1. 從電量、容量雙角度測(cè)算未來(lái)火電需求
1.1 火電未來(lái)需求測(cè)算
1.1.1 我國(guó)未來(lái)電力需求總量判斷
我國(guó)電力需求未來(lái)空間仍然較大。主要邏輯有三個(gè)方面：一是，我國(guó)GDP增長(zhǎng)帶來(lái)的能源總量需求增長(zhǎng);根據(jù)《中華人民共和國(guó)國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十四個(gè)五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》，2035 年我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展遠(yuǎn)景目標(biāo)將實(shí)現(xiàn)“人均國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值達(dá)到中等發(fā)達(dá)國(guó)家水平”。2023 年我國(guó)人均 GDP 約 12174 美元，而歐盟、美國(guó)人均GDP 分別為34163美元和65020 美元，以歐盟、美國(guó)人均值的一半為標(biāo)準(zhǔn)，中國(guó)仍有40.3%和167.1%的差距。以2023年數(shù)據(jù)測(cè)算，假設(shè)我國(guó)經(jīng)濟(jì)維持中高速發(fā)展，到 2030 年我國(guó)GDP 年化復(fù)合增速4%，單位能耗則降低到 0.3830 噸標(biāo)準(zhǔn)煤/萬(wàn)元，則屆時(shí)我國(guó)能源需求達(dá)到60 億噸標(biāo)煤左右的峰值，能源消費(fèi)增量比 2023 年增長(zhǎng)約 5%;從電能消費(fèi)來(lái)看，我國(guó)人均用電量水平相對(duì)發(fā)達(dá)國(guó)家也有較大差距， 2023 年中國(guó)人均用電量 6543kwh，僅為美國(guó)的 54.8%。二是，隨著AI 技術(shù)應(yīng)用、新能源汽車滲透率提高等新的用電負(fù)荷增加，電能在能源結(jié)構(gòu)中的占比持續(xù)提升;IEA測(cè)算2022年全球數(shù)據(jù)中心用電量約占全球總用電量的 2%，到 2026 年用電量或?qū)⒃鲩L(zhǎng)超過(guò)70%;我國(guó)AI 算力發(fā)展程度相對(duì)較低，未來(lái)對(duì)發(fā)電量的拉動(dòng)空間預(yù)計(jì)更大。新能源車方面，我國(guó)2023年新能源車保有量 2041 萬(wàn)輛，同比增長(zhǎng) 55.8%，2020 年至今的年化增長(zhǎng)率為61.5%。但新能源車保有量仍僅占汽車總量的 6.07%，2023 年新能源汽車滲透率31.6%，到2030 年預(yù)計(jì)仍有較大增長(zhǎng)空間。2023 年我國(guó)電能在終端能源消費(fèi)中占比 28%左右，但隨著用電負(fù)荷的增加，中電聯(lián)預(yù)計(jì)到 2030 年，我國(guó)電氣化水平將達(dá)到 35%。第三，電力系統(tǒng)建設(shè)助力實(shí)現(xiàn)“雙碳”減排目標(biāo);電能替代化石能源，有助于促進(jìn)單位 GDP 能耗降低，有助于實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)。我們測(cè)算，2010—2020年，我國(guó)終端電氣化水平提高了約4.3個(gè)百分點(diǎn)，單位GDP能耗下降了約51.4%。
中性預(yù)期下，我國(guó)到 2030 年社會(huì)用電量需求空間有 2.9 萬(wàn)億千瓦時(shí)。2023 年我國(guó)全社會(huì)用電量累計(jì) 9.2 萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增速+6.8%，十四五以來(lái)年化增速+7.1%。根據(jù)電規(guī)總院測(cè)算，預(yù)計(jì)到 2030 年社會(huì)用電量達(dá)到 11.8-12.5 萬(wàn)億千瓦時(shí)，我們?nèi)∽畹椭?1.8 萬(wàn)億千瓦時(shí)、平均值12.15 萬(wàn)億千瓦時(shí)及最高值 12.5 萬(wàn)億千瓦時(shí)分別作為悲觀、中性和樂(lè)觀目標(biāo)，則分別同比2023年年化增速近 3.58%、4.01%和 4.44%，相對(duì) 2023 年用電量增量空間分別為2.6、2.9和3.3萬(wàn)億千瓦時(shí)。
1.1.2 未來(lái)對(duì)火電電量需求的測(cè)算
目前我國(guó)電力發(fā)電結(jié)構(gòu)仍以火電為絕對(duì)主力。截止 2023 年底，我國(guó)電力總裝機(jī)29.2億千瓦，火電、水電、核電、風(fēng)電及太陽(yáng)能分別占比 47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%;其中，燃煤火電占比 39.9%，風(fēng)能和太陽(yáng)能合計(jì)占比 36%。從發(fā)電結(jié)構(gòu)來(lái)看，2023年我國(guó)規(guī)上發(fā)電設(shè)備總發(fā)電量 8.91 萬(wàn)億千瓦時(shí)，火、水、核、風(fēng)、太陽(yáng)能分別占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。
新能源滲透率的提高抬高電力系統(tǒng)成本。從電力全系統(tǒng)角度來(lái)看，新能源滲透率提高代理的成本增加，不僅包含新能源場(chǎng)站自身建設(shè)、運(yùn)營(yíng)成本，還要考慮隨之而來(lái)的電力系統(tǒng)靈活性提升及輔助服務(wù)成本等。根據(jù)《新能源高滲透率下輔助服務(wù)市場(chǎng)的思與變》等研究，隨著新能源滲透率的提高，海外主要國(guó)家電力系統(tǒng)輔助服務(wù)成本均出現(xiàn)明顯上升，如澳大利亞2003~2005 年頻率輔助服務(wù)成本為 1.6 美元/兆瓦時(shí)，備用輔助服務(wù)成本為4 美元/兆瓦時(shí)，而2006~2021 年，頻率輔助服務(wù)成本躍升至 26 美元/兆瓦時(shí)，備用輔助服務(wù)成本躍升至23美元/兆瓦時(shí);德國(guó)新能源滲透率接近 40%，風(fēng)光并網(wǎng)成本最高接近 49 美元/兆瓦時(shí);英國(guó)預(yù)計(jì)到2030年，輔助服務(wù)在總系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)成本中所占的份額將由 2015 年的2%提升至15%。伴隨著滲透率導(dǎo)致的并網(wǎng)成本上升，上述國(guó)家新能源裝機(jī)增速明顯回落。國(guó)網(wǎng)能源研究院研究認(rèn)為，當(dāng)新能源電量滲透率超過(guò) 15%后，電力系統(tǒng)的成本將進(jìn)入快速增長(zhǎng)臨界點(diǎn)，即未來(lái)新能源場(chǎng)站的成本下降很難完全對(duì)沖消納新能源而帶來(lái)的系統(tǒng)成本上升，這是導(dǎo)致未來(lái)新能源裝機(jī)增速下滑的主要原因之一。2023 年我國(guó)風(fēng)電及太陽(yáng)能合計(jì)發(fā)電量占比 12.7%，預(yù)計(jì)未來(lái)新能源裝機(jī)高增速或?qū)⒕徑狻Ｍ瑫r(shí)，現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)，新能源發(fā)電納入現(xiàn)貨交易的規(guī)模逐漸擴(kuò)大，但受裝機(jī)增速大及電網(wǎng)平衡要求及靈活性電源不足等影響，新能源電力價(jià)格整體下行，新能源電站盈利能力受一定程度影響，也將是新能源裝機(jī)增速或?qū)⑾滦械囊粋€(gè)因素。如甘肅2024 年新能源除光伏扶貧等特殊項(xiàng)目外全部參與市場(chǎng)交易，根據(jù)《甘肅省 2024 年省內(nèi)電力中長(zhǎng)期年度交易組織方案》，絕大部分新能源交易電價(jià)將不高于 0.1539 元/千瓦時(shí)，較煤電交易基準(zhǔn)價(jià)下降約0.15元/度;河南規(guī)定風(fēng)、光電量按不高于燃煤基準(zhǔn)價(jià)進(jìn)行交易。
中性假設(shè)下，預(yù)計(jì)到 2030 年我國(guó)火電發(fā)電量仍超過(guò) 5.4 萬(wàn)億千瓦時(shí)，占比約45%，仍是未來(lái)用電量需求來(lái)源的最重要保障。我們假設(shè)到 2030 年，核電裝機(jī)達(dá)到1.2 億千瓦(年化增速 11.2%)、水電裝機(jī)達(dá)到 5.4 億千瓦(年化增速 3.6%)，風(fēng)電8.5 億千瓦(年化10%增速)，太陽(yáng)能 16 億千瓦(年化 15%)(合計(jì) 24.5 億千瓦，其中核電、水電按照偏樂(lè)觀假設(shè)，屆時(shí)新能源裝機(jī)占電力系統(tǒng)總裝機(jī)比例超過(guò) 40%，符合預(yù)期目標(biāo))。我們統(tǒng)計(jì)過(guò)去五年，我國(guó)核電、水電、風(fēng)電和太陽(yáng)能 5 年平均利用小時(shí)數(shù)分別為 7587h、3538h、2167h 和1277h，假設(shè)未來(lái)新能源消納率不變(實(shí)際消納率可能有所降低，國(guó)務(wù)院發(fā)布印發(fā)的《2024—2025 年節(jié)能降碳行動(dòng)方案》的通知提出：在保證經(jīng)濟(jì)性前提下，資源條件較好地區(qū)的新能源利用率可降低至90%)。按照上述假設(shè)，假設(shè)核、水、風(fēng)、太陽(yáng)能均為利用平均小時(shí)數(shù)時(shí)，測(cè)算到2030 年，水電、核電、風(fēng)電和光伏合計(jì)發(fā)電量預(yù)計(jì) 6.7 萬(wàn)億千瓦時(shí)，其中風(fēng)、光合計(jì)3.9 萬(wàn)億千瓦時(shí)，占比超過(guò)31%。以上述數(shù)據(jù)倒推，到 2030 年我國(guó)火電發(fā)電量在總需求量樂(lè)觀、中性和悲觀情形下仍分別需要發(fā)電量 5.8、5.4 和 5.1 萬(wàn)億千瓦時(shí)，占比分別為 46%、45%和43%，均仍為第一大電能量來(lái)源。即至少到 2030 年以前，我國(guó)火電仍是電力保供的可靠來(lái)源，是我國(guó)電力供應(yīng)安全的“穩(wěn)定器”、“壓艙石”。
同時(shí)需要關(guān)注的是， 2030 年前后我國(guó)煤電機(jī)組進(jìn)入理論退役高峰期，行業(yè)預(yù)計(jì)2030年以前約有 1 億千瓦煤電機(jī)組設(shè)計(jì)服役期限到期;2030-2050 年理論退役機(jī)組5.5 億千瓦，占現(xiàn)有機(jī)組容量的 50%左右，煤電行業(yè)能否健康發(fā)展關(guān)系到我國(guó)能源安全。
1.1.3 未來(lái)對(duì)火電容量需求的測(cè)算
近年來(lái)電源側(cè)新增裝機(jī)以新能源為主，靈活性電源缺口明顯，電力系統(tǒng)的安全性受到威脅。2023 年我國(guó)社會(huì)用電量 9.22 萬(wàn)億千瓦時(shí)，近五年(與 2018 年相比)年化增速6.15%;截止 2023 年底我國(guó)發(fā)電總裝機(jī) 29.2 億千瓦，五年年化增速 8.97%;但煤電裝機(jī)11.6 億千瓦，年化增速僅 2.93%;而非煤裝機(jī)達(dá)到 17.5 億千瓦，年化增速 14.5%，其中新能源風(fēng)、光合計(jì)10.5億千瓦，年化增速 41.65%。在缺乏高效率、低成本儲(chǔ)能情況下，新能源風(fēng)、光發(fā)電及水電的波動(dòng)性難以解決，如風(fēng)電、光伏每天只有約 1/6 和 1/4 時(shí)間發(fā)電，水電的豐水與枯水期發(fā)電量差異巨大，這種情況下，風(fēng)、光、水低出力時(shí)，電量缺口必須要由火電、核電等可控調(diào)節(jié)電源來(lái)彌補(bǔ)，即需要保障長(zhǎng)周期(跨越風(fēng)、光、水的波動(dòng)周期)內(nèi)的電力電源充裕度，以保障突發(fā)狀態(tài)下的電網(wǎng)安全，火電尤其是煤電由于存量規(guī)模大，技術(shù)可靠性高等是我國(guó)提供電力備用容量的最優(yōu)選擇。同時(shí)，我國(guó)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型、電動(dòng)車滲透率提高等導(dǎo)致的三產(chǎn)和居民用電占比提高，用電負(fù)荷波動(dòng)性明顯，負(fù)荷峰谷差擴(kuò)大也是需要保持備用容量的因素。但由于煤電雙規(guī)仍存，燃煤發(fā)電經(jīng)濟(jì)性較差，火電廠對(duì)煤電裝機(jī)投資不足，為保證未來(lái)電網(wǎng)安全，按照誰(shuí)受益誰(shuí)付費(fèi)原則，開展容量電價(jià)機(jī)制成為勢(shì)在必行。
以水、風(fēng)、太陽(yáng)能 5 年最低利用小時(shí)數(shù)測(cè)算，在用電量中性預(yù)期下，我們預(yù)計(jì)到2030年我國(guó)需要 13.5 億千瓦的火電裝機(jī)需求，容量角度，我國(guó)當(dāng)前火電裝機(jī)并未過(guò)剩。以新能源風(fēng)電、太陽(yáng)能及主要清潔能源水電為例，其發(fā)電波動(dòng)性明顯，過(guò)去五年水電、風(fēng)能、太陽(yáng)能最高利用小時(shí)數(shù)和最低利用小時(shí)數(shù)分別相差 18.13%、7.12%和 10.7%，假設(shè)以最低利用小時(shí)數(shù)測(cè)算(即某一年水、風(fēng)、光電源出力均處于近五年最低值水平)，則我們以上節(jié)文中預(yù)測(cè)的2030年各類電源裝機(jī)量及社會(huì)用電量測(cè)算，社會(huì)用電量中性預(yù)期下，到2030 年我國(guó)仍需要火電裝機(jī) 13.5 億千瓦(比利用水、風(fēng)、太陽(yáng)能平均利用小時(shí)數(shù)測(cè)算時(shí)多了近1 億千瓦，即至少需要1億千瓦的備用容量)，也即我們認(rèn)為到 2030 年我國(guó)需要保留14.89 億千瓦的備用火電裝機(jī)。同時(shí)，考慮到隨著新能源裝機(jī)在電網(wǎng)系統(tǒng)占比接近 15%臨界點(diǎn)，未來(lái)風(fēng)光消納率有可能下行，火電裝機(jī)需求仍有一定的增長(zhǎng)空間，考慮到未來(lái)新能源裝機(jī)占比繼續(xù)提高下火電利用小時(shí)數(shù)或?qū)⑾陆担痣娧b機(jī)需求將超過(guò)上文預(yù)測(cè)。同時(shí)，我國(guó)煤電裝機(jī)到2030 年前后迎來(lái)服役年限到期高峰，部分裝機(jī)存在超期服役后退役情況，即從容量角度，我國(guó)火電裝機(jī)并沒(méi)有過(guò)剩，且有一定的關(guān)小上大需求。同時(shí)，與歐洲主要國(guó)家以燃?xì)獍l(fā)電作為容量保障不同，由于我國(guó)天然氣對(duì)外依賴度較高，且未能掌握燃?xì)廨啓C(jī)核心技術(shù)，預(yù)計(jì)我國(guó)火電裝機(jī)長(zhǎng)期仍以煤電為主。
1.2 新型電力系統(tǒng)規(guī)劃也強(qiáng)調(diào)了火電的重要性
電力結(jié)構(gòu)性矛盾凸顯，新型電力系統(tǒng)建設(shè)加速。我國(guó)目前發(fā)電結(jié)構(gòu)仍是以煤電為代表的火電為主，2023年火電以47%的裝機(jī)發(fā)電量占比66%，其中煤電以42%的裝機(jī)占了發(fā)電量的60%。但隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)推進(jìn)，煤電與新能源發(fā)電在發(fā)電量、靈活性價(jià)值成本、價(jià)格傳導(dǎo)及輸電競(jìng)爭(zhēng)等方面的矛盾日益明顯，新型電力系統(tǒng)建設(shè)進(jìn)入關(guān)鍵期。以新能源發(fā)電為導(dǎo)向的新電力系統(tǒng)的建設(shè)，導(dǎo)致傳統(tǒng)的電源結(jié)構(gòu)、負(fù)荷結(jié)構(gòu)等要素發(fā)生重大變化，并同時(shí)帶來(lái)對(duì)電網(wǎng)建設(shè)、儲(chǔ)能建設(shè)、電力價(jià)格、行業(yè)管理等要素進(jìn)行改革的要求。
《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書》認(rèn)為至少到 2030 年以前煤電仍是電力安全保障的“壓艙石”。根據(jù)國(guó)家能源局《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書》(2023 年 6 月)，我國(guó)當(dāng)前電力系統(tǒng)面臨的主要問(wèn)題有：
(1)多重因素疊加,部分地區(qū)電力供應(yīng)緊張,保障電力供應(yīng)安全面臨突出挑戰(zhàn);
(2)新能源快速發(fā)展,系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和支撐能力提升面臨諸多掣肘,新能源消納形勢(shì)嚴(yán)峻;
(3)高比例可再生能源和高比例電力電子設(shè)備的“雙高”特性日益凸顯,安全穩(wěn)定運(yùn)行面臨較大風(fēng)險(xiǎn)挑戰(zhàn);
(4)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型過(guò)程中面臨諸多改革任務(wù),適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的體制機(jī)制亟待完善等。
2021 年 3 月中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第九次會(huì)議，首次提出建設(shè)新型電力系統(tǒng)：“構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實(shí)施可再生能源替代行動(dòng)，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。根據(jù)《藍(lán)皮書》，2030 年、2045年、2060 年為我國(guó)構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要時(shí)間節(jié)點(diǎn)，并制定了新型電力系統(tǒng)“三步走”發(fā)展路徑，即加速轉(zhuǎn)型期(當(dāng)前至 2030 年)、總體形成期(2030—2045 年)、鞏固完善期(2045—2060 年)。
2. 容量電價(jià)推出半年考及其對(duì)火電行業(yè)影響的敏感性測(cè)算
2.1 容量電價(jià)實(shí)踐半年度分析及電價(jià)相應(yīng)變化
容量電價(jià)是近年來(lái)電力系統(tǒng)總重要改革政策之一。電力不同市場(chǎng)的分工不同，通過(guò)合理調(diào)整不同市場(chǎng)的交易機(jī)制，能夠激活電力系統(tǒng)的靈活性。容量電價(jià)的提出可以促進(jìn)容量市場(chǎng)的發(fā)展從而保障電力供應(yīng)的長(zhǎng)期充裕度;同時(shí)，由于煤電在靈活性市場(chǎng)的成本優(yōu)勢(shì)和規(guī)模優(yōu)勢(shì)，可以保障當(dāng)前電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力。2023 年 11 月國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，我國(guó)電價(jià)制度正式進(jìn)入兩部制時(shí)代，是我國(guó)近兩年一系列電改政策的最重要組成部分之一。
我國(guó)容量電價(jià)采用分階段、分地區(qū)的容量補(bǔ)償制度。我國(guó)煤電容量電價(jià)機(jī)制的主要內(nèi)容包括：
(1)適用范圍為合規(guī)在運(yùn)公用煤電機(jī)組;
(2)容量電價(jià)按照回收煤電機(jī)組一定比例固定成本的方式確定;固定成本實(shí)行全國(guó)統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，為每年每千瓦330 元;通過(guò)容量電價(jià)回收比例按地區(qū)確定，時(shí)間上 2024～2025 年多數(shù)地方為 30%左右(合100 元/千瓦·年)，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方適當(dāng)高一些，為 50%左右(合 165 元/千瓦·年)。2026 年起，將各地通過(guò)容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于 50%( 165 元/千瓦·年以上)。
(3)各地煤電容量電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，每月由工商業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例分?jǐn)?。另外還就考核機(jī)制、保障措施進(jìn)行了規(guī)定。
容量電價(jià)的施行代表著我國(guó)電源側(cè)電價(jià)正式進(jìn)入兩部制時(shí)代。容量電價(jià)出臺(tái)前，煤電投資回收主要依靠發(fā)電量，煤電機(jī)組收入=煤電裝機(jī)容量×利用小時(shí)數(shù)×電量電費(fèi);容量電價(jià)出臺(tái)后，煤電收入模式變更為電量電費(fèi)+容量電費(fèi)兩部制。其中容量電費(fèi)屬于相對(duì)固定的收入，電量電費(fèi)則隨著煤電全部納入市場(chǎng)化交易而隨市場(chǎng)變動(dòng)。具體執(zhí)行方面，我國(guó)煤電機(jī)組每月可獲得的容量電費(fèi)=當(dāng)月機(jī)組申報(bào)的最大出力×容量電價(jià)水平÷12×(1-考核扣減比例);煤電容量電費(fèi)納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例分?jǐn)?。T+1 月煤電容量電費(fèi)折價(jià)標(biāo)準(zhǔn)=(預(yù)測(cè)的 T+1 月容量電費(fèi)+T-1 月容量電費(fèi)預(yù)測(cè)偏差+T-1 月電量預(yù)測(cè)產(chǎn)生的偏差電費(fèi))÷預(yù)測(cè)的 T+1 月全體工商業(yè)用電量。
容量電費(fèi)與電量電費(fèi)及輔助服務(wù)費(fèi)共同構(gòu)成火電機(jī)組收入結(jié)構(gòu)。容量電費(fèi)推出后，電量電費(fèi)方面結(jié)算方式?jīng)]有變化，煤電機(jī)組可獲得的電量電費(fèi)=上網(wǎng)電量×電量電費(fèi);目前電力交易存在用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易、通過(guò)售電公司間接交易和電網(wǎng)代理購(gòu)電三種方式。電量電價(jià)方面，2023 年以來(lái)煤電全部納入市場(chǎng)化交易，燃煤機(jī)組上網(wǎng)交易電價(jià)執(zhí)行基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)20%機(jī)制，同時(shí)，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮 20%限制?？偟膩?lái)說(shuō)，容量電價(jià)推出后，我國(guó)煤電機(jī)組的主要收入由三部分組成：容量電費(fèi)、電量電費(fèi)、輔助服務(wù)費(fèi)。
現(xiàn)階段容量電價(jià)是在原電量電價(jià)基礎(chǔ)上的拆分。2024 年1 月容量電價(jià)正式運(yùn)行，但值得注意的是，為保障我國(guó)總電價(jià)水平基本穩(wěn)定及機(jī)制的平穩(wěn)過(guò)渡，2024 年容量電價(jià)不是在原電價(jià)基礎(chǔ)上做增量，而是對(duì)原電量電價(jià)在結(jié)構(gòu)上的拆分。以電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格簡(jiǎn)單說(shuō)明就是：2024年代理購(gòu)電價(jià)格≤2023 年代理購(gòu)電價(jià)格-容量電價(jià)。
2024 年 1-6 月容量電價(jià)正式運(yùn)行，從實(shí)際效果來(lái)看，受市場(chǎng)化體制推進(jìn)及供需等因素影響，2024 年代理購(gòu)電價(jià)格與容量電價(jià)之和相對(duì) 2023 年代理購(gòu)電價(jià)格有所下降。2024年1-6月全國(guó)平均代理購(gòu)電價(jià)格 406.69 元/兆瓦時(shí)，比 2023 年同期代理購(gòu)電價(jià)格下跌6.87%;29個(gè)公布煤電容量電價(jià)的省級(jí)電網(wǎng)平均代購(gòu)購(gòu)電價(jià)格+平均容量電費(fèi) 423.05 元/兆瓦時(shí)，比2023年同期代理購(gòu)電價(jià)格下跌 2.63%;且部分省份如上海、天津、湖北、山西等地的代理購(gòu)電價(jià)格下行幅度較大，我們認(rèn)為一定程度上容量電價(jià)的推出，激活了煤電企業(yè)參與市場(chǎng)交易的動(dòng)力，間接促進(jìn)了電量電價(jià)的下降。 整體上電力供需仍然偏緊，2024 年以來(lái)電量電價(jià)仍高于煤電基準(zhǔn)價(jià)。由于制造業(yè)復(fù)蘇，出口恢復(fù)以及電動(dòng)車滲透率提高等因素影響，我國(guó)近年來(lái)用電量增速明顯，電量供需仍呈現(xiàn)一定緊平衡特征，反映到電價(jià)上，2023 我國(guó)電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格幾乎貼近煤電交易基準(zhǔn)價(jià)的上限(基準(zhǔn)價(jià)+20%)運(yùn)行。2024 年 1-6 月我國(guó) 33 個(gè)省級(jí)電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格平均比煤電基準(zhǔn)電價(jià)高出 9.42%;公布容量電價(jià)明細(xì)的 29 省，代購(gòu)電價(jià)與容量電價(jià)之和，比29 省平均基準(zhǔn)電價(jià)高出14.71%。值得注意的是，我們認(rèn)為后期隨著電力市場(chǎng)化機(jī)制的推進(jìn)，未來(lái)電量電價(jià)部分有望獨(dú)立運(yùn)行在基準(zhǔn)電價(jià)上下 20%幅度內(nèi)，即電量電價(jià)上限達(dá)到基準(zhǔn)電價(jià)+20%，考慮高耗能企業(yè)用電不受限價(jià)控制，未來(lái)電量電價(jià)有可能突破基準(zhǔn)電價(jià)+20%的限制。
2.2 容量電費(fèi)收入及對(duì)行業(yè)影響測(cè)算
不考慮新增裝機(jī)及容量電價(jià)新的調(diào)整情況下，我們測(cè)算 2024-2025 年全國(guó)煤電容量電價(jià)收入預(yù)計(jì) 1121 億元，2026 年以后達(dá)到 1792 億元。主要依據(jù)及假設(shè)為：
(1)容量電價(jià)水平;2024-2025 年，云南、湖南、河南、重慶、廣西、四川、青海七省容量電價(jià)回收的固定成本比例為 50%，計(jì) 165 元/千瓦;其余省份為30%，計(jì)100 元/千瓦;2026年以后，將各地通過(guò)容量電價(jià)回收固定成本的比例提升至不低于50%，新能源比例較大的為70%，假設(shè) 70%的省份仍為上述七省，計(jì) 231 元/千瓦;其余省份為165 元/千瓦。
(2)煤電機(jī)組適用率;煤電容量電價(jià)適用于合規(guī)在運(yùn)的公用煤電機(jī)組，燃煤自備電廠、不符合規(guī)定或不滿足能耗、環(huán)保及靈活調(diào)節(jié)能力的機(jī)組不執(zhí)行容量電價(jià)機(jī)制，如河北截至2023年底煤電機(jī)組裝機(jī)容量 4882.36 萬(wàn)千瓦、適用容量電價(jià)的合規(guī)在運(yùn)機(jī)組合計(jì)4761.5 萬(wàn)千瓦，占比 97.52%。如內(nèi)蒙古、山西等煤炭大省的自備電廠較多，預(yù)計(jì)適用容量電價(jià)的機(jī)組占比有所減少。假設(shè)各省在運(yùn)機(jī)組平均適用容量電價(jià)的適用率 90%，
(3)煤電機(jī)組最大出力;煤電機(jī)組可獲得的容量電費(fèi)，根據(jù)當(dāng)?shù)孛弘娙萘侩妰r(jià)和機(jī)組申報(bào)的最大出力確定，假設(shè) h 最大出力按額定容量的 100%。 按照各省煤電容量電價(jià)水平及煤電裝機(jī)容量(按容量電價(jià)適用率90%)測(cè)算，2024-2025年全國(guó)煤電容量電價(jià)收入預(yù)計(jì) 1121 億元，2026 年以后達(dá)到 1792 億元以上(不考慮煤電裝機(jī)變動(dòng)情況，以及按
短期內(nèi)容量電費(fèi)收入占煤電機(jī)組收入的比例相對(duì)較低。當(dāng)前我國(guó)煤電交易基準(zhǔn)價(jià)平均值為371.68 元/兆瓦時(shí)，2023 年我國(guó)煤電機(jī)組裝機(jī)量 11.6 億千瓦，煤電平均利用小時(shí)數(shù)4685小時(shí)，簡(jiǎn)單測(cè)算煤電發(fā)電量約 5.43 萬(wàn)億千瓦時(shí)，不考慮電廠自用及輸電損耗，假設(shè)全部煤電電量上網(wǎng)銷售，按照煤電交易基準(zhǔn)價(jià)上浮 20%測(cè)算，則 2023 年煤電機(jī)組電量電費(fèi)總收入約24260億元，即假設(shè)電量不變的情況下，2024-2025 年煤電機(jī)組容量電費(fèi)收入是2023 年煤電機(jī)組全部電量電費(fèi)收入的 4.62%，煤電裝機(jī)不變且容量電價(jià)不變的情況下，2026 年煤電機(jī)組容量電費(fèi)收入約為 2023 年全部煤電機(jī)組電量電費(fèi)收入的 7.39%。
2.3 電量電費(fèi)收入測(cè)算和敏感性測(cè)試
中長(zhǎng)期內(nèi)電量電費(fèi)仍是煤電機(jī)組主要收入。當(dāng)前煤電容量電價(jià)的提出是新能源裝機(jī)占比提升背景下確保電網(wǎng)穩(wěn)定性的需要，是煤電支撐價(jià)值和調(diào)節(jié)價(jià)值的體現(xiàn)，但由于當(dāng)前煤電發(fā)電量占比較高，煤電機(jī)組電量電費(fèi)收入對(duì)煤電成本回收仍有一定保障，因此，當(dāng)前煤電容量電價(jià)僅作為煤電固定成本部分回收手段，是煤電機(jī)組收入的部分補(bǔ)充(上節(jié)我們測(cè)算的2024-2025年容量電費(fèi)僅占 2023 年電量電費(fèi)收入的 4.62%(2026 年也僅為7.39%)，中長(zhǎng)期內(nèi)，電量電費(fèi)收入仍是煤電機(jī)組收入的主要影響因素。 假設(shè)煤電上網(wǎng)電量不變情形下，由于容量電費(fèi)拆分出去，我們測(cè)算2024 年電量電費(fèi)收入23249 億元，同比下滑 4.2%。容量電費(fèi)推出未改變電量電費(fèi)的收入模式，煤電機(jī)組的電量電費(fèi)收入仍然由裝機(jī)規(guī)模、利用小時(shí)數(shù)及電量電價(jià)等數(shù)據(jù)測(cè)算可得，我們根據(jù)歷史數(shù)據(jù)對(duì)電量電費(fèi)與上述要素的敏感性進(jìn)行測(cè)算。上一節(jié)，我們測(cè)算在煤電交易電價(jià)上限(基準(zhǔn)價(jià)+20%)運(yùn)行下，2023 年煤電機(jī)組電量電費(fèi) 24260 億元，我們測(cè)算未來(lái)電價(jià)在基準(zhǔn)價(jià)基礎(chǔ)上每變化2%時(shí)或發(fā)電小時(shí)數(shù)每變化 100 小時(shí)情形下，電量電費(fèi)收入變化情況。敏感性測(cè)試結(jié)果顯示，在2023年數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上煤電利用小時(shí)數(shù)下降 100 小時(shí)，電量電費(fèi)收入下降超過(guò)2%;煤電交易電價(jià)每下降 2%，電量電費(fèi)收入下降超過(guò) 1.6%。29 個(gè)公布煤電容量電價(jià)的省級(jí)電網(wǎng)平均容量電價(jià)0.0192 元/千瓦時(shí)，相當(dāng)于上述地區(qū)平均基準(zhǔn)電價(jià) 0.3688 元/千瓦時(shí)的5.21%。我們假設(shè)2024年煤電平均交易電價(jià)為 2023 年煤電基準(zhǔn)價(jià)減去容量電價(jià)，即相較煤電基準(zhǔn)價(jià)上浮15%左右時(shí)，在發(fā)電小時(shí)數(shù)及發(fā)電量不變情形下，測(cè)算 2024 年電量電費(fèi)收入23249 億元，同比下滑4.2%。
當(dāng)前煤電電量收費(fèi)的增加只能依賴?yán)眯r(shí)數(shù)上漲，但未來(lái)電量電價(jià)單獨(dú)回到基準(zhǔn)價(jià)20%的上限時(shí)，容量電費(fèi)將成為煤電機(jī)組收入增量。由于煤電電價(jià)浮動(dòng)機(jī)制，我們假設(shè)2023年煤電交易電價(jià)封頂交易情況下，煤電機(jī)組收入增長(zhǎng)只能依靠交易電量的增加，我們測(cè)算當(dāng)煤電利用小時(shí)數(shù)達(dá)到 4800 小時(shí)，且容量電價(jià)+電量電價(jià)仍為基準(zhǔn)電價(jià)上浮20%的情形下，煤電機(jī)組電費(fèi)收入達(dá)到 24856 億元，同比增長(zhǎng) 2.45%。即在當(dāng)前政策下，容量電價(jià)的推出目前僅實(shí)現(xiàn)煤電機(jī)組固定成本部分回收的目的，并沒(méi)有給煤電機(jī)組帶來(lái)增量收入，但未來(lái)隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)推進(jìn)，電力價(jià)格體制改革預(yù)計(jì)進(jìn)一步深化，未來(lái)電力緊缺時(shí)，煤電電量電價(jià)有望突破+20%，從而帶動(dòng)收入增長(zhǎng)。
2.4 容量電價(jià)時(shí)代煤電機(jī)組收益底部抬高，收益穩(wěn)定性增強(qiáng)
容量電價(jià)抬高了煤電機(jī)組收入底部預(yù)期，且隨著容量電價(jià)提高，煤電機(jī)組收入底部將繼續(xù)提升。我們測(cè)算的煤電機(jī)組收入底部至少抬高 5.54%(2024-2025 年)或8.86%(2026年)。假設(shè)煤電交易電量不變，煤電交易電價(jià)分別為基準(zhǔn)價(jià) 372 元/兆瓦時(shí)和298 元/兆瓦時(shí)(基準(zhǔn)價(jià)下浮 20%)時(shí)，煤電機(jī)組電量電費(fèi)收入分別為 2.02 萬(wàn)億元和 1.62 萬(wàn)億元，較2023 年收入分別減少 16.67%和 33.24%;但考慮容量電費(fèi)后，上述兩種交易電價(jià)下，煤電收入分別為2.13萬(wàn)億元和 1.73 萬(wàn)億元(2024-2025 年)，底部抬高了 5.54%和 6.92%;2026 年及以后煤電收入分別為 2.20 萬(wàn)億元和 1.80 萬(wàn)億元，底部抬高了 8.86%和 11.07%。即容量電價(jià)推出后，煤電機(jī)組收入底部明顯抬升。
未來(lái)電價(jià)限制減弱或取消后，容量電價(jià)將成為煤電機(jī)組增量收入，電力供需緊張時(shí)顯著增厚收益。隨著電價(jià)機(jī)制改革，未來(lái)電價(jià)或?qū)⒂墒袌?chǎng)機(jī)制形成，電力緊缺時(shí)，電量電價(jià)隨市場(chǎng)上漲，容量電價(jià)將顯著增厚煤電機(jī)組收益。若后期市場(chǎng)改革推進(jìn)，電量電價(jià)+容量電價(jià)可突破基準(zhǔn)價(jià)上浮 20%限制后，假設(shè)電量電價(jià)上漲到基準(zhǔn)價(jià)上浮 20%水平，約446 元/兆瓦時(shí)，假設(shè)交易電量值不變，則電量電費(fèi)加上容量電費(fèi)收入合計(jì)為 2.54 萬(wàn)億元(2024-2025 年)和2.61萬(wàn)億元(2026 年及以后)，分別比 2023 年上漲 4.62%和上漲7.39%，顯著增厚煤電機(jī)組收益。
2.5 輔助服務(wù)收入仍有增長(zhǎng)空間，與容量電價(jià)一起抬高煤電收入底部
隨著新能源裝機(jī)提高，電網(wǎng)系統(tǒng)靈活性不足，目前煤電是靈活性電源的主要選擇。隨著新能源大比例接入電網(wǎng)對(duì)電力系統(tǒng)靈活性帶來(lái)挑戰(zhàn)：
1、由于是具有間歇性、波動(dòng)性和隨機(jī)性的風(fēng)光大比例接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)凈負(fù)荷易短時(shí)陡峭變化，給電力系統(tǒng)實(shí)時(shí)平衡帶來(lái)挑戰(zhàn)，高新能源滲透率下的凈負(fù)荷曲線易出現(xiàn)靈活性缺額;
2、無(wú)法滿足向上的靈活性需求，即向上調(diào)節(jié)容量不足，會(huì)導(dǎo)致電力供需緊張，面臨電力短缺。無(wú)法滿足向下的靈活性需求，即向下調(diào)節(jié)容量不足，會(huì)出現(xiàn)新能源的消納問(wèn)題，導(dǎo)致棄風(fēng)棄光;
3、近年來(lái)極端天氣頻繁，給整個(gè)電力需求和負(fù)荷管理帶來(lái)極大不確定性，對(duì)電力系統(tǒng)靈活性提出更高的要求。電力系統(tǒng)靈活性改造成本包含靈活性電源投資或改造成本、系統(tǒng)調(diào)節(jié)運(yùn)行成本等。
從經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型和保供角度綜合考慮，當(dāng)前階段，煤電靈活性改造優(yōu)勢(shì)明顯。根據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟(jì)性與政策建議》，煤電機(jī)組靈活性改造主要包括單位調(diào)節(jié)容量改造成本600-700 元/千瓦，以及低負(fù)荷運(yùn)行增加煤耗 14-20 克/千瓦時(shí)(按 2023 年長(zhǎng)協(xié)均價(jià)計(jì)算約 0.013-0.018 元/千瓦時(shí))對(duì)應(yīng)的可變成本。抽水蓄能和儲(chǔ)能的調(diào)節(jié)范圍大，可以-100%-100%，但投資建設(shè)成本分別為6300-7200元/千瓦和 1.5 元/瓦·時(shí)。另外，火電在中、長(zhǎng)尺度的靈活性提升方面優(yōu)勢(shì)明顯，而抽水蓄能受限于水庫(kù)容量，持續(xù)放電時(shí)間一般為 6-12h。隨著新能源發(fā)電占比提高，未來(lái)系統(tǒng)電力供應(yīng)的不確定性增強(qiáng)，提升長(zhǎng)時(shí)間尺度靈活性是電力保供的主要途徑。
煤電靈活性改造成本優(yōu)勢(shì)最明顯;氣電、新建抽水蓄能電站成本高;新建儲(chǔ)能電站成本雖也較低，但靈活性提升弱于火電和抽水蓄能，且受益不明晰，經(jīng)濟(jì)性較差。我們預(yù)計(jì)隨著新能源裝機(jī)大比例增長(zhǎng)，未來(lái)煤電在新型電力系統(tǒng)中的功能，除作為兜底保供能源外，還將承擔(dān)越來(lái)越重要的靈活性調(diào)節(jié)功能，以保障電力系統(tǒng)的瞬時(shí)平衡性和安全性。但作為備用容量，其機(jī)組利用小時(shí)數(shù)必然下降。以上文我們測(cè)算數(shù)據(jù)，到 2030 年假設(shè)火電發(fā)電量5.8 萬(wàn)億千瓦時(shí)(樂(lè)觀情形下)，則即使不考慮未來(lái)新增火電裝機(jī)，即火電裝機(jī)仍按2023 年的13.9億千瓦計(jì)算，屆時(shí)火電利用小時(shí)數(shù)約 4168h，比 2023 年減少 6.9%，利用小時(shí)數(shù)的減少必然導(dǎo)致火電機(jī)組收入的減少。同時(shí)，靈活性啟停也將提高煤電機(jī)組的煤耗率，機(jī)組建設(shè)成本，運(yùn)營(yíng)成本難以得到回收，影響煤電經(jīng)營(yíng)和建設(shè)積極性。本著誰(shuí)受益誰(shuí)付費(fèi)原則，未來(lái)新型電力系統(tǒng)建設(shè)過(guò)程中，輔助服務(wù)收費(fèi)將成為除容量電費(fèi)外煤電機(jī)組收入的重要組成部分。
火電輔助服務(wù)收費(fèi)仍有較大增長(zhǎng)空間，與容量電費(fèi)一起抬高火電機(jī)組收入底部空間。2023年上半年，我國(guó)電力輔助服務(wù)收費(fèi)合計(jì) 278 億元，其中：調(diào)峰補(bǔ)償167 億元，占比60.0%;調(diào)頻補(bǔ)償 54 億元，占比 19.4%;備用補(bǔ)償 45 億元，占比 16.2%，其他輔助服務(wù)收費(fèi)12億元，占比 4.4%?；痣姍C(jī)組仍是輔助服務(wù)的主要提供方，2023 年上半年火電企業(yè)獲得輔助服務(wù)補(bǔ)償254 億元，占比 91.4%。即，我國(guó) 2023 年輔助服務(wù)費(fèi)年化 556 億元，其中火電獲得508億元。
根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、能源局 2024 年 2 月發(fā)布《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制的通知》，未來(lái)將推進(jìn)各地電力輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)范統(tǒng)一，發(fā)揮電力輔助服務(wù)在電力系統(tǒng)穩(wěn)定和綠色低碳轉(zhuǎn)型中的重要作用。電力輔助服務(wù)費(fèi)用將由主要在發(fā)電側(cè)分擔(dān)，逐步向用戶側(cè)合理疏導(dǎo)。隨著體制機(jī)制理順，我國(guó)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)?；?qū)⑦M(jìn)一步擴(kuò)大。根據(jù)中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，國(guó)際市場(chǎng)年度電力輔助服務(wù)費(fèi)用一般為全社會(huì)總電費(fèi)的 3%以上。假設(shè)我國(guó)輔助服務(wù)收費(fèi)未來(lái)也達(dá)到 3%，我們測(cè)算我國(guó)一年的電力輔助服務(wù)費(fèi)規(guī)模將接近 900 億元，同比2023 年增長(zhǎng)61.87%;假設(shè)火電占比不變，則預(yù)計(jì)火電機(jī)組輔助服務(wù)收費(fèi)約 823 億元，同比2023 年增長(zhǎng)61.93%。該部分輔助服務(wù)費(fèi)與容量電費(fèi)一起成為火電機(jī)組的保底收益，進(jìn)一步抬高火電機(jī)組收入底部空間和穩(wěn)定性。
3. 煤電板塊投資分析
3.1 電量電費(fèi)收入、成本角度對(duì)火電上市公司的選擇
從煤電機(jī)組的電費(fèi)收入角度來(lái)看，電量電費(fèi)仍是主力，短期內(nèi)關(guān)注裝機(jī)布局在火電需求大(新能源裝機(jī)少，消納率高)、煤電基準(zhǔn)價(jià)相對(duì)較高，能夠保障未來(lái)電量電費(fèi)收入的公司;隨著新能源裝機(jī)占比提高，未來(lái)電力系統(tǒng)不確定性提高;一方面隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展及電氣化率提升，我國(guó)社會(huì)用電量仍有較大提升空間，同時(shí)隨著電網(wǎng)系統(tǒng)中新能源電量占比到達(dá)一定的臨界點(diǎn)，未來(lái)新能源上網(wǎng)電量增速或放緩，電力供需緊張時(shí)火電尤其是煤電的發(fā)電量仍有繼續(xù)增長(zhǎng)的可能;第二，新能源不穩(wěn)定性和波動(dòng)性明顯，用電高峰時(shí)期，火電機(jī)組將承擔(dān)更多的調(diào)峰需求;第三，新能源裝機(jī)占比持續(xù)提高，短時(shí)性的上網(wǎng)電量沖擊疊加現(xiàn)貨交易的擴(kuò)容，未來(lái)電價(jià)波動(dòng)幅度也將大幅增加，零電價(jià)負(fù)電價(jià)等現(xiàn)象多發(fā)，火電需求大(也意味著新能源裝機(jī)少，消納率高)地區(qū)的火電機(jī)組或?qū)⑾硎芨叩慕灰纂妰r(jià)。
綜合火電發(fā)電量、煤電基準(zhǔn)價(jià)及風(fēng)光消納率等因素選擇關(guān)注的上市公司。從各省火電發(fā)電量來(lái)看，內(nèi)蒙古、山東、江蘇、廣東、新疆、山西、浙江、安徽、河北、河南、陜西、福建排名靠前;從煤電交易基準(zhǔn)價(jià)及 2024 年 1-6 月各省電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格來(lái)看，上海、廣東、湖北、海南、湖南、浙江、江蘇、重慶、河南、天津、山東、安徽、江蘇電價(jià)偏高;從各省風(fēng)電及光伏發(fā)電利用率考慮，天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、重慶、四川風(fēng)光利用率較高，意味著風(fēng)光資源稟賦一般，火電需求量偏高。綜合考慮，我們認(rèn)為上海、江蘇、安徽、福建、浙江、廣東等地區(qū)的地區(qū)性火電上市公司或火電裝機(jī)重點(diǎn)布局在上述地區(qū)的央企火電上市子公司未來(lái)或?qū)@得較高的電量電費(fèi)收入。
除關(guān)注收入外，由于煤電電價(jià)上漲空間不大，短期內(nèi)電量成本的彈性仍是煤公司盈利的關(guān)鍵因素，燃煤成本相對(duì)較低的公司或?qū)⑹芤?。受宏觀調(diào)控影響，我們預(yù)計(jì)短期內(nèi)我國(guó)電量電價(jià)上漲空間有限，因此燃料煤成本仍是決定火電企業(yè)盈利能力的主要因素。相關(guān)上市公司煤電板塊毛利率將取決于度電成本的高低，煤電一體化程度高、長(zhǎng)協(xié)煤占比高(或國(guó)際煤價(jià)偏低時(shí)，進(jìn)口煤使用率較高)、度電煤耗率更低的公司將持續(xù)受益。燃料成本一般占煤電營(yíng)業(yè)成本的70-80%，是煤電企業(yè)盈利能力的關(guān)鍵因素。以 2023 年為例，按照動(dòng)力煤年度長(zhǎng)協(xié)均價(jià)714元/噸測(cè)算，煤電度電燃料成本 0.2909 元/kwh，假設(shè)燃料成本占全部成本75%，則煤電成本測(cè)算為 0.3878 元/kwh，而 2023 年代理購(gòu)電平均價(jià)格 0.4288 元/kwh，測(cè)算的度電毛利率約9.55%。假設(shè)供電煤耗維持 300g/kwh，則 5500 大卡動(dòng)力煤價(jià)格為 600 元/噸時(shí)，度電燃料成本約0.2441元/kwh，比 2023 年下降 0.0468 元/kwh，假設(shè)價(jià)格維持 0.4288 元/kwh，則度電毛利率將達(dá)到24.10%，改善顯著;假設(shè) 5500 大卡動(dòng)力煤價(jià)格維持 700 元/噸時(shí)，供電煤耗下降到290g/kwh，度電燃料成本下降到 0.2729 元/kwh，比 2023 年下降 0.0180 元/kwh，對(duì)應(yīng)毛利率15.15%，比2023 年提高近 6 個(gè)百分點(diǎn)。近幾年，由于煤質(zhì)變化等因素影響，煤電機(jī)組耗煤率趨于穩(wěn)定，疊加靈活性改造導(dǎo)致的煤耗率增加，預(yù)計(jì)煤耗率降低的可能性不大，短期內(nèi)煤電收益更多依靠煤炭?jī)r(jià)格的合理回歸。
隨著煤炭保供增加，煤電機(jī)組燃料成本整體下降，但仍有不同結(jié)構(gòu)及價(jià)格特點(diǎn)。從燃料煤成本來(lái)看，上述公司中國(guó)電電力及內(nèi)蒙華電因依托大股東豐富的煤炭資源和煤炭產(chǎn)能，基本上實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)協(xié)全覆蓋，其燃料煤成本變化隨長(zhǎng)協(xié)煤政策及價(jià)格變動(dòng);華電國(guó)際和皖能電力則采取年度長(zhǎng)協(xié)為主，月度長(zhǎng)協(xié)為輔的采購(gòu)策略，燃料煤成本靈活性稍高。
其他如浙能電力、申能股份、粵電力 A、福能股份等則采取年度長(zhǎng)協(xié)、月度長(zhǎng)協(xié)及進(jìn)口煤靈活調(diào)整機(jī)制，受市場(chǎng)煤及進(jìn)口煤價(jià)格影響更大。本輪煤炭高景氣周期運(yùn)行時(shí)間較長(zhǎng)，煤炭產(chǎn)量及煤炭?jī)r(jià)格均創(chuàng)歷史新高并回落。我們預(yù)計(jì)在進(jìn)口總量維持且國(guó)內(nèi)煤炭先進(jìn)產(chǎn)能建設(shè)推進(jìn)的大背景下，煤炭?jī)r(jià)格或?qū)⒗^續(xù)向合理空間回落，利好煤電燃料煤成本繼續(xù)修復(fù)。
3.2 主要火電上市公司容量電價(jià)及敏感性測(cè)算
中長(zhǎng)期看，容量電價(jià)帶來(lái)的容量收費(fèi)將成為煤電機(jī)組收入的重要組成部分;隨著新能源發(fā)電量占比持續(xù)提高，火電利用小時(shí)數(shù)被擠占，未來(lái)容量電價(jià)提升空間仍存，且此消彼長(zhǎng)下有可能成為火電機(jī)組的主要收入。
同時(shí)能夠獲得較高容量電價(jià)的機(jī)組一般也意味著較多的調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)需求，從而獲得更多的輔助服務(wù)收入;從容量電價(jià)角度，火電裝機(jī)總量大，且火電裝機(jī)所處區(qū)域調(diào)峰需求大，火電“三改聯(lián)動(dòng)”推進(jìn)程度高的火電公司未來(lái)或持續(xù)受益于容量電價(jià)帶來(lái)的收入底部提升和穩(wěn)定性提升。央企火電上市子公司由于裝機(jī)量大，布局區(qū)域廣泛，且主要機(jī)組均為國(guó)調(diào)、省調(diào)主力電廠;同時(shí)。央企資金實(shí)力雄厚，在運(yùn)機(jī)組完成“三改聯(lián)動(dòng)”比例較高，在新型電力系統(tǒng)中或?qū)⒊掷m(xù)受益于容量電價(jià)及輔助服務(wù)收費(fèi)提升。
另外值得注意的是，我國(guó)煤電機(jī)組逐步進(jìn)入設(shè)計(jì)服役期限后期，但受煤炭成本偏高影響，新增機(jī)組不足，部分機(jī)組到期后需要進(jìn)行延期服役，從而獲得超預(yù)期的容量電費(fèi)和電費(fèi)收入。我國(guó)央企火電機(jī)組普遍投運(yùn)時(shí)間較早，或?qū)⑹芤嬗诿弘姍C(jī)組延期服役帶來(lái)的電量和容量收費(fèi)。
容量電價(jià)施行后，華電國(guó)際收入底部抬升 7.32%(2024-2025 年)和11.49%(2026年)，高于行業(yè)平均水平。我們以華電國(guó)際為例進(jìn)行容量電價(jià)測(cè)算，截至2023 年底，華電國(guó)際總裝機(jī)量 5845 萬(wàn)千瓦，其中煤電裝機(jī) 4689 萬(wàn)千瓦，占比超過(guò) 80.22%。按照煤電裝機(jī)所處區(qū)域測(cè)算 2024-2025 年容量電費(fèi)將達(dá)到 54.53 億元，2026 年達(dá)到 85.62 億元，與2023 年火電收入相比分別占比例為 5.79%和 9.08%。2023 年華電國(guó)際公司火電度電均價(jià)0.4706 元/千瓦時(shí)，假設(shè)發(fā)電量及裝機(jī)維持不變，則 2024-2025 年的容量電費(fèi)相當(dāng)于度電均價(jià)下行到0.4433 元/千瓦時(shí);2026 年的容量電費(fèi)相當(dāng)于公司度電均價(jià)下行到 0.4278 元/千瓦時(shí)。假設(shè)未來(lái)火電交易電價(jià)下行到全國(guó)煤電基準(zhǔn)電價(jià)平均價(jià)(0.372 元/千瓦時(shí))和基準(zhǔn)電價(jià)下浮20%(0.298 元/千瓦時(shí))兩種偏悲觀情形下，沒(méi)有容量電費(fèi)時(shí)，公司火電收入分別為 745.16 億元和596.93 億元;加上容量電費(fèi)則分別為 799.69 億元和 651.46 億元(2024-2025 年)，即容量電費(fèi)使得公司火電收入的底部抬升了7.32%和9.14%。按照2026年容量電價(jià)測(cè)算，則火電收入底部抬升了11.49%和14.34%。
(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請(qǐng)參閱報(bào)告原文。)
來(lái)源：未來(lái)智庫(kù)
報(bào)告出品方/山西證券，作者：胡博、劉貴軍
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