲跌幅（%） 5圖5：年初至6月2日風電板塊個股漲跌幅（%） 6圖6：年初至6月2日光伏電子板塊個股漲跌幅（%） 6圖7：我國原煤產(chǎn)量及同比增速 7圖8：我國煤炭進口數(shù)量及同比增速 7圖9：全社會用電量（億千瓦時） 8圖10：第二產(chǎn)業(yè)用電量（億瓦時）及同比增速（右軸） 8圖1：總發(fā)電量（億千瓦時）及同比增速（右軸） 8圖12：223年14月發(fā)電結(jié)構(gòu) 8圖13：國有重點煤礦合計庫（萬噸） 9圖14：221年至今環(huán)渤海煤炭合計庫存（萬噸） 9圖15：重點電廠煤炭庫存（噸） 9圖16：重點電廠煤炭日耗量萬/日） 9圖17：黃驊港動力煤平倉價5500，元/噸） 10圖18：三峽水庫入庫流量（方/日） 圖19：動力煤長協(xié)指數(shù):CCI500（元/噸） 13圖20：靈活性不足原理 13圖21：火電靈活性改造的深歷程 15圖22：靈活性改造涉及子系示意圖 15表1：203年分產(chǎn)業(yè)用電量算結(jié)果（億千瓦時） 7表2：203年分產(chǎn)業(yè)用電量速測算結(jié)果 7表3：近兩年中長期合同簽訂履約工作方案內(nèi)容對比 12表4：電源側(cè)及儲能側(cè)部分資源靈活性運行參數(shù) 14表5：火電機組最小技術(shù)出力率及調(diào)峰深度 15表6：206年起部分政策匯總 16表7：“十三五”期間實際完成電靈活性改造統(tǒng)計情況 17表8：部分地區(qū)火電調(diào)峰補償 17表9：基準場景參數(shù)匯總 18表10：煤電靈活性改造基準景的經(jīng)濟性測算 19表1：各地方火電靈活性改造與新能源開發(fā)打捆的政策內(nèi)容匯總 201、市場表現(xiàn)回顧：電力板塊顯著跑贏大盤電力指跑贏盤2023年初至今（6月12，下同），滬深300指數(shù)漲-0.70%，申萬公用事業(yè)指漲跌幅+5.2%，跑贏滬深30指數(shù)在31個申萬一級行業(yè)中位第8位。其中電力指數(shù)漲跌幅5.30%。圖1：申萬各行業(yè)板塊年初至6月2日漲跌幅（%）0傳傳通信計算家用電器電石油石（子）電公用事機械設(shè)非銀金紡織服銀汽環(huán)滬深輕工制有色金國防軍鋼社會服醫(yī)藥生煤食品飲建筑材綜電力設(shè)基礎(chǔ)化農(nóng)林牧房地產(chǎn)美容護商貿(mào)零ind，傳統(tǒng)能與新表現(xiàn)分：火水風光電力子板塊中，2023年年初今，申萬火力發(fā)電、水力發(fā)電、光伏發(fā)電、風力發(fā)電指數(shù)漲跌幅別為+8.1%、+7.6%、-0.7%、-8.6%。圖2：申萬電力各子板塊年初至6月12日行情表現(xiàn)%）火力發(fā)電 水力發(fā)電 光伏發(fā)電 風力發(fā)電505050223//45)223//8223//8223//6223//9223//6)11((1(1)ind，分板塊來看，火電板塊，受22年電價上漲政策的延續(xù)及3年煤價下跌影響，收入、成本雙端均有改善，隨著一季報業(yè)績反轉(zhuǎn)驗證，尤其是煤價自3月起的持續(xù)下跌，火電板塊迎來一波較大度上漲。年初至今，漲幅前五的個股為：浙能電力（+43.27%）、通寶能源（+43.15%）、皖能電力（+41.96%）、天富能源（+41.31%）、建投能源（+37.52%）；跌幅前五的個股為：陜西能源（-26.20%）、ST金山（-20.07%）、華銀電力（-16.23%）、豫能控股（-13.12%）、贛能股份（-11.7%）。水電板塊，2023年一季度枯期來水普遍較上年偏枯，業(yè)績有所下滑，但得益于新增產(chǎn)能投產(chǎn)水電相對較高的業(yè)績確定性，水電板塊一季度表現(xiàn)平穩(wěn)。年初至今，漲幅前三的個股為：川投能源（+21.83%）、國投電力（+15.0%）、華能水電（+11.82%）；跌幅前三的個股為：湖南發(fā)展（-14.0%）、韶能股份（-.72%）、黔源電力（-526%風電、光伏發(fā)電板塊，業(yè)績并無異常波動，但受整體市場風格影響，其成長屬性溢價有所折損。風電方面2023年一季度國內(nèi)增裝機重回增長軌道，但在全面平價上網(wǎng)背景下，各環(huán)節(jié)降本效果有差異，產(chǎn)業(yè)鏈整體盈利能力依舊承壓。年初至今風電板塊漲幅前三的個股為：銀星能源（+20.09%）、嘉澤新能（+14.11%）、龍源電力（+13.9%）；跌幅前三的個股為：川能動力（-20.0%）、新天綠能（-1058%）、廣宇發(fā)展（-1.06）。光伏發(fā)電方面，隨著422硅料產(chǎn)能快速釋放，供給增加產(chǎn)能過剩，硅料價格迅速下降。硅料降價向中下游硅片、電池片及組件等環(huán)節(jié)傳導，疊加中下游環(huán)節(jié)近兩年擴產(chǎn)速度較快，已經(jīng)超過實際光伏裝機需求，光伏產(chǎn)業(yè)鏈盈利能力承壓。年初至今光伏發(fā)電板塊漲幅前三的個股為：珈偉新能（+11.80%）、東旭藍天（+10.3%）、芯能科技（+9.73%）；跌幅前三的個股為：露笑科技（-21.56%）、聆達股份（-20.9%）、京運通（-1218）。圖3：年初至6月2日火電板塊部分個股漲跌幅（%） 圖4：年初至6月2日水電板塊個股漲跌幅（%）0

浙通皖天能寶能富電能電能力源力源

贛豫華 陜*ST能能銀 股控電金份股力山*ST

50

川國華長投投能江能電水電源力電力

甘桂黔韶肅冠源能能電電股源力力份ind， in，圖5：年初至6月2日風電板塊個股漲跌幅（%） 圖6：年初至6月2日光伏電子板塊個股漲跌幅（%）50

銀嘉龍江中節(jié)三立廣新川星澤源蘇閩能峽新宇天能能新電新能風能能發(fā)綠動源能力能源電源源展能力

50

珈東偉旭新藍能天

浙太江陽新能能

晶兆科新科股技份

京聆露運達笑通股科份技ind， in，2、2023年用電量增速展望：望實現(xiàn)5.7%我們采用往年分產(chǎn)業(yè)用電量復合增速作為2023年分產(chǎn)業(yè)用量增速的中性預期，對全社會用電進行預測，其中：居民和第一產(chǎn)業(yè)用電量主要受氣候因素影響，極端天氣（包括夏季高溫干旱或洪澇多降水、冬季低溫多降雪等）較多則用電量較高，氣候正常則用電量穩(wěn)定。202/203年冬季，全國平均氣溫總體較往年平均氣溫偏高，前冷后暖起伏大，全國平均降水量較常年同期偏少，總體相對溫和。在此背景下，23年1~4月民用電量增速僅為0.4%，著低于近年平均水平。但基于全球長期預報制作中心的信息和專家評估編寫的最新通報WO預計在203年5月至7月期間，從ENSO中性轉(zhuǎn)變?yōu)槎驙柲嶂Z現(xiàn)象的可能性為60%。厄爾尼現(xiàn)象可能使我國部分地區(qū)出現(xiàn)夏季極端高溫干旱，居民用電需求較高，將拉動全年居民用電量走高。我們以近10年居民用電量的復增速（7.9%）作為203年年增速的中性預期。第一產(chǎn)業(yè)方面，2020年以來，隨著鄉(xiāng)振興戰(zhàn)略的逐步推進，農(nóng)村電網(wǎng)升級改造進程加快，電氣化水平持續(xù)提高，尤其是在農(nóng)光互補、漁光互補、林光互補等模式的應用和推廣帶動下，第一產(chǎn)業(yè)用電量自2020年至222年期間增保持在10%以上，23年全年預計保較高增速，我們以近3年第一產(chǎn)業(yè)用電量的復合增速（13.%）作為203年全年增速的中性。第二產(chǎn)業(yè)方面，23年以來經(jīng)濟社會全面恢復常態(tài)化運行，宏觀政策靠前協(xié)同發(fā)力，需求收縮、給沖擊、預期轉(zhuǎn)弱三重壓力得到緩解，經(jīng)濟增長好于預期，市場需求逐步恢復，經(jīng)濟發(fā)展呈現(xiàn)回升向好態(tài)勢，經(jīng)濟運行實現(xiàn)良好開局。但是當前我國經(jīng)濟運行好轉(zhuǎn)主要是恢復性的，內(nèi)生動力還不強，需求仍然不足，經(jīng)濟轉(zhuǎn)型升級面臨新的阻力。5月制造業(yè)PI指數(shù)錄得48.8%（前值49.2%），其中生產(chǎn)和新訂單PI分別為49.6%、8.3%前值分別為50.2%、8.8%，降幅均大于整體，且生產(chǎn)降至枯榮線以下，制造業(yè)中下游需求不足拖累生產(chǎn)，第二產(chǎn)業(yè)用電量增長動力欠缺。我們以近10年第二業(yè)用電量的復合增速（4.5%作為2023年全年增速的中預期，隨著經(jīng)濟增長的持續(xù)恢復，用電量增長仍有較大彈性。第三產(chǎn)業(yè)方面，自22年年底以來，國務院逐步頒布了優(yōu)化疫情防控措施，23年1月式對新病毒實行“乙類乙管”，從國內(nèi)游到跨境游，文旅出行逐步解禁，多地頒發(fā)促消費政策，消費者信心低位回升，餐飲、文旅等服務業(yè)消費復蘇態(tài)勢良好。2023年1~4月第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增7.1%，考到22年基數(shù)相較低23年全年有望保持較增速我們以近3年第三產(chǎn)用電量的復合增速（7.8%）作為203年全年增速的中性預期，隨著經(jīng)濟增長的持續(xù)恢復，用電量增仍有較大彈性。根據(jù)上述情景假設(shè)，我們測算得到203年分產(chǎn)業(yè)用電量測值。中性情景下，203年社會用電量將達到9.13萬億千瓦時較2022年同比增長.7%。觀情景下，全社會用電量約9.29萬億千瓦時，較2022年同比長7.6%；悲觀情景下，全社用電量9.03萬億千瓦時，較022年同比增長4.6%。表1：203年分產(chǎn)業(yè)用電量算結(jié)果（億千瓦時）第一產(chǎn)業(yè)第二產(chǎn)業(yè)第三產(chǎn)業(yè)城鄉(xiāng)居民全社會樂觀13266070716318145599291中性130359567160211442591317悲觀128058997158721415890308數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局，測算表2：203年分產(chǎn)業(yè)用電量速測算結(jié)果第一產(chǎn)業(yè)第二產(chǎn)業(yè)第三產(chǎn)業(yè)城鄉(xiāng)居民全社會樂觀15.7%6.5%9.8%8.9%7.6%中性13.7%4.5%7.8%7.9%5.7%悲觀1.7%3.5%6.8%5.9%4.6%數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局，測算3、2023年煤價回顧與展望：位回落保供政持續(xù)，國內(nèi)應能斷加強2022年以來，國務院常務會多次談及煤炭，明確要發(fā)揮煤炭的主體能源作用，立足我國國情，應對外部挑戰(zhàn)，抓住重點，強化能源保供，未雨綢繆推進條件成熟、發(fā)展需要的能源項目建設(shè)。面對嚴峻復雜的國際能源形勢和較大的國內(nèi)能源保供壓力，能源主管部門優(yōu)化煤炭生產(chǎn)、項目建設(shè)等核準政策，落實地方穩(wěn)產(chǎn)保供責任，全力以赴保障煤炭安全穩(wěn)定供應。3月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于成立工作專班推動煤炭增產(chǎn)增供有關(guān)工作的通知》，要求主要產(chǎn)煤省區(qū)和中央企業(yè)全力挖潛擴能增供，年內(nèi)再釋放產(chǎn)能3億噸以上。據(jù)全國源工作會議披露，2022年核煤礦項目22處、建設(shè)規(guī)模800萬噸年，全國新增煤炭產(chǎn)能超3噸/年。據(jù)國家統(tǒng)計局及國家海關(guān)總署數(shù)據(jù)顯示，2022年，規(guī)模以企業(yè)原煤產(chǎn)量達到44.86億，同比增長11.4%；煤及褐煤進口量2.93億噸，同比減少9.4。2023年以來，保供政策持發(fā)力，新增產(chǎn)能加速投產(chǎn)，2023年~4月，規(guī)模以上企業(yè)原煤產(chǎn)量達到15.33億噸，同比增長61%；同時煤炭進口政策逐漸放開，進口量大幅增長，2023年1~4月，煤及褐煤進口量達到1.43億噸，同比大幅增長89.1%2023年1~4月，原煤產(chǎn)量及進口量合計達到16.75億噸，同比長10.1。圖7：我國原煤產(chǎn)量及同比增速 圖8：我國煤炭進口數(shù)量及同比增速原煤產(chǎn)量（萬噸） 同比增速（%，右軸） 煤及褐煤進口量（萬噸） 同比增速（%，右軸）,0,0,0,0,0,0,00,000

,0,0,0,0,0,0,0

國家統(tǒng)計局， 海關(guān)總署，火電仍電力的壓艙，但已進入等水平受疫情影響，2022年全社會電量8.63萬億千瓦時，同比長3.9%，其中第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長僅為1.4%。223年國疫情防控政策調(diào)整，1~4月濟活動有所恢復，全社會用電量2.81萬億千瓦時，同比增幅擴大至5.0%，其中第二產(chǎn)業(yè)用電量比增長恢復至5.4%。圖9：全社會用電量（億千瓦時） 圖10：第二產(chǎn)業(yè)用電量（億瓦時）及同比增速（右軸）0 1 2 3 第二產(chǎn)業(yè)用電量 同比增速.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0

,0,0,0,0,0,0,00

月月月月月月月月月月月月月月月月月月2022年，全國規(guī)模以上發(fā)電業(yè)總發(fā)電量8.34萬億千瓦時同比增加3.7%，其中火電發(fā)量同比增長僅為1.5%。223年14月，全國規(guī)模以上發(fā)電企業(yè)總發(fā)電量2.73萬億千瓦時，比增加5.1%，其中火電發(fā)電量1.4萬億千瓦時，同比漲幅恢復至4.5%。03年14月，火發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比達到71，仍是我國電力供給的壓艙石。圖11：總發(fā)電量（億千瓦時及同比增速（右軸） 圖12：223年14月發(fā)電結(jié)構(gòu)總發(fā)電量（億千瓦時） 同比增速

風電 光伏,0,0,0,0,0,0,0,00

2021年2021年12月201-03201-04201-05201-06201-07201-08201-09201-10201-11201-122022年12月202-03202-04202-05202-06202-07202-08202-09202-10202-11202-122023年12月203-03203-04核電5%11%3%水電10%火電71%國家能源局核電5%11%3%水電10%火電71%煤炭庫去化不足，環(huán)節(jié)上升火電發(fā)電量增速低于國內(nèi)煤炭總供給的增速，煤炭供給相對過剩，主要體現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)庫存上。203年以來全國國有重點煤礦庫存持續(xù)上升，至4月達到1765萬噸，明顯高于20212022年同期。港口方面，今年以來環(huán)渤海港煤炭庫存也呈上升趨勢，至5月31日達到3042萬噸，為221年以來高水平。下游電廠方面，至5月25日，全國重點電廠煤炭庫存達到1110萬噸，較去年同期加24.5%，且仍呈上升趨勢全環(huán)節(jié)庫存均有上升，而下游電力需增長較慢，重點電廠煤炭日均耗量持續(xù)走低，煤炭庫存去化動力不足。圖13：國有重點煤礦合計庫（萬噸） 圖14：221年至今環(huán)渤海煤炭合計庫存（萬噸）200200100100500

1 2

300300200200100100500

1 2 1月2月3月4月5月6月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月圖15：重點電廠煤炭庫存（噸） 圖16：重點電廠煤炭日耗量萬噸/日）100010008006004002000

2

706050403020100

2 1月2月3月4月5月6月7月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月今年3月起煤速下跌2022年，能源主管部門通過快煤炭產(chǎn)能釋放、長協(xié)合同對電煤全覆蓋、合理價格區(qū)間限定、加強核查等多種方式穩(wěn)定煤炭價格，取得了相當成效。但因煤礦生產(chǎn)缺乏彈性，疊加進口煤量減少，區(qū)域性和時段性供需結(jié)構(gòu)不平衡仍然存在，煤價維持高位運行。黃驊港5500大卡動力煤倉價全年均價超過1275元/噸，10月28日報收于1638元/噸，達內(nèi)高點。而進入11月后，因非電用煤需求疲軟，市場煤價格快速回落，至年底收于115元/。23年以來，隨著全產(chǎn)業(yè)鏈庫存的上升以及電廠日耗的減少，國內(nèi)煤炭市場供給結(jié)構(gòu)相對寬松，煤價開啟快速下行通道。2月-3月受到內(nèi)蒙煤礦安全事故導致大面積停產(chǎn)巡查，煤價有階段性反彈但隨后下行趨勢不變。至5月，庫存壓力持續(xù)上升，且進口煤價持續(xù)下跌也帶來一定沖擊，國內(nèi)港口煤現(xiàn)貨價格加速下跌，至6月2日已降至75元/噸，長協(xié)煤的價差縮小至不足70/噸。圖17：黃驊港動力煤平倉價5500，元/噸）9 0 1 2 ind，迎峰度在即廠日耗望反但煤價年趨變供給方面，近年國內(nèi)新增產(chǎn)能以現(xiàn)有礦井的產(chǎn)能核增為主，大部分已進入市場，而新批礦井實際較少，未來增量空間不大，且新批礦井投產(chǎn)周期長，對短期市場供給結(jié)構(gòu)的沖擊較小。需求方面，迎峰度夏已經(jīng)開啟，電力需求正在釋放，而受到來水相對較枯影響年初至今水電出力不足，火電將持續(xù)支撐高峰期用電需求。電廠日耗將有望反彈，但受制于全產(chǎn)業(yè)鏈的庫存較高，去化需要一定周期。我們認為后續(xù)煤價繼續(xù)向合理區(qū)間回歸的趨勢不變，全年煤價中樞有望顯著下移。圖18：三峽水庫入庫流量（方米/日）6000500040003000200010000

1 2 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月10月11月12月ind，4、火電價值發(fā)現(xiàn)進行時：盈利修復+價值重估長協(xié)煤策有來成本持續(xù)善2022年0月1日，國家改委印發(fā)特急文件《2023電中長期合同簽訂履約工作方案》對做好2023年電煤中長期合同訂履約工作進行了安排、部署。此次方案較22年的方案進行了細調(diào)整，主要涵蓋供需、價格機制、履約要求等方面。供需方面，從供應端看，23的方案所規(guī)定的供應方包括所有在產(chǎn)的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，較22年比擴大了范圍，增加了中長期合同市場中的供給。而需求端來看，23年的方案將范圍縮小至僅電和供熱用煤的企業(yè)，另外也新增了貿(mào)易商可作為中間環(huán)節(jié)簽訂合同的相關(guān)規(guī)定，為供需市場提供更好的流動性。擴大的供給范圍和縮小的需求范圍，無疑將加大實際簽約的覆蓋率，充分體現(xiàn)了保供的決心和力度。價格方面，23年的方案重申以產(chǎn)地價格計算的電煤中長期合同必須嚴格按照《國家發(fā)展改革委于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》(發(fā)改價格[202)303號)、地方人民政府和關(guān)部明確的價格合理區(qū)間簽訂和履約，以港口價格計算的電煤中長期合同原則上應按照“基準價+浮動價”價格機制簽訂和執(zhí)行，不超過明確的合理區(qū)間。5500大下水煤合同基準價由22年的00/噸下調(diào)至675元/噸，根據(jù)03號文”及國家發(fā)改委第四公告內(nèi)容要求，此舉也將限制動力現(xiàn)貨市場價格上限，保供與穩(wěn)價共同推進。履約要求方面，對于供應端的合同簽訂比例進行了細化，煤炭企業(yè)任務量不低于自有資源量的80%，動力煤不低于7%。外延續(xù)了此前提出的三個10%要求中的履約率100%要求季度、年度履約率要達到00%，而月度之間可以供需雙方適當調(diào)劑，提供了一定的靈活性。同時鼓勵“淡儲旺用”,原則上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%。23年的方案也對拒絕履約的行為進行了具體表述，強調(diào)不得以未配置鐵路運力、停產(chǎn)減產(chǎn)為由拒絕履約。表3：近兩年中長期合同簽訂履約工作方案內(nèi)容對比2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案（發(fā)改電【201】365號）2023年電煤中長期合同簽訂履約工作方案（發(fā)改辦運行【22】93號）供應端產(chǎn)能30萬噸/年以上的煤炭產(chǎn)企業(yè)所有在產(chǎn)的煤炭生產(chǎn)企業(yè)需求端發(fā)電供熱企業(yè)、純供熱企業(yè)、鼓勵化肥生產(chǎn)企業(yè)支持冶金、建材、化工等行業(yè)簽訂發(fā)電和供熱用煤企業(yè)中間環(huán)節(jié)無貿(mào)易商可作為中間環(huán)節(jié)簽訂合同；允許合法合規(guī)價銷售，但不得通過其他貿(mào)易商再次轉(zhuǎn)售給發(fā)電業(yè)下水煤合同基準價（500大卡）700元/噸675元/噸合理價格區(qū)間執(zhí)行“303號文”下水煤（550千卡）中長期易價格每噸770元（含稅）執(zhí)行“303號文”下水煤（550千卡）中長期易價格每噸770元（含稅）浮動價參考指數(shù)4個3個（剔除了中國沿海電煤采購價格綜合指數(shù)）長協(xié)合同期限以年度合同為主，鼓勵3年以上長期合同原則上一年及以上，鼓勵3-5年合同簽訂比例合同總量達到自有資源量80以上；3年及以上長期合同量不少于合同總量的50%合同總量不應低于自有資源量的80%，動力煤不于75%履約比例月度履約率不低于80%季度和年度履約率不低于90%月度分解量足額履約；可在月度之間進行適當調(diào)劑，但季度履約量、全年履約量必須達到100%；鼓勵“淡儲旺用”,原則上淡季月份分解量不低于季分解量的80%。其他履約要求不得以未配置鐵路運力為由拒絕履約；不得以停產(chǎn)減產(chǎn)為由拒絕履約國家發(fā)改委，長協(xié)市場方面，煤炭中長期交易價格在合理區(qū)間內(nèi)運行時，燃煤發(fā)電企業(yè)可在現(xiàn)行機制下通過市場化方式充分傳導燃料成本變化，鼓勵在電力中長期交易合同中合理設(shè)置上網(wǎng)電價與煤炭中長期交易價格掛鉤的條款，有效實現(xiàn)煤、電價格傳導。煤炭價格超出合理區(qū)間時，將充分運用《價格法》等手段和措施，引導煤炭價格回歸合理區(qū)間。隨著政策端和基本面共同發(fā)力，煤炭價格上漲除了逐步向電價端部分傳導，也有望逐漸向合理區(qū)間回歸。2023年的工作方案中重申了同簽訂嚴格按照“303號文”中規(guī)定的標準執(zhí)行，即下水煤中長期交易合理價格區(qū)間為570~70元/噸（含稅），與22年方案未發(fā)生改變，疊加更加嚴格的監(jiān)管要求及措施，我們判斷2023長協(xié)煤價格總體趨勢可保持平穩(wěn)，與202年基本一致。參考2022年的實際情況，合理價格區(qū)間為570~770元/噸，基準價為00元/噸，長協(xié)煤價格指數(shù)自2022年3月起始終保持在720元/噸左右的水平。直至2023年5月中，港口現(xiàn)貨煤價下探至1000元/噸以下水平，長協(xié)煤價格指數(shù)出現(xiàn)松動，6月9日降至09/噸。根據(jù)203年的方案，準價下調(diào)25元/噸至65元/噸，因我們認為2023年長協(xié)煤價指數(shù)中樞在2022年的20噸基礎(chǔ)上也將有所下浮。圖19：動力煤長協(xié)指數(shù):CCI500（元/噸），火電靈性改望加速進，光電協(xié)價值顯在碳中和碳達峰的大背景下，能源系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型中風電和光伏發(fā)電將得到更大的發(fā)展空間，穩(wěn)定性較差的風電、光伏也將逐漸成為供電主力。隨著新能源的大規(guī)模并網(wǎng)，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段不足的問題越來越突出，風電、光伏所帶來的間歇性電力輸入沖擊問題可能會愈發(fā)明顯。在傳統(tǒng)的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,以火電為主的發(fā)電側(cè)是相對可控的一方,因此通常會利用發(fā)電側(cè)匹配用電側(cè)的負荷變化。由于風電、光伏發(fā)電穩(wěn)定性較差,一旦風電、光伏占比過高,發(fā)電側(cè)將不再穩(wěn)定而成為不可控因素,進而增加輸配電及調(diào)峰的成本。尤其是近年來受全球氣候變暖等因素影響，極端天氣時間多趨強，用電負荷高企的同時發(fā)電能力顯著下降，供電保障成本極高。以風電、光伏發(fā)電為代表的間歇性可再生能源發(fā)電出力天然具有波動性，隨著其出力占比的逐步提高，系統(tǒng)凈負荷波動增大，未來單純依靠火電和抽水蓄能的調(diào)節(jié)容量和調(diào)節(jié)能力無法滿足系統(tǒng)安全運行的靈活性要求。電力系統(tǒng)靈活性不足制約可再生能源消納的問題尚未得到根本性解決。電力系統(tǒng)靈活性主要體現(xiàn)在：當不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應大于需求時，系統(tǒng)可以“向下調(diào)節(jié)減少出力，從而減少發(fā)電被棄，盡快恢復供需平衡；當不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應小于需求時，系統(tǒng)可以“向上調(diào)節(jié)”增加出力，從而滿足負荷需求，避免負荷削減。電力系統(tǒng)向上靈活性與系統(tǒng)的爬坡能力有關(guān)，對于系統(tǒng)的負荷供應能力有較大影響。向上靈活性不足是導致電力短缺的重要原因。而向下靈活性與系統(tǒng)減少常規(guī)機組出力的能力緊密相關(guān)，對系統(tǒng)的可再生能源消納能力有較大影響。向下靈活性不足是造成棄風、棄光的重要原因。圖20：靈活性不足原理《中國電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》綠色和平碳中和追蹤，源、網(wǎng)、荷、儲是能源系統(tǒng)中的主要構(gòu)成部分，系統(tǒng)調(diào)度是以整體最優(yōu)為目標，統(tǒng)籌安排源、網(wǎng)、荷、儲各環(huán)節(jié)的運行策略，充分發(fā)揮各類資源特點，以靈活高效的方式共同推動系統(tǒng)優(yōu)化運行，促進清潔能源高效消納。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，靈活性資源主要以各類可調(diào)節(jié)電源及抽水蓄能電站為主。但隨著能源系統(tǒng)逐步完善，電網(wǎng)運行方式將更加靈活優(yōu)化，源網(wǎng)荷儲全環(huán)節(jié)都具有可挖掘的靈活性資源。如在電源側(cè)，煤電裝機容量大，出力穩(wěn)定可控，是潛力最大的靈活性調(diào)節(jié)資源，氣電和水電調(diào)節(jié)性能出色也是優(yōu)質(zhì)的靈活性資源。在儲能側(cè)，抽水蓄能可靠性高、調(diào)節(jié)性能出色，但選址受自然資源限制相對較大；電化學儲能布局靈活，但目前大規(guī)模應用仍存在一定安全隱患，且投資相對較高。而在電網(wǎng)側(cè)和負荷側(cè)主要是通過機制體制的調(diào)整從而提高整體體系的運營效率，如電網(wǎng)側(cè)統(tǒng)籌送受端的調(diào)峰安排，制定更加靈活的電網(wǎng)運行方式，鼓勵跨省、跨區(qū)共享調(diào)峰與備用資源；負荷側(cè)需求響應有序用電的安排可以大幅減小電網(wǎng)日內(nèi)負荷波動等等。表4：電源側(cè)及儲能側(cè)部分資源靈活性運行參數(shù)資源類型運行范圍（%）爬坡速率（n/mn）啟停時間（h）電源側(cè)煤電50~101~2%6~10熱電聯(lián)產(chǎn)80~101~2%6~10氣電20~108%2水電0~10020%<1核電30~102.5~%儲能側(cè)抽水蓄能-100~0010~5%<0.1電化學蓄能-100~00100%<0.1《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟性與政策建議》中國電力圓桌項目課題組我國火電總裝機規(guī)模超過13億千瓦，通過靈活性改造若可增加1%~2%調(diào)峰深度，即可釋放1.3億26億千瓦調(diào)峰容量為新能源電力的消納和電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行提供有力支撐。低負荷運行方式調(diào)峰是常規(guī)火電的主導調(diào)峰方式。非供熱機組和非供熱期供熱機組最小出力為其鍋爐最低穩(wěn)燃負荷，一般來說，單機容量30萬千瓦及以上機組，最小技術(shù)出力率為50；單容量10萬千至0萬千瓦組，最小技術(shù)出力率為60%單機容量10萬千瓦以下機，最小技術(shù)出力率為80%。表5：火電機組最小技術(shù)出力率及調(diào)峰深度火電機組容量最小技術(shù)出力調(diào)峰深度10萬千瓦以下80%20%10至30萬千瓦60%40%30萬千瓦以上50%50%資料來源：《風光水火聯(lián)合運行電網(wǎng)的電源出力特性及相關(guān)性研究》-韓柳等，對于火電機組的靈活性改造，根據(jù)調(diào)峰深度不同，改造的重點、難度和成本都有較大區(qū)別。主要改造方向來看，靈活性改造涉及電廠內(nèi)部多個子系統(tǒng)的變化，可能需對機組設(shè)備的本體進行改造，也可能新建其他輔助設(shè)備。對燃料供應系統(tǒng)、鍋爐系統(tǒng)、汽輪機系統(tǒng)、蒸汽水循環(huán)系統(tǒng)及儲熱系統(tǒng)、控制和通信系統(tǒng)等幾個子系統(tǒng)進行改造是提高火電機組靈活性最有效的手段，其中除控制和通信系統(tǒng)外，熱電機組和純凝機組的改造范圍存在差異。圖21：火電靈活性改造的深歷程《火電靈活性改造的現(xiàn)狀、關(guān)鍵問題與發(fā)展前景》潘爾生等，圖22：靈活性改造涉及子系示意圖《考慮多主體博弈的火電機組靈活性改造規(guī)劃》-郭通等，純凝機組來看，鍋爐的最低負荷取決于其燃燒穩(wěn)定性。低負荷時火焰穩(wěn)定性差，容易發(fā)生滅火事故，降低了機組運行安全性，改造路線主要從燃料供應和鍋爐側(cè)入手，包括富氧燃燒、等離子穩(wěn)燃技術(shù)和煤粉分離器改造等技術(shù)；另一方面，節(jié)能及環(huán)保指標也是制約鍋爐低負荷運行的關(guān)鍵因素，必須要保證低負荷運行時脫硝、除塵器和脫硫等系統(tǒng)的正常投運，考慮因低負荷脫銷投運可能造成的空預器低溫腐蝕、空預器堵塞等煙氣化學處理系統(tǒng)問題的相關(guān)技術(shù)措施。而對于供熱機組來看，一般較少涉及鍋爐低負荷運行問題，主要矛盾集中在熱電解耦的問題，涉及兩個子系統(tǒng)為汽輪機系統(tǒng)，蒸汽、水循環(huán)及儲熱系統(tǒng)。改造技術(shù)包括兩類：一類是汽輪機本體改造，包括高背壓技術(shù)、光軸改造技術(shù)和低壓缸零出力技術(shù)；另一類是增加電鍋爐、儲熱罐等熱電解耦設(shè)備，增加熱電機組的調(diào)峰能力。自206年起，國家發(fā)改委國家能源局連續(xù)出臺了多部政策文件推進火電靈活性改造。表6：206年起部分政策匯總發(fā)布時間發(fā)布部委文件名稱20166國家能源局《關(guān)于下達<火電靈活性改造試點項目>的通知》20167國家發(fā)改委、國家源局《關(guān)于印發(fā)<可再生能源調(diào)峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法的通知》201611國家發(fā)改委《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》201711國家發(fā)改委《解決棄水棄風棄光問題實施方案》201711國家能源局《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》20182國家發(fā)改委、國家源局《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導意見》20184國家能源局《煤電應急調(diào)峰儲備電源管理指導意見（征求意稿）》201812國家發(fā)改委、國家源局《清潔能源消納行動計劃（218-200年）》202111國家發(fā)改委、國家源局《關(guān)于<開展全國煤電機組改造升級>的通知》202112國家能源局《關(guān)于印發(fā)<電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定>的通知》202112國家能源局《關(guān)于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》20223國家發(fā)改委、國家源局《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》數(shù)據(jù)來源：國家發(fā)改委，國家能源局，2016年的《電力發(fā)展“十三”規(guī)劃》中明確指出，“十三五”期間，“三北”地區(qū)熱電機組靈活性改造約1.3億千瓦，純機組改造約8200萬千瓦；它地區(qū)純凝機組改造約450千瓦。改造完成后，增加調(diào)峰能力400萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加4500萬千瓦。但根據(jù)01年國家電網(wǎng)發(fā)布的《國家電網(wǎng)有限公司服務新能源發(fā)展報告》中顯示，“十三五”期間，累計完成火電機組改造1.62億千瓦，其“三北”地區(qū)完成火電機組改造8241萬千瓦（完成率約%），增加調(diào)節(jié)能力151萬千瓦完成率約33%），“三北”區(qū)仍有較大提升空間。表7：“十三五”期間實際完成火電靈活性改造統(tǒng)計情況區(qū)域數(shù)量（臺）容量（萬千瓦）供熱期間提升調(diào)節(jié)能力（萬千瓦）供熱期間提升調(diào)節(jié)能力（萬千瓦）華北341185305272東北813378606366西北743678590559華中9447783華東1167521865862總計3141620924442062數(shù)據(jù)來源：《服務新能源發(fā)展報告2021》-國家電網(wǎng)，2021年11月，在《關(guān)于開全國煤電機改造升級的通知》中，明確“十四五”期間完成煤電機組靈活性改造2億千瓦，增加系調(diào)節(jié)能力3000400萬千瓦202年3月，在《“十四五”代能源體系規(guī)劃》中，提及到2025年，靈活性電源占比達到24左右。重申力爭到205年，煤電機組靈活性改造規(guī)模累計超過2千瓦為火電靈活性改造預留較大增長空間。對于火電企業(yè)，多地區(qū)能監(jiān)局、能監(jiān)辦陸續(xù)推出電力輔助服務市場運營細則，明確火電機組參與調(diào)峰可得到補償?shù)臉藴剩ㄟ^有效的市場調(diào)節(jié)手段，充分提高了火電企業(yè)參與靈活性改造的動力。表8：部分地區(qū)火電調(diào)峰補償?shù)貐^(qū)政策出臺時間補償上限（元/W）青海201960.8河南201980.7陜西2019120.75新疆202010.7湖北202060.6廣東202061.188廣西202060.594云南202060.996貴州202060.972海南202060.898東北202091江西2020110.6山東202190.8河北南網(wǎng)2021100.5華北2021100.95川渝202111-寧夏2021120.75福建202241華北202270.25華東202280.32甘肅202293.6數(shù)據(jù)來源：各地能監(jiān)局或能監(jiān)辦，我們測算了單體項目進行火電靈活性改造的盈利情況。設(shè)置的基準條件為：（1）300W純凝煤電機組根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，假設(shè)初始年利用小時數(shù)為2021年國6000千瓦以上機組火電平均利用小時數(shù)448小時，供電標準耗3025克/千瓦時，廠用電率4%；煤價基準采用國家發(fā)改委303號文規(guī)定的5500卡秦皇島下水煤合理價值區(qū)間上限（即770元/噸），設(shè)10%長，假設(shè)基準上網(wǎng)電價為439兆瓦時（含稅）；改造前最小技術(shù)出力50%，根據(jù)利用小時數(shù)算得改造前平均負荷率為50.8%；改造后最技術(shù)出力假設(shè)30%，對應的電調(diào)峰補償標準假設(shè)0.5元千瓦時，忽略容量補償；靈活性改造成本參考中電聯(lián)《煤電機組靈活性運行與延壽運行研究》報告中單位千瓦調(diào)峰容量成本中樞值假設(shè)為1000/千瓦，則300W機組由50出力降至30%出力可釋放60W調(diào)峰容量，對應改造成本為600萬元，假設(shè)改造成本分攤限為20年，則年分攤成本30萬元；假設(shè)該電廠每日參與深度調(diào)峰時長為2.0小時，調(diào)整力期間的爬坡效率為1.5nmn，爬坡期間以最低出力（30%）電；發(fā)電增值稅率13%。表9：基準場景參數(shù)匯總裝機容量-300利用小時數(shù)-小時4448供電標準煤耗-克/千瓦時302.5上網(wǎng)電價-元/Wh0.432煤價-元/噸770增值稅率13%改造前最小技術(shù)出力50%改造前平均負荷率50.8%靈活性改造成本-元/千瓦1000平均調(diào)峰時長-小時/日2.0燃煤成本在運營成本中占比85%廠用電率4%數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中電聯(lián)，在上述假設(shè)及條件基礎(chǔ)上，基準場景的經(jīng)濟性測算結(jié)果顯示，對于300W煤電機組來說，靈性改造的初始投資約600元，改造后每年增加148稅前利潤。表10：煤電靈活性改造基準景的經(jīng)濟性測算改造前上網(wǎng)電量-億千瓦時6.50改造前燃煤成本-萬元1928.77改造前電費收入（不含稅）-萬元2528.44改造前稅前利潤-萬元259583改造后最小技術(shù)出力（深度調(diào)峰負荷）30%每減少1%最小出力煤耗增加克/千瓦時0.65改造后平均煤耗-克/千瓦時316改造后上網(wǎng)電量-億千瓦時5.97改造后燃煤成本-萬元1848.66改造后電費收入（不含稅）-萬元2320.12減少出力期間的爬坡速度-%/mn1.5%爬坡時間（單程）-小時0.22調(diào)峰補償電量-億千瓦時0.53調(diào)峰補償-元/千瓦時0.55調(diào)峰補償收入-萬元294097改造投資-萬元6000改造投資成本分攤年限-年20改造后稅前利潤-萬元409390增加稅前利潤-萬元1498《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟性與政策建議》-中國電力圓桌項目課題組，《燃煤火電機組深度調(diào)峰交易收益測算模型與分析》-張彬等，測算2021年5月國家能源局下發(fā)關(guān)于2021年風電、光伏發(fā)開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》(國能發(fā)新能〔2021〕5號)，改變風、光伏項目指標的管理方式。同年11月《關(guān)于推進201度電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展工作的通知》將組織推進電源開發(fā)地點與消納市場均屬于本省（區(qū)、市）的“一體化”項目審批權(quán)限正式下放給地方。自此各地對于新能源項目的規(guī)模指標有了更多配置方式，除了常見的“漁光互補”、“農(nóng)光互補”、“林光互補”等產(chǎn)業(yè)拉動型政策，也成為了上述推動火電靈活性改造的重要方式，為火電企業(yè)提供了更多的轉(zhuǎn)型方式。內(nèi)蒙、湖北、新疆、河南