用电需求高增，电力企业利润明显改善。国家统计局发布全国规模以上工业企业利润，1-8月份电力行业利润同比下降2.0%，相较于1-7月份降幅收窄10个百分点。生产生活的逐步恢复叠加极端高温天气，电力行业的利润在8月份明显改善。从用电量数据来看，8月全社会用电量8520亿千瓦时，同比增长10.7%。其中城乡居民生活用电量大幅增长，同比增长33.5%。高温天气加大了居民的用电需求，电力负荷屡创新高。此外，第二产业用电增速由降转升，同比增长3.6%，工业的恢复带动用电的增长。用电需求的增家带动了电力行业生产，使得行业利润得到一定改善。

风电和光伏的主要问题就是发电不够稳定，像光伏晚上或者阴雨天就不能发电了，因此需要配套储能，但是国内现在碳酸锂价格太贵，储能成本太贵，盈利困难，暂时需要火电机组提供过度，也就是火电企业建立一些冗余的机组，一旦风电和光伏发电不足，用火电机组顶上，GJ会给这些机组提供一些补贴，提升火电企业的盈利能力。

火电企业发展新能源主要有两个优势，一个是火电机组能够实现储能的作用，另一个是火电企业折旧比较多，折旧会抵扣公司利润，但是不影响公司现金流，火电企业现金流都比较充裕，可以用这部分现金流支撑风电光伏建设。

企业层面，受益于上网电价提升，部分火电企业已实现扭亏，但由于煤炭价格持续高位震荡，火电企业仍面临很大成本控制压力。

综合考虑国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气候变化等因素，预计2022年下半年，全国电力供需总体紧平衡。当前火电压舱石作用仍极为重要，但未来受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧，火电机组调峰作用将逐步凸显。

一、火电行业

本文中的火电行业，主要指煤电。

1、 全国发电装机总量与发电量构成分析

2021年末全国发电装机容量达23.8亿千瓦，比上年末增长7.9%。全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。煤电在全国发电装机总量中的比例已低于50%，但煤电对全国发电量的贡献仍然是最大的，达到60%。

2021年，全国全口径发电量8.38万亿千瓦时，同比增长9.8%。由于风电与光伏发电利用小时数低，2021年我国非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，占总发电量的比重为34.5%，化石能源发电占总发电量的比重仍高达65.5%。煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占总发电量的比重为60.0%。未来十几年，煤电在我国发电行业中主导地位不会改变，但占比将会持续下降。

2021年，全国发电设备利用小时数为3817小时，同比提高60小时。其中，火电设备利用小时4448小时，煤电为4586小时，气电为2814小时。水电设备利用小时3622小时。并网风电利用小时2232小时，并网太阳能发电利用小时1281小时。

全国用电量保持平稳增长同时，电力消费结构正日益优化。第二产业用电比重逐步收缩，第一产业、第三产业比重略微扩大。用电结构将进一步向第一产业和第三产业倾斜。

2、2021年全国新增发电装机情况

2021年，全国新增发电装机容量17629万千瓦。其中，新增火电装机4628万千瓦，并网水电2349万千瓦、风电4757万千瓦。新增可再生能源装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。

中国新增发电装机总规模连续九年超过一亿千瓦。2021年新增火电装机4628万千瓦，较上一年同期减少1032万千瓦。重点工程包括：国内最大在建项目—国家能源集团国电电力上海庙公司百万千万超超临界1号机组投产发电、华能集团自主研发的世界参数最高和容量最大超临界二氧化碳循环发电试验机组投运、国家优质工程金质奖上海漕泾电厂改造完成并网、安徽省首个厨余垃圾沼气发电项目并网、四川省首台超超临界百万千瓦机组投运、福建罗源湾港储电一体化电厂工程1号机组投运、获得世界最高冷却塔吉尼斯世界记录的国能胜利电厂一期工程全面建成投产等。

3、超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显

截至2020年底，全国煤电总装机容量的89%已实现超低排放。据中电联统计，2020年，全国电力烟尘排放总量约为15.5万吨，同比降低15.1%。二氧化硫排放量约为78万吨，同比降低12.7%。氮氧化物排放量约为87.4万吨，同比下降6.3%。

近十年来，我国火电污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2011年的155万吨下降到2020年的15.5万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.4克下降到0.032克;二氧化硫排放总量由2011年的913万吨下降到2020年的78万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时2.3克下降到0.16克;氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2020年的87.4万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦时2.4克下降到2020年的0.179克。

从上述数据可以看出，过去十年中我国的发电总量在翻倍，烟尘排放物却下降了80%左右，这一方面源于发电主机技术的进步，另一方面源于工业节能技术、余能回收利用技术、烟尘治理技术的进步，以及国家推行的十大节能工程。

4、火电行业发展趋势

未来几年，我国火电行业新增装机将持续下降， 2040年以前国家将出台政策原则上不再建设火电机组。

二、2022年上半年火电行业主要政策及动态点评

关键词1：市场化交易

2022年1月25日，广州电力交易中心发布《关于印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》的通知》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。

2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要完善电力价格形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。

2022年3月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，指出支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。其他地区尽快开展现货市场建设工作。2022年6月底，省间现货交易启动试运行。

2022年5月25日，北京电力交易中心发布《关于印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》的通知》，参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。

点评：推动全国统一电力市场体系的建设有助于解决目前电力市场存在的体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，有利于构建适合我国能源资源禀赋和新能源发展的电力市场体系。绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。

关键词2：现代能源体系

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件从加强应急安全管控、推动构建新型电力系统、创新电网结构形态和运行模式、增强电源协调优化运行能力、加快新型储能技术规模化应用、大力提升电力负荷弹性等几个方面对建设现代能源体系作出了顶层设计，为电力各个环节发展提供了详细的政策细则和实施路径。在推动构建新型电力系统方面着重提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，积极推动源网荷储一体化发展。

具体而言，“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标有：能源综合生产力达到46亿吨标煤以上（原油2亿吨、天然气2300亿方、发电装机30亿千瓦）；单位GDP碳排放五年累计下降18％；

单位GDP能耗降低13.5％；非化石能源发电占比达到39％；非化石能源消费达到20％；电气化率达到30％；灵活性调节电源占比达到34％；电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％~5％。

点评：《“十四五”现代能源体系规划》发展目标更加聚焦于能源安全、低碳转型和创新发展。其中，保障安全是能源发展的首要任务，“十四五”时期将从战略安全、运行安全、应急安全等多个维度，加强能源综合保障能力建设。其次，“十四五”是碳达峰的关键期，能源绿色低碳发展的重点在于做好增加清洁能源供应能力的“加法”和减少能源产业链碳排放的“减法”，推动形成绿色低碳的能源消费模式。此外，科技创新是能源发展的重要动力，需加快能源产业数字化智能化升级，完善能源科技和产业创新体系，加快构筑支撑能源转型变革的先发优势，因此储能、氢能、新一代核能、二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物等为科技前沿领域，是企业未来投资的新领域。

关键词3：平衡收益，保供稳价

2021年9月29日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会发布《关于进一步做好电煤保供工作的通知》，要求各企业深挖电煤增产潜力，全力增加电煤供应量，并优先确保发电供热用户的长协合同资源，原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现，已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100％。

2021年10月12日，国家发展改革委印发《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），提出将有序放开全部燃煤发电电量上网电价；将燃煤发电市场交易价格浮动范围由原上浮不超过10％、下浮原则上不超过15％扩大为上下浮动原则上均不超过20％，且高耗能企业市场交易电价不受上浮20％限制（电力现货价格不受上述幅度限制）；在保持居民、农业用电价格稳定的基础上，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户都进入市场。

2021年12月3日，国家发展改革委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，提出将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围，并要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100％签订长协；价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550~850元/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31％。

2022年2月24日，国家发展改革委发布《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），明确要综合运用市场化、法制化手段引导煤炭（动力煤）价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应。该通知指出基于市场运行情况，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理，并明确了晋陕内蒙古相应煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，且要求于2022年5月1日开始执行。

2022年3月，国家发展改革委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上，其中1.5亿吨来自新投产煤矿，另外1.5亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。根据上述通知，多地区陆续公布增产计划，如鄂尔多斯公布《鄂尔多斯市煤炭增产保供稳价工作实施方案》，要求煤炭日产量增至290万吨，山西省公布《山西省煤炭增产保供和产能新增工作方案》，要求2022年产量达到13亿吨，同比增加1.07亿吨。

2022年4月28日，国务院关税税则委员会发布《关于调整煤炭进口关税的公告》，自2022年5月1日至2023年3月31日，对所有煤炭实施税率为0的进口暂定税率。

2022年4月30日，国家发展改革委发布公告（2022年第4号），进一步明确煤炭领域经营者哄抬价格的四种具体行为表现，强调煤炭中长期交易销售价格不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限，煤炭现货销售价格不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的50％，即不能超过1155元/吨。

2022年5月11日，经国务院批准，中国人民银行、国家发展改革委和国家能源局联合印发通知，明确支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度增加1000亿元，专门用于同煤炭开发使用和增强煤炭储备能力相关的领域。具体支持领域包括：一是煤炭安全生产和储备领域。包括现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目。二是煤电企业电煤保供领域。该通知明确金融机构应优先支持煤炭安全生产和储备的项目贷款，对于煤电企业电煤保供领域，金融机构发放的煤电企业购买煤炭的流动资金贷款可按要求申请专项再贷款支持。此次增加1000亿元额度后，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元。

点评：2021年以来，煤炭供需不平衡导致煤炭价格持续大幅上涨，以秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价为例，煤炭价格由年初的797.50元/吨提高至10月份的峰值2592.50元/吨。对此，国家密集出台了一系列针对性政策，通过促进释放优质煤炭产能、增加煤炭进口等方式平衡煤炭供需水平，保障能源安全稳定供应；并通过增加长协合同覆盖程度、严禁非理性抬价等方式推动电煤价格回归合理区间水平，稳定电力企业用能成本。2022年上半年，秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价基本维持900~1100元/吨水平。此外，适度放开煤电上网电价限制也有助于火电企业实现扭亏。

文章来源： 联合资信，老尹诗史话中国， 中二cos