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2022年08月31日发布

引言：我国富煤少油缺气的资源禀赋决定了火电在电源结构中长期占据主导地位，但碳中和背景下，新能源高比例并网，火电出力被逐渐挤占，火电运营商能否保持合理收益率？火电将何去何从？本篇报告尝试从以下三方面解答该问题。

火电未来的定位？

从电源主体逐步转变为灵活性主体。新能源出力具有明显的随机波动性，且向上/向下调节能力有限。新能源大规模高比例并网背景下，对电力系统灵活性要求不断提升。我们认为，随着新能源渗透率的提升，煤电机组将从电源主体逐渐转变为灵活性主体。而在新能源发展前期，煤电机组灵活性改造是提升电力系统灵活性的关键。一方面，燃煤机组在我国电源结构中长期占据主导地位，2020年发电量占比达61%，灵活性资源体量庞大；另一方面，火电调峰技术成熟，相较其他电源侧灵活性资源经济性优势明显。据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电深度调峰度电成本仅约为0.05元/千瓦时，据中电联理事会办公厅，火电灵活性改造成本中枢约1000元/千瓦。

如何提升火电灵活性改造的动力？

I.火电灵活性改造本质是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式从电能量服务向电能量服务+辅助服务+容量服务等转变。通过复盘全球火电转型翘楚丹麦和德国的火电转型历程，我们发现形成市场化的电力体系是提升火电灵活性改造的核心驱动力。

II.以丹麦为例，丹麦电源结构早期以火电为主，2000年火电发电量达83%，其中煤电/气电占比分别达46%/24%。目前丹麦已形成相对成熟的电力市场机制，所有类型电力运营商均平等的参与电力市场获得收益。从火电来看，2009年是丹麦火电灵活性改造需求爆发的转折点。一是2009-2015年新能源渗透率从18.5%快速攀升至50.9%，火电利用小时数进入快速下降通道（降幅达40%）；二是2009年起丹麦全面放开电力现货市场、引入负电价机制，边际出清价格机制下，倒逼火电厂加大灵活性改造力度，转变收益模式。

商业模式变革下，如何看待火电的收益率？

I.短期：火电机组仍将作为电源主体，利用小时数或难进入下行通道。通过复盘丹麦和德国的火电转型历程，我们发现当丹麦、德国风光发电量占比分别达到20%、15%左右时，火电利用小时数开始下行。以能源转型前电源结构与我国更相似的德国为例，2014-2021年，德国新能源渗透率从15.8%提升至28.9%，煤机利用小时数从5256h下降至3664h。2021年我国风光发电量占比11.7%，煤机利用小时数4586h，短期内火电作为重要的基荷能源，利用小时数或难进入下行通道。

II.中长期：向灵活性主体转变后，火电机组或仍可取得可观收益。参考德国，其灵活性煤电机组在现货市场中均能取得10%以上的净利率，且机组在市场中运行的灵活性越高，收益率越高。

a)深度调峰模式下，当60万千瓦燃煤机组年利用小时数约4000h时，测算得机组在灵活性改造资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.028、0.043元/千瓦时，净利率分别为6.0%、9.0%。当年利用小时数进一步下降至3000h时，机组在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.023、0.039元/千瓦时，净利率分别为4.4%、7.6%。

b)灵活运行且启停调峰情境下，60万千瓦燃煤机组在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为0.009、0.029元/千瓦时，净利率分别为2.1%、6.8%。

投资建议：行业方面，我国仍处于新能源发展早期，短期内煤电利用小时数或难进入下行周期。收益率方面，我国新型电力系统建设加快，相关收益机制逐渐明确，火电灵活性运行或能取得可观收益。维持行业“推荐”评级。个股方面，火电灵活性改造标的建议关注西子洁能、青达环保、龙源技术；火电运营商建议关注业绩有望改善的华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、上海电力、福能股份、中国电力、华润电力、申能股份、粤电力A。

风险提示：政策变动风险；灵活性改造推进不及预期；电力市场建设进度不及预期；新能源装机不及预期等；测算存在主观性，仅供参考；我国与欧洲情况不具备完全可比性，相关数据仅供参考。