在新能源崛起的浪潮中，煤电，这一曾经主导我国能源供应的“老将”，逐渐被一些人视为污染环境、落后的代名词。
然而，这种妖魔化的观点忽略了煤电在能源稳定、经济发展以及环保转型中的重要作用。
先立后破，可再生能源要与煤电联营，煤电正成为香饽饽。
2024年的政府工作报告提出：发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。据公开信息，为确保能源安全，2022年，国家有关部门明确提出煤电“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦，并将“十四五”煤电发展目标由12.5亿千瓦上调至13.6亿千瓦，甚至更高。
2021年，火电年投资额达672亿元，同比增速达18.31%；2022年火电年投资额达909亿元，同比增速达35.27%；2023年火电工程投资额1029亿元，同比增长15%。
火电进入景气周期，新周期下，煤电发展会对产业链带来什么利好，同时该如何处理好煤电与煤炭的关系是产业和政府部门需要重点思考的问题，特转发的中国煤炭报刊发作者为左前明的《煤电新周期的机遇和挑战》一文，供大家思考。
煤电作为我国电力的基础性、保障性电源，在保障国家能源安全和推动新能源发展过程中肩负着历史使命。“十二五”逐步过剩、“十三五”停缓建的煤电在“十四五”步入一轮新周期。所谓新周期，是缺电背景下重启一轮煤电建设的窗口期，是煤电向基础性、调节性电源转型的过渡期，是电力市场化改革推进中其功能价值被再发现的红利期。新周期下，煤电发展既面临着机遇也面临着挑战，如何处理好煤电与煤炭的关系是产业和政府部门需要重点思考的问题。
新形势下煤电迎来建设新周期
政策层面，近两年在“立足国情”“先立后破”原则下更加重视能源安全与兜底保障。“双碳”目标提出后，有些地区“减碳”异化为某种形式主义，采取“一刀切”等方式。对此，2021年7月30日，中央政治局会议提出了纠正“运动式减碳”，先立后破的要求。随后，在年底的中央经济工作会议上，提出要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合。2022年印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，统筹发展和安全，坚持先立后破、通盘谋划，以保障安全为前提，构建现代能源体系，不断增强风险应对能力，确保国家能源安全。党的二十大报告中指出，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划、分步骤实施碳达峰行动。
在全球能源电力新形势与国内政策推动下，新一轮煤电建设窗口期打开，核准与投资快速增长。自2021年四季度出现严重的缺煤缺电状况以来，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，累计同比持续攀升。2021年，火电年投资额达672亿元，同比增速达18.31%；2022年火电年投资额达909亿元，同比增速达35.27%；2023年火电工程投资额1029亿元，同比增长15%。从侧重点上看，大型风光基地、负荷中心以及电网支撑点电源的煤电项目成为主要发力方向，尤其是在近两年清洁能源出力不足、风光发电占比提升后消纳压力渐显的背景下，火电的调峰、兜底保障作用愈发凸显。传统水电大省云南、四川一改过往对待煤电的态度，在严峻的电力保供形势下，加紧谋划建设一批支撑性、调节性火电项目。而三北地区“沙戈荒”大基地项目的电力送出同样需要火电做支撑，新能源上得越多，火电配套建设的规模往往也越大。原本以为将高耗能的重工业转移到西部，可以拉低用电负荷及电量增速的东部地区，在新兴产业尤其是高端装备制造业和信息技术服务业快速发展的用电拉动下，同样保持了较高的负荷及用电增速，也呈现出电力供应趋紧从而需要加码火电的局面。
新周期下需统筹好煤和电的关系
在煤电新周期的演进过程中，如何处理好煤电与煤炭的关系是一个现实而又深远的问题。
其一，煤炭与煤电看似两个上下游关系紧密的行业，在实际运行中常常呈现出“顶牛”的矛盾。从“十二五”煤炭产能严重过剩价格大幅下跌，到“十三五”基本平衡，再到“十四五”再度趋紧，煤电效益也是大起大落，未体现出公共事业行业的稳定性。如果单纯把煤炭和电力看做博弈关系，那就会陷入面多了加水、水多了加面的循环之中。从现实看，2023年煤电行业的亏损面是45%左右，然而煤炭行业的亏损面也高达43%左右。种种现象的背后实际反映的是“市场煤”和“计划电”的矛盾。如果总蛋糕不做大，又缺乏动态调整出清机制，仅靠切蛋糕不免会出现大起大落。煤炭紧张了搞计划、煤炭宽松了搞市场，短期看是平抑了市场波动，但长期看反而会由于价格信号失灵从而影响投资决策，进而加大周期的波动性。这一点在2002年至2015年这轮煤炭产业周期中体现得十分明显。如今在“双碳”目标约束下，在煤价和电价的调控下，煤炭和煤电两个行业发展的积极主动性都不高。如何跳出煤电博弈，站在更高层面谋划两个行业的发展问题值得思考。
煤电新周期对上下游产业链的影响
1、量
2022年，国内出现3个8000万的计划，有一大批煤电项目获批（支撑性电源）3个8000万千瓦(80Gw)概念含义：
2022-2023两年每年核准8000万千瓦，
2024年保证投产8000万千瓦，
由于中间会有重叠，预计三年总量在2亿千瓦(200GW)；
性来看，比原先预期新增装机翻番;（22年上半年新增投产740万千瓦）。
2、价
设备空间占投资40%左右，2台66万千瓦设备投资在16-20亿，2台100万千瓦设备投资在24-28亿，其中三大主机：锅炉、汽轮机、发电机为大头，具体：
一次再热：66万千瓦，锅炉造价5亿，汽轮机3亿，发电机1.5亿，综合9亿+；百万千瓦机组，锅炉8.5亿，汽轮机3.5乙，发电机2亿，综合14亿左右；
二次再热：66万，锅炉7亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，综合14亿左右；百万千瓦，锅炉10亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，17亿;
如果未来核准加快，三大主机价格会有上涨趋势，但涨幅预计不大，利润率水平会有改善。
3、竞争格局
由于汽轮机和发电机，连接紧密可看做一体，竞争格局主要看汽机、锅炉：
1)汽轮机：超超临界，上海电气优势明显，市占率高，投产后效率高，订单比例相对多，预计在5成；
2）锅炉：三大厂效率差不多，订单占有率看，没有显著差距，东方电气的锅炉相对多一些；
3）从建设节奏来看，锅炉需要配合厂房建设共同施工，锅炉设备的交付最早也最长，业绩贡献上预计最先反映。
4、市场空间
1）2*66万千瓦：80GW对应60.6个电站，单个电站设备投资16-20亿，共970-1200亿；三大主机设备中占比56%-70%，市场空间在540-840亿；
2）2*100万千瓦：80GW对应40个电站，单个电站设备投资24-28亿，共960-1120亿；三大主机设备中占比58%-61%，市场空间在540-680亿；
3）三大主机价值占比中，锅炉占比50%左右；
Q&A:
1、设备价值量及供应商？
火电机组，设备占比40%（最大）；占大头的：锅炉、汽机、发电机，三大主机：2台66万机组，9亿是一次再热，二次再热12亿左右；2台百万机组，一次再热14-15亿，二次再热16-17亿；
其他热备：给水泵、驱动装置（汽轮机）、凝气器、煤粉、中枢磨、除坐器、送风机（三大风机），每个接近千万级别;
辅助系统：煤从码头或铁路运输煤场，翻车机（装卸），斗轮机、取料机，上千万投资；煤燃烧后变成灰；发电，变压器、断路器、开关柜、升压装置，1千万-2千万；
2、三大主机的投资额和供应商？
1)一次再热：66万千瓦，锅炉造价5亿，汽轮机3亿，发电机1.5亿，综合9亿+；百万千瓦机组，锅炉8.5亿，汽轮机3.5亿，发电机2亿，综合14亿左右;
2）二次再热：66万，锅炉7亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，综合14亿左右；百万千瓦，锅炉10亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，17亿；去年到今年上半年，如果大规模上的话，延长交货周期，3-4家单位在做，越往后价格有上升的趋势和预期；
3、供应商优势和劣垫？
设备造价高，集中在三个主机厂：上海电气、东方电气、哈尔滨电气
三大主机里，汽轮机、发电机一般选同一家厂商，两个设备链接在一起，主要看汽轮机和锅炉；
汽轮机：超超临界，上海电气优势明显，市占率高，投产后效率高，订单比例相对多，预计在5成；
锅炉：三大厂效率差不多，订单占有率看，没有显著差距，东方的锅炉相对多一些；
4、国家发电集团，IGFC技术？
IGCC基础上，和氢燃料电池组合，通过煤化工变成合成器.氧化碳氢。氢通过燃料电池变成电；首先，没有大规模应用，目前在研究阶段；涉及投入产出比，煤变成电，最成熟；IGFC更复杂，二氧化碳浓度高，碳捕；除非有高额补贴，否则造价上不具有优势，5-10年内不会有大规模应用；
5、灵活性改造的设备支出水平？
运营灵活性改造，现役基础上造，三大主机无关，主机不换基础上，火电机组降低到负荷在40%，若再低，容易熄火出事；小的改造：从40%降到30%，技术成熟，系统里维持稳定运行，燃烧器本身的改造；再往下走，30%-20%，要稍微大的改造，主要在锅炉，锅炉的部件、水冷壁要做调整，主要是主机厂做的事，煤耗是几倍，对设备有损伤（寿命上，受热不均，金属疲劳损伤）；效率、设备、电量少，如果当地低负荷电价不给的足够高（补偿机制），电厂没有动力去做；要看各省给政策，差别较大；到了20%，可能会成倍增加煤耗；技术上：已经比较成熟；
6、客观、主观；客观上：建火电厂厂址，能否支撑3个8千万开工建设的条件？
客观上：比预期3千万-4千万大一倍，但相比之前没有那么大，选址相对容易，五大集团都有储备厂主观上：华能去年亏，亏钱的事，国家有要求的话，几大集团会讲政治，去年煤价高的情况下，仍在减持发电；响应程度可能不太一样，主要影响因素是高煤价，有煤炭资源的，投资意愿会高一些；除此之外，煤炭企业，建发电厂的积极性明显要高，煤少的，建的积极性不高；
7、三个八千万的定位：主力能源还是给新能源辅助定位？
专家更倾向干辅助定位、主要是3060的强表态；缺口为了更好适应新能源接入，做支撑保障作用；煤电到4000-4500；目前煤价是不正常；
8、设备的交付周期和确认周期？
顺利推进情形下：
从设计、买主机要半年，
开工-灌混凝士-2年，
从核准到发电要2.5年+；
主机厂，1年左右生产交付周期，投产前1年设备要到货；若集中订单，可能会抢资源：锅炉：开工后，几个月就要开始安装，交货期较整组启动、调试；
9、未来可能涨价，毛利可能恢复的水平？地域的影响？
10、煤价易涨难跌的情况下：3个8千万的落地情况？
没法准确预测；每一个大的火电项目，各个省分公司做公司，可研、投资报告，要在集团过投决会，今年明年核准8千万，后年要保证投产8千万；今年下半年集中核准8千万，后年投产不了，会有部分重合，如果算的话新增2亿左右；比之前规划要翻番；8千万是近十年单年投产最高水平；
11、投资数据：两台百兆瓦投资70亿左右？
单电厂1320MW，2*660MW，总投资约50亿/项目；
如果是8000万千瓦，是要投60个电厂；
单电厂2000MW，2*1000MW，总投资约70亿/项目；
如果是8000万千瓦，是要投40个电厂；
12、超临界二氧化碳发电？目前主要是蒸汽循环，二氧化碳循环控制.理论上效率更高，但目前仍处于研发阶段，目前不能算成熟的发电机组
Q：未来几年火电投资是什么节奏？
A：国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，十三五末在11亿内，十四五末在13亿千瓦内，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段。去年缺电，国家的侧重点是控制煤炭的价格，就是长协的比例覆盖到位，以及增加煤炭的供给，但今年发现缺电不仅仅是煤炭供给的问题，今年所有火电机组基本上达到了95%以上的负荷，但今年夏天还是缺电，说明其实是装机不足，对火电的态度发生了比较大的转变。22年7月全国缺口不到2000万千瓦，当时提出十四五期间新增指标3000万千瓦，当时就觉得是个很大的转变了，但到8月后缺口越来越大，最大的功率缺口超过了7000万千瓦，3000万的增量肯定不够，所以后面又提出22-24年每年新增大量火电机组指标，再到9月测算明后年缺口还会继续增加，所以调整为今年开工更大量的火电机组，包括燃煤和燃气，主要是燃煤。
Q：未来两三年缺电的量化数据？
A：正常一年是新增8000万左右的负荷，但是今年负荷增加很大，夏天在有序用电之后，比去年还增加了1.4亿，缺口超过了7000万千瓦，今年冬天要看是不是寒冬，缺口范围在3000到5000万。明年如果正常按照8000万的增量来测算缺口会有接近一个亿，后年也是这个水平。未来火电装机要看具体的缺口情况，现在说不好，有可能调增，有可能调减。
Q：会不会出现为了拿到新能源指标抢装火电的情况？
A：原来说新能源配储，现在说法是新能源配火，主要体现在风光大基地，意思是风光大基地要和存量或者新增的火电挂钩。目前没有纸质文件出力，如果有政策出来，发电企业会衡量火电成本后决定要不要抢新能源指标。
Q：风光的出力系数按什么来测？
A：出力系数看短期还是长期，短期按预测的来，就刚才说的有一个预测的准确率要求。长期如年度，风电：夏季5%，冬季不到10%；光伏：夏季10-15%，冬季很少。所以虽然新能源装机新增很多，但实际上缺口逐年增大，因为去年火电只上了2800，今年上半年只有700多，所以有效发电能力的增加远远赶不上负荷增长的速度。
Q：存量灵活性改造的空间有多大？
A：现在绝大部分省的机组可以深调到40%，三北地区部分机组能达到30%，但部分三北地区机组所在省份补偿机制仅有两个细则，没有调峰辅助服务市场，回收投资非常慢，所以现在可能有一大部分还没有回收，那么后续再要求它们下调到20%，那么肯定要加倍给钱，比如山西，新能源占比高，调峰压力大，仅让机组去现货市场进行峰谷价差套利而没有额外补偿，无法吸引电厂进行进一步灵活性改造。甘肃机组深调能力平均有33%，山西38%左右，浙江能到40%以下的机组几乎没有，每个省千差万别，但是40%基本所有省肯定都达到，主要是根据各省需求，未来三北地区一定往深调这个方向走。
Q：对于没有发布鼓励政策省份，灵活性改造赚不赚钱？
A：很多省份不赚钱，所以积极性比较差。这个主要还是看省里需求，有需求的话就会想各种办法鼓励去做这个灵活改造，比如甘肃这种政策，但也不是让大家都赚的盆满钵满，所以它一定是激励大家改造完后，再持续个几年，让大家都回收成本加上一定的收益。再往后如果没有这个需求，就不会在这里再动脑筋，每个省都是这个思路。
Q：类似甘肃这样的政策有没有可能会向其他省份蔓延？
A：会的，要看这个省的需求强不强烈，现在总的来说像甘肃、华北、西北等地区因为新能源装机量大且后面还要大规模上，所以消纳压力比较大，他们的紧迫性是比较强的，其次就是像河南这样的华中地区省份，也在积极发展新能源，消纳的压力也逐渐凸显，最后就是华东等地区，目前主要的问题是缺电，所以暂时应该不会有太大消纳压力。不过它有个问题是这个钱需要有人来掏，目前大部分省份是让新能源和用户来掏，而且像甘肃还有一个规定，就是用户侧每度电不能超过1分钱，那么甘肃大概全年是1000亿用电量，总盘子控制在10亿之内，那就要考虑分摊的人能不能承受那么多的辅助服务调峰费用，一方面用户侧它不能电价涨得太多，另外一方面新能源它也不能承受太多，因为新能源本身已经承受比如20%的储能成本，以及像现在很多省要求新能源一定要去租赁，那么这笔钱肯定是花掉了，那还能不能承受火电灵活性就需要要考虑了。
Q：目前全国整体的调峰缺口？
A：今年弃风弃光率还是很低，因为主要还是缺电，省间买电积极性很高，现货市场价格一般维持在四五毛以上，上半年4、5月份因为上海疫情，工商业用电下滑得比较厉害，这两个月东北和西北会稍微有弃风弃光。
Q：后面的新增火电规划这么大，这样会不会调峰缺口没那么大？
A：火电建设周期2年，24年开工机组到26、27年才会贡献调峰能力，我们估计最近两三年还会缺电，新能源和火电会同时上，可能十五五中期会出现新能源弃风光情况严重，火电出力被压制的情况。
Q：5%的弃风弃光率保障措施？
A：5%是硬约束，但如果新能源参与电力市场导致弃风弃光则不计入弃风弃光的计算，因此新能源资源丰富的省份愿意将新能源推入电力市场。这个是一个考核指标，不罚钱，年底是有总的考核评分。政府层面会把指标下压到像省内，比如电网公司、发电集团，激励这些电网公司去颁布一些市场化的交易机制，去增加火电的灵活调节能力、储能装机增长等，都是一层层往下压力传导。
Q：现在抽水蓄能规划的量很大，虽然建设周期比较长，但等到四五年之后规划的量全部建好，他的调峰能力能不能满足现在上的新能源的量？
A：要综合考虑抽蓄、火电灵活性改造等，目标宗旨都是为了新能源。抽蓄现在的要求是四倍，2030年达到1.2个亿，这个是原来定的目标，去年开始抽蓄的成本纳入输配电价去回收，所以上中小抽蓄的积极性非常高，IRR有6.5%，那有可能会超过这个数。这个数字可以乘两倍去算它的调峰能力，因为它有正的和负的，上下调节都可以给新能源用。目前精准的测算很难。
参考资料：
1、左前明《煤电新周期的机遇和挑战》，中国煤炭报3月9日七版