以煤为主的火电，一直是我国电力供应和二氧化碳排放的双主体。在新能源成为新型电力系统的主体电源之前，煤电仍将发挥能源电力安全“压舱石”作用。立足“富煤贫油少气”的基本国情，我国形成了煤电为主、气电为辅、生物质发电为补充的火电发展格局。

同时，由于科技创新和市场机制仍存在短板、金融支持力度不足等，在低碳减排和安全保供的双重压力下，火电行业低碳发展面临“减排难、发展难、转型难、生存难”的困境。对此，实现火电行业低碳转型发展，需统筹好“发展和减排”“整体和局部”“长期和短期”“政府和市场”的关系。要秉持安全保供、先立后破、有序减排、技术驱动、远近结合的原则，保生存、促转型、稳发展，打赢火电行业绿色低碳转型“硬仗”。

一、“双碳”背景下煤电发展面临新形势

实现“双碳”目标是我国经济社会发展的内在要求。携手应对气候变化、推动绿色低碳转型成为世界各国的共同课题,加快绿色低碳转型、实现碳中和目标已然势不可挡。碳达峰、碳中和目标的提出，是着力解决资源环境约束问题、建设美丽中国、实现中华民族永续发展的必然选择。

能源绿色低碳发展离不开煤电转型。立足我国能源资源禀赋，推动能源革命，必须实现能源绿色低碳转型。传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上，煤电由提供基荷电量向提供系统调节能力和安全保障的角色进行转变。

煤电在相当长的时间内仍是我国主体能源。2021年煤电发电装机占比46.6%，发电量占比60.0%。煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。

二、煤电发展面临的五大问题

煤价与电价的矛盾长期存在。煤电承受煤价高企、电价低迷的双面夹击，煤电企业经营压力巨大，对煤电保障电力安全稳定供应形成影响。

煤电调峰价值没有得到有效体现。煤电承担了超出自身额度的电力系统调峰作用，没有得到合理回报，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新。

煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制。现役煤电机组的技术改造不断深化推进，部分技术改造缺少成本回收渠道的问题，直接影响到灵活性改造计划的全面落地。

煤电控容减量缺乏规划引领。应坚持先立后破、保障安全的原则，明确煤电控容减量阶段规划目标，推进有序替代和稳步减碳。

煤电降碳减碳缺乏机制保障。现行的煤电电价机制是基于电能量服务的，不能有效促进碳达峰、碳中和目标如期实现，需要优化煤电电价机制。

三、煤电转型发展方向

煤电产业既要发挥兜底保障和灵活调节作用，支撑新型电力系统建设，同时也要充分发挥存量资产价值，积极适应新定位，提升新功能，拓展新模式。煤电转型发展主要有现役机组升级改造、新建支撑保障机组、合理利用关停到役机组、深度拓展调节能力和向综合智慧能源拓展五个方向。我国地区间资源禀赋有不均衡性，煤电转型应考虑区域电力发展的差异化特征，制定相应区域化的煤电转型策略。

现役煤电机组全面改造升级

推动现役煤电机组行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展。“十四五”期间，完成煤电机组节能改造规模不低于3.5亿千瓦，到2025年做到应改尽改；积极实施煤电替代供热，完成供热改造约6800万千瓦；完成2亿千瓦煤电灵活性提升改造，增加系统调节能力4000万千瓦；合计提升消纳新能源能力4亿千瓦。

新建支撑保障煤电机组

为应对全社会用电需求，2025年前需要继续新建2.3亿~2.7亿千瓦清洁高效先进节能的煤电机组。一是在大型风光电基地建设支撑消纳的煤电机组，二是在能源供应保障重点区域且有负荷增长空间的供电紧张地区合理安排建设煤电机组。新建煤电机组必须具备较高的灵活性调节水平。

合理处置关停到役机组

“十四五”期间，共计淘汰3000万千瓦煤电机组。对于无需原址重建、“退城进郊”异地建设的关停机组，应“关而不拆”，作为应急备用电源，由此可形成1500万千瓦应急备用能力。

我国现役煤电机组大部分具备在设计寿命基础上延寿运行10年以上的能力。到役煤电机组根据需要，完成适应性改造后符合能效、环保、安全等要求的，可延寿运行转为应急调峰电源，“十四五”可形成超过5000万千瓦发电容量，可以相应节省全社会投资约1100亿元。

深度拓展煤电调节能力

在燃煤机组灵活性改造挖掘了机组内部技术潜力之后，通过模式创新、技术创新、产业耦合和供需协同等方式，突破煤电机组最低稳燃特性、环保要求及系统安全等因素的制约，提升煤电组合调节能力，深度拓展煤电调节能力。

煤电调节能力深度拓展的技术路径众多，积极探索煤电抽汽蓄能、协同储热、就近差峰多联供等调峰新技术，探索与压缩空气储能技术、电化学储能技术、大用户协同调峰响应协同联合应用等创新模式，探索储能融合优化运行，提升煤电组合调节能力。具体来说，煤电拓展深度调节能力，可以开展煤电+抽汽储能、煤电+储热、电锅炉、煤电+压缩空气储能、煤电+电化学储能、煤电+富氧燃烧等多途径技术路线。

煤电调节能力深度拓展，近年来不断涌现创新实践案例。产业耦合、供需协同、模式创新等都有新进展，有的热电项目实现了多联供、综合智慧能源服务，正在向最低发电负荷为零的目标突破创新。

向综合智慧能源拓展

煤电需要从单一发电服务转型为提供多种能源联合供应服务，因地、因企制宜，构建智能供电、气、水、热等系统，构成区域综合供能网架，为城市提供“电、热、冷、汽、水、压缩空气”等多能源供应。煤电向综合能源转型发展可以通过煤电生物质耦合、煤电与资源再利用组合发展等方式开展。

煤电生物质耦合发电，可以利用农林废弃物和城乡有机废弃物，通过将其加工成燃料颗粒替代燃煤掺烧，也可以通过气化处理产生可燃气体送入锅炉，实现生物质能处理耦合发电，减少温室气体排放，同时实现锅炉低负荷稳燃，提高机组灵活性调峰能力。

煤电与资源再利用组合发展是推动煤电“生态共享型电厂”发展新模式，为城市提供高效低碳的能源服务，使煤电向污染治理企业转型、向多种能源类型综合供给转型。协同处置市政污泥、垃圾及工业固废等生物质废弃物，实现减量化、无害化、资源化处置。实现区域内能量体系的梯级利用、循环利用，灵活匹配多种用能需求，降低区域碳排放，打造绿色智慧低碳综合能源服务示范区。

四、2023年煤电新周期开启：投资继续加速、业绩有望持续改善

1、顶峰缺口亟待补充，煤电作为兜底保障电源重要性突显

顶峰电力供需平衡的定义是：各种电源装机的累计顶峰容量（能在各种工况下稳定出力的 电源装机容量），扣除备用后，大于或等于尖峰负荷。 备用率参考《国家能源局关于发布 2023 年煤电规划建设风 险预警的通知》（国能发电力〔2020〕12 号）中提出的合理备用率，全国平均水平约为 13%。

尖峰负荷方面，由于第三产业和城乡居民用电量占比逐步提高，两部分用电量受季节性影 响更大（工业用电则相对平稳），最大负荷增速会高于全社会用电量增速，经验值约为 1 个 百分点。对比最大负荷增速（基于用电量增速+1%的估算值）和全国主要电网合计最高用 电负荷来看，“十三五”至今相似度较高，因此以最大负荷增速（估算）作为对年最大负荷 增速的估计。 2021 年全国最高用电负荷为 11.92 亿千瓦，出现于“迎峰度夏”；2022 年国家电网已出现 的最高负荷为 10.69 亿千瓦，南方电网已出现的最高负荷为 2.23 亿千瓦，合计 12.92 亿千 瓦。

顶峰容量方面，“十四五”期间除煤电外，预计其他电源顶峰容量合计仅不到 2 亿千瓦。水电、抽蓄、核电等建设期较长的电源资源，只有“十三五”已开工的项目有望在 “十四五”期间实现并网投产。其中，水电按“十三五”在建项目计，预计“十四五” 期间投产容量约 5000 万千瓦；抽水蓄能按《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》计，“十四五”期间投产容量约 3000 万千瓦，核电按《“十四五”现代能源体系 规划》计，“十四五”期间投产容量约 2000 万千瓦。 电化学储能按照《储能产业研究白皮书 2021》计，“十四五”投产规模约 3000 万千 瓦。 根据近五年来气电装机投产情况，“十四五”期间气电装机预计新增 5000 万千瓦左右。 风光新能源装机保守估计，“十四五”期间年均新增装机 150GW，其中风电与太阳能 发电装机占比为 4:6。

由此计算得到：“十四五”期间除煤电以外的其他电源共计装机 9.6 亿千瓦，但顶峰容量预 计仅新增 1.986 亿千瓦，其中 2021 年已并网顶峰容量 4090 万千瓦，预计 2022-2025 年期 间，除煤电外剩余可顶峰容量仅剩 1.58 亿千瓦。

据国网能源研究院，“十四五”煤电装机规划原为 1.5 亿千瓦。2021 年煤电已投产 2900 万 千瓦，因此按原定规划 2022-2025 年煤电剩余装机仅为 1.21 亿千瓦左右。假设“十四五” 期间 GDP 平均增速为 4.5%，电力消费弹性系数假设为 1.2，则“十四五”期间平均用电量 增速约为 5.4%，尖峰负荷增速预计为 6.4%。若按“十四五”煤电装机规划仅为 1.5 亿千 瓦考虑，在需求侧响应可以覆盖最大 5%的尖峰负荷的假设下，可以得到“十四五”期间 煤电装机缺口约为0.99亿千瓦；若不考虑需求侧响应，则煤电装机缺口约为1.20亿千瓦。 因此，按原先规划的 “十四五”煤电装机规模远不足以满足顶峰容量的需求，存在明显缺 口。

2、装机新核准加速，原停缓建机组有望更快投运

煤电停缓建分析：停缓建项目很多已完成前期可研、立项及报建审批环节，可更快开 工。 2016 年 4 月，国家发改委能源局联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能 源[2016]565 号），提出建立煤电规划建设风险预警机制，严控煤电新增规模，以及煤电 “取消一批、缓核一批、缓建一批”的“三个一批”政策。2016 年 9 月，国家能源局发布 《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》（国能电力[2016]244号），落实“取 消一批”政策，并公布总量 1240 万千瓦的煤电项目取消清单。

煤电项目正式开工前，需要煤电企业在完成相关可行性研究及其他报建材料后进行 42 项报 建审批，设计部门包括住房城乡建设部门、交通运输部门、国土资源部门、水利部门、海 洋部门、环境保护部门等，所耗时间较长。而煤电停缓建项目很多已完成部分报建审批流 程，在政策变动时可更快开工。

煤电项目新增核准分析：新增开工容量较大，煤电项目核准进入快车道。2022 年 8 月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作 中提到国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好 “十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。具体 措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。据界面新闻 报道，今年 9 月，国家发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两年火电将新开工 1.65 亿千 瓦。新增开工项目容量较大，与“十四五”煤电预计装机几乎相当。

假设“十三五”煤电项目停缓建容量 1.5 亿千瓦，已在原先“十四五”煤电项目规划中释 放 1 亿千瓦，则目前处于停缓建状态的煤电项目约为 5000 万千瓦。作为已经完成或大部完 成报建审批流程的项目，目前可直接开工的计划外煤电项目约为 5000 万千瓦左右。 从项目新增核准情况看，目前已公开披露的 2022 年煤电新增项目核准总量为 6206 万千瓦， 其中 2022 年三季度和 10 月份合计新增核准 4382 万千瓦。

3、投资决策流程和建设周期限制煤电产能释放节奏

从投资能力角度看，“十三五”期间，主要煤电企业营收情况较为稳定，现金流实现小幅微 涨。但 2021 年煤价上涨导致煤电企业业绩承压严重，现金流遭受明显重创，再投资能力受 到较大影响。随着电煤保供政策的不断落实，煤电企业经营情况在2022年转好，投资能力 有所恢复，为新一轮煤电投资建设周期启动奠定一定的条件基础。

从投资意愿角度看，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统形势下，煤电将逐步为新 能源发电出让电量空间，煤电电量占比将会逐渐减少，并网运行寿命达 30 年以上的煤电机 组将会面临发电利用小时逐年下降的可能情况，进而影响煤电项目的投资收益。发电收益 的不确定性影响煤电集团加大投资的投资意愿。在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系 统中，煤电机组的定位将从过去的主体电源向支撑性、调节性电源定位转变。因此，煤电 的投资建设还需要以辅助服务市场、容量市场为代表的系统调节性补偿市场机制加以驱动。

从建设周期的角度看，煤电机组项目从开工建设到最终并网投产，需要完成厂房浇筑、设 备吊装、锅炉点火调试等一系列流程后才可并网发电，大约耗时将近 20 个月。除此之外， 新增煤电项目还需要完成准备相关材料，集团内部投资决策，及项目报建审批等一系列前 期工作，所需时间更久。因此，煤电产能释放存在至少 2 年以上的建设周期。即使现在开 始加速煤电项目审批，煤电项目新开工 1.6 亿千瓦的项目预计最早也是在“十四五”末期 才能真正投产运营，电力供应短缺的局面在短期内缓解难度较大。

4、火电投资加速背景下，设备市场迎来机遇期

从单个煤电项目的投资情况来看，以某个两台百万千瓦超超临界空冷煤电机组项目为例， 工程总静态投资约为 66.9 亿元，折合单位投资 3343 元/kW。从成本组成来看，煤电主辅 生产工程占静态投资额比重达 86.1%，其中热力系统占静态投资额比重达 49.39%，是煤 电项目投资的最主要部分。 从设备投资角度看，煤电机组项目的锅炉机组、汽轮发电机组和热力系统汽水管道三部分 的投资额较高，排在热力系统投资费用前三位。其中，锅炉机组投资额约为 15.25 亿元， 折合单位投资 1453 元/kW；汽轮发电机组投资额约为 8.52亿元，折合单位投资 425.86/kW； 热力系统汽水管道总投资额约为 4.33 亿元，以总汽水质量 5770 吨计，折合单位投资 7.5 万元/吨。

因此，若以“十四五”新增煤电装机规划 1.6 亿千瓦计，对应锅炉机组投资额约为 2324.8 亿元，汽轮发电机组投资额约为 681.37 亿元，热力系统汽水管道投资额约为 345.6 亿元。

相比于“十三五”火电新增装机较“十二五”出现大幅下滑的情况，本轮新增煤电装机规 划将扭转火电投资建设持续下滑趋势， 带动提振火电设备市场空间扩大。中短期来看，新 增煤电装机有望同步带动火电设备投资空间超预期增长。若以“十四五”新增煤电装机规 划 1.6 亿千瓦计，“十四五”新增煤电装机将达 3.1 亿千瓦左右，较“十三五”同比增速达 32.37%。长期来看，“十五五”期间尖峰负荷需求将有望随新能源的进一步渗透和居民三 产用电占比提高而不断提高，顶峰电源的新增装机需求依旧长久存在，新能源顶峰能力不 足、其余顶峰电源产能周期较长的逻辑依然成立。为满足顶峰负荷需求，煤电装机仍有望 存在发展空间。煤电设备市场空间仍有望进一步扩大和持续。

5、系统调节资源日益稀缺，煤电灵活性改造加速推进

煤电灵活性改造起源于 2016 年，国家能源局于 6 月和 7 月分别遴选 22 个煤电灵活性改造 试点项目，总容量合计约 1700万千瓦，其主要目的在于实现煤电机组深度调峰，提高系统 调峰和新能源消纳能力。同年，《电力发展“十三五”规划》提出：“十三五”期间热电联 产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦左右，共计 2.2 亿 千瓦，改造完成后，将增加调峰能力 4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦。但 最终改造效果不及预期，实际完成的改造量约为 6000 万千瓦。

在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统背景下，新能源渗透率不断提高带来系统调节 能力需求提高。在构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统过程中，系统调节资源的 稀缺是推动煤电灵活性改造的最强助力。同时，随着电力市场化改革的不断推进，各地逐 步建立以竞价交易及共同分摊为核心的调峰辅助服务市场机制，调峰辅助服务的价值逐步 被市场成员所认可。最后，在“碳达峰-碳中和”的能源转型背景下，煤电在电力系统的功 能定位将从主体性电源加快向支撑性、调节性电源转变。保障电力系统安全和新能源消纳， 需要煤电进行大量的灵活性改造。

目前，煤电灵活性改造的技术路线根据改造机组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和 热电机组改造。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；热电机组存在供热需 求，需要在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装装置，实 现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽负荷脱硝改造，可使煤电机 组负载率最低降至 20%，总改造成本约为 1000 万~2000 万元/台。热电机组改造可选择技 术路线包括热水蓄热，固体电蓄热锅炉，以及电极式锅炉+热水蓄热等，改造效果和成本根 据技术路线不同而有所差异。

“十三五”期间，作为灵活性改造的试点机组容量多为 30 万千瓦~60 万千瓦。2020 年存 量煤电机组 30 万千瓦和 60 万千瓦共计 7.6 亿千瓦。假设每台煤电机组平均额定功率为 45 万千瓦，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造 2 亿千瓦为 基本场景；以存量 30 万千瓦和 60 万千瓦煤电机组，改造 80%，退役 20%为理想场景，同 时假设纯凝机组和供热机组各占总容量一半，热电机组改造平均新增调峰能力为 20%。则 煤电灵活性改造的市场投资空间为：

本体改造覆盖全部煤电灵活性改造，则基本场景改造费用总额为 44.4~88.8 亿元（对 应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为 133.2~266.4 亿元（对应远期市场空 间）。 热电机组额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本范围在 879~1383元/kW（单位新增调峰能力改造成本），则基本场景改造费用总额为 175.8~276.6 亿元（对应 “十四五”市场空间），理想场景改造费用为 527.4~829.8 亿元（对应远期市场空间）。

6、受益于量价齐升，煤电运营商业绩有望持续改善

历经 2021 年的业绩承压和 2022 年的边际改善，在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系 统和电力市场化改革不断推进的背景下，煤电企业有望在“十四五”迎来量价齐升，实现 业绩持续改善。 从电量角度看，若假定“十四五”期间 GDP增速为 4.5%，电力消费弹性系数为 1.2，则可 得到“十四五”期间平均全社会用电量增速为 5.4%左右。且 2021 年全社会用电量增速 10.3%，“十四五”剩余年份全社会用电量增速大概率出现“前低后高”的趋势。保守估计 风电光伏新能源“十四五”年均新增装机 150GW，设备利用小时数保持基本稳定（风电年 利用小时数 2100 小时，光伏年利用小时数 1200 小时），预计 2025 年新能源发电量占比可 达到 20%左右。

即便“十四五”期间，新能源将在电力系统中实现快速度高比例的渗透，持续稳定的用电 需求增长也将带动煤电电量的正增长。我们预估，虽然煤电电量占全电量的比重将持续下 降，但煤电电量的新增电量及同比增速依然保持增长，并持续至少到“十四五”结束。从电价角度看，随着电力市场化改革的不断推进，市场化电量占比不断提高，各地现货市 场建设的不断开展，煤电企业有望从电能量价格上浮、辅助服务收益和容量补偿三个电价 组成部分获益。

电能量方面，2022 年以来，在加强落实煤炭保供稳价的政策下，3~10 月动力煤中长协价 格稳定在 719 元/吨。10 月 31 日，在现货价格大幅上涨至 1595 元/吨左右的背景下，动力 煤年度长协煤价格仅由 719 元上调 9 元至 728 元/吨，体现了年度长协稳价保供的特征。我 们预计动力煤长协价格将小步慢涨、整体保持稳健，预计 2023 年度煤炭的长协价格仍然将 保持在 770 元/吨的上限价格以内（秦皇岛港 5500K）。随着电煤长协价格的小步慢涨，现 行煤电电价亦有望突破目前“基准价+上下浮动”的 20%浮动限制。同时，各地电力政策 也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。展望中短期，煤电电能量部分有望随购煤成本上涨而上浮。

辅助服务方面，随着新能源对电力系统的快速度高比例渗透，系统性调节需求将随着日益 增大的新能源波动性和间歇性而提高，灵活性调节资源的辅助服务调用费用有望受益于供 需关系实现价格上涨。在“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务市场原则下， 辅助服务费用分摊范围将从原先的发电侧电源端“零和博弈”扩展至包括新能源在内的发 电机组和市场用户，煤电所承担的辅助服务分摊费用将下降；而作为可以灵活调节出力， 提供调峰、调频、备用等辅助服务的资源，煤电可以获得的辅助服务收益将提高。

容量补偿机制是保证煤电电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。在适 应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体 电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的备用保障电源。新能源由于其出力的间歇性 和波动性，无法独立保障可靠电源供给；而煤电等常规电源由于新能源的电量替代作用， 长期来看发电利用小时数将持续下滑，难以通过发电收入回收固定投资成本。在高比例新 能源接入的新型电力系统中，容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段， 随着全国统一电力市场的建立和电价机制的理顺，有必要作为独立的电价组成部分纳入电 价体系内。随着“十四五”期间新一批煤电机组开工建设，在煤电电量增长有限而装机容 量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。

文章来源： 未来智库，电联新媒，经济日报