建設新型電力系統(tǒng)為何仍然需要煤電？

宏觀經濟增長和電氣化轉型的雙重驅動力下，我國全社會用電量尚未“達峰”。“十四五”期間我國潛在GDP增速在5.0%~5.7%，能源消費總量仍將逐年增長；疊加電能替代成為用電量增長新動能，全社會用電量遠未“達峰”。

氣溫敏感型負荷占比提升+居民用電習慣改變，最高負荷增速大于用電量增速。伴隨產業(yè)升級和居民電氣化水平提升，三產和居民用電量占比提升至22年的32.7%。一方面，三產和居民用電需求呈明顯的冬夏雙高峰，極端天氣將助推旺季最高負荷增速；另外，中國居民電氣化水平仍有提升空間，用電設備漸趨多樣化也將使負荷增速大于電量增速。

新型電力系統(tǒng)建設中面臨保供和消納兩大難題，煤電的作用不可替代。1）保供視角：新型電力系統(tǒng)“源荷分離”、新增裝機區(qū)域性分布不均；風電、光伏出力與負荷高峰時間性錯配。前期支撐性電源投資不足造成有效容量供給充裕度下降，“十四五”總體電力緊平衡，高可靠性電源中唯煤電建設周期最短。2）消納視角：為更好地消納高比例可再生電源，需要增加電力系統(tǒng)的調節(jié)能力。煤電靈活性改造具有大容量+長時、短期可減小、技術成熟度高等特點，適用于基荷、腰荷調節(jié)。此外，“新能源+調節(jié)電源”打捆外送可提高外送通道利用率和送電置信率，從而降低輸電成本。

為什么推出全國性的煤電容量機制如此重要？

新型電力系統(tǒng)中煤電由基荷變調節(jié)電源，盈利模式應隨角色轉換而變。煤電由主體電源轉型為調節(jié)電源致使利用小時數下降，難以通過單一電量電價回收投資成本。新定位下，煤電應轉向輔助服務要收益：提供調節(jié)（調峰、調頻、黑啟動等）和備用輔助服務的成本，將分別通過現貨市場+輔助服務補償和容量機制疏導。另外，考慮到煤電與抽蓄為電力系統(tǒng)提供的輔助服務價值類似，因此也應為煤電配套兩部制電價以回收發(fā)運成本以外的其他成本。

煤電頂牛矛盾仍未完全理順，電企投資能力和積極性受限。前2年火電行業(yè)連續(xù)虧損導致資產負債表惡化，項目投資能力受限。另外，隨著新型電力系統(tǒng)轉型，火電利用小時數下行趨勢不可逆，新增煤電將加速該進程。缺乏容量機制托底保障發(fā)運成本以外的其他成本回收，導致火電企業(yè)投資積極性不足。

哪些煤電資產盈利能力對容量機制的敏感性最高？

短期看，容量補償對煤機規(guī)模大、利用小時數低的企業(yè)業(yè)績邊際改善更大。假設理想情況下，電企可通過“燃煤基準價+20%上下浮動區(qū)間”的定價機制實現約0.031元/千瓦時的度電凈利潤，則容量電價的主要作用在于補償利用小時數下滑造成的凈現金流缺口?；谇笆黾僭O和2022年各省火電利用小時數，測算得出全國共計需要容量電費約719.3億元，分攤到度電約0.01元/千瓦時。其中，業(yè)績對容量電費的敏感性排名前五的上市公司分別為*ST金山、豫能控股、華銀電力、永泰能源、建投能源。

長期看，煤機利用小時數越高的地區(qū)越需要新建機組和投資決策引導?；谏鲜黾僭O，煤機利用小時數越高的機組獲得的容量補償越低；然而煤電利用小時數越高說明該地區(qū)電力供需越緊、更需要新建煤機以增加系統(tǒng)冗余。PJM建立了拍賣前置的容量市場，基于VRR曲線的BRA市場價格為傳統(tǒng)電源投資提供引導，對我國電力市場建設具有參考意義。

風險提示

電力市場化推進節(jié)奏不及預期風險，電力市場化推進帶來的市場交易難度增大、量價風險增大，下游用電需求不及預期導致的保供電源、調節(jié)資源需求不及預期風險，煤價下行不及預期風險等。