1.1.板塊表現：火電＞水電>風(fēng)電＞光伏發(fā)電
2022 年初至 11 月 4 日，滬深 300 指數漲跌幅-23.7%，申萬(wàn)公用事業(yè)指數漲跌幅-15.7%，跑贏(yíng)滬 深 300 指數，在 31 個(gè)申萬(wàn)一級行業(yè)中位列第 15 位。其中電力指數漲跌幅-16.3%。電力子板塊中，2022 年年初至 11 月 4 日，火力發(fā)電、水力發(fā)電、光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電指數漲跌 幅分別為-8.87%、-9.98%、-24.39%、-23.80%。 火電板塊受到去年下半年起動(dòng)力煤價(jià)格高漲的持續影響，一季報出現較大面積虧損，且反轉預期 尚有分歧，一度出現明顯回撤。國家發(fā)改委推出的大力度保供穩價(jià)措施逐步推進(jìn)，疊加市場(chǎng)電價(jià) 政策下結算電價(jià)普遍上浮，另外伴隨著(zhù)上海等地區疫情形勢好轉，需求反彈，帶來(lái)電量電價(jià)齊升 以及成本端改善，半年報顯示虧損幅度明顯收窄。三季度動(dòng)力煤保供穩價(jià)政策持續深入推進(jìn)，尤 其是“三個(gè) 100%”的要求下長(cháng)協(xié)煤履約預期向好，三季報顯示環(huán)比改善明顯，但仍受到大盤(pán)下 行壓力沖擊。
水電板塊上半年得益于其較高的業(yè)績(jì)確定性以及來(lái)水普遍偏豐，取得了明顯的相對收益。但下半 年以來(lái)，多地高溫干旱，多流域來(lái)水偏枯，來(lái)水量較去年同期有明顯下降，業(yè)績(jì)分化明顯，拖累 水電板塊表現，尤其是在 8 月其他子板塊股價(jià)反彈期間橫盤(pán)震蕩。 風(fēng)電、光伏發(fā)電方面， 業(yè)績(jì)并無(wú)明顯異常波動(dòng)，業(yè)績(jì)增長(cháng)主要來(lái)自裝機規模增長(cháng)。但受整體市場(chǎng) 風(fēng)格影響，其成長(cháng)屬性溢價(jià)有所折損。
2.1.年內電力供需回顧：波動(dòng)中持續增長(cháng)
截至 2022 年 9 月，我國全口徑電力裝機規模達到 2483.57GW，其中火電裝機占比達到 53%，較 2012 年的 72%下降了近 20 個(gè)百分點(diǎn)。2022 年內總計新增裝機規模 107.57GW，包括火電新增 16.96GW、水電新增 14.84GW、核電新增 2.27GW、風(fēng)電新增 30.16GW、光伏新增 43.34GW。 發(fā)電量方面，2022 年 1~9 月，全口徑發(fā)電量達到 62565.5 億千瓦時(shí)，較去年同期增長(cháng) 3.9%。其 中火電占比達到 69%，風(fēng)、光占比合計首次超過(guò) 10%。
受疫情影響，3 月份起用電增速出現下滑跡象。2022 年 4 月，全社會(huì )用電量 6362 億千瓦時(shí)，3、 4 月份同比增速自 2 月的 18.5%開(kāi)始快速收窄，至 4 月已與去年同期基本持平。其中，4 月第二產(chǎn) 業(yè)用電量 4468 億千瓦時(shí)，同比增速自今年 2 月的 16.7%收窄至 4 月的 0.4%。而后隨著(zhù)夏季用電 高峰的到來(lái)以及疫情形勢趨穩，5-8 月全社會(huì )用電量同比恢復快速增長(cháng)，至 8 月，全社會(huì )用電量 8520 億千瓦時(shí)，較去年同期同比增速恢復至 12%。9 月，高溫天氣結束疊加多地疫情反復壓制需 求回暖，全社會(huì )用電量再度下滑至 7092 億千瓦時(shí)，同比增速下滑至 2.1%。
2022 年受到疫情及房地產(chǎn)市場(chǎng)下滑影響，四大高耗能行業(yè)合計用電量較 2021 年增長(cháng)并不明顯， 1-8 月合計用電量為 15154 億千瓦時(shí)，較 2021 年同期增長(cháng) 2.4%；在第二產(chǎn)業(yè)中占比 40%，在全 社會(huì )用電量中占比 26%。其中，化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)用電形勢相對較好，用電量同比分別增長(cháng) 8.7%和 8.2%；黑色金屬冶煉行業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)用電量 同比分別下降 4.4%和 4.1%。
2.2.預計2023年用電量增速有望達到6%
我們使用月度電量比例法對 2022 年四季度（10-12 月）的全社會(huì )用電量進(jìn)行預測?；?2016- 2021 年數據，考慮到疫情因素的影響，在中性假設下，我們預計：（1）情景一，2022 年第四季 度用電量占前三季度用電量的比例為 35.06%；（2）情景二，2022年第四季度用電量占全年用電 量的比例為 26.02%。彈性預測結果顯示，在悲觀(guān)、中性、樂(lè )觀(guān)的假設下，2022 年全年用電量增 速分別為 4.2%、5.5%、6.0%。
展望2023年，目前預期疫情影響有望逐漸減小，但前幾年用電量基數已經(jīng)受到疫情影響，增速波 動(dòng)較大。我們采用過(guò)往 10 年的分產(chǎn)業(yè)用電量增速均值作為 2023 年分產(chǎn)業(yè)中性預期（其中包括 2012~2019 疫情前平穩增長(cháng)期，以及 2020 疫情第一年極端情況、2021~2022 疫情第二~三年恢 復期數據，相對平滑，且將近年疫情、極端天氣等多方面因素綜合考慮在內的結果）。 第一產(chǎn)業(yè)和居民用電主要受氣候因素影響，極端天氣（包括夏季高溫干旱或洪澇多降水、冬季低 溫多降雪等）較多則用電量增速較快，氣候正常則用電量增速穩定。鑒于 2022年已經(jīng)受到極端天 氣影響，基數較大且處于歷史高位，我們認為氣候的影響不對稱(chēng)，向上影響相對較小、向下影響 相對較大。因此我們樂(lè )觀(guān)情景（極端天氣較多）增速上浮設定為 1%，悲觀(guān)情景（極端天氣較少） 中增速下浮設定為 2%。
第二產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)主要受到疫情防控影響，疫情防控收緊影響生產(chǎn)生活及服務(wù)業(yè)經(jīng)營(yíng)，用電量 增速下降；疫情穩定，生產(chǎn)生活全面恢復，則用電量增速回歸平穩。由于 2020~2022 年已經(jīng)受到 疫情較大影響，基數相對較小，我們認為疫情的影響不對稱(chēng)，向上影響較大、向下影響較小。因 此我們樂(lè )觀(guān)情景（疫情平穩，復工復產(chǎn)）增速上浮設定為 2%，悲觀(guān)情景（疫情影響，停工停產(chǎn)） 增速下浮設定為 1%。 根據上述情景假設，我們測算得到 2023 年分產(chǎn)業(yè)用電量預測值。中性情景下，2023 年全社會(huì )用 電量將達到 92986 億千瓦時(shí)，較 2022 年同比增長(cháng) 6.0%。樂(lè )觀(guān)情景下，全社會(huì )用電量約 94595 億 千瓦時(shí)，較 2022 年同比增長(cháng) 7.8%；悲觀(guān)情景下，全社會(huì )用電量 91966 萬(wàn)億千瓦時(shí)，較 2022 年 同比增長(cháng) 4.8%。
3.1.中國的能源轉型：先立后破、通盤(pán)謀劃
今年以來(lái)，俄烏局勢嚴重影響歐洲能源價(jià)格，使得歐洲能源轉型升級面臨更大挑戰。歐洲能源的 對外依存度一直較高，2000 年至 2020 年從 56.3%上升至 57.5%；其中德國 2000 年能源對外依 存度為 59.4%，2020 年上升至 63.7%。2020 年歐盟石油進(jìn)口的 26.9%、煤炭進(jìn)口的 46.7%、天 然氣進(jìn)口的 41.1%來(lái)自于俄羅斯，且俄羅斯皆以絕對優(yōu)勢位列歐盟三種化石能源進(jìn)口來(lái)源國第一 位。以天然氣為例，大部分歐洲國家對俄羅斯天然氣的依賴(lài)程度較高（芬蘭 94%、德國 49%、意 大利 46%），俄烏沖突發(fā)生之后歐洲天然氣、電力價(jià)格持續攀升。
作為全球氣候政策堅定的倡導者，近年來(lái)歐洲各國紛紛提出減少化石能源消費總量，但近期能源 形勢變化促使歐洲放緩了放棄煤電的步伐，開(kāi)始考慮加大化石能源投資以確保能源安全，保證經(jīng) 濟平穩運行，也導致在 2050 年碳中和目標不變的前提下，后續減排壓力會(huì )更大。 今年 2 月 28 日（即俄烏沖突爆發(fā)后一周），德國經(jīng)濟部提出一份待立法草案，計劃加速風(fēng)能和太 陽(yáng)能基礎設施擴張，將 100%可再生能源供電的目標提前至 2035 年（原計劃 2050 年）實(shí)現。內 容包括：（1）考慮到前期在能源基礎設施如儲能方面投入不足，短期內會(huì )加大化石能源投入以 確保能源安全；（2）加快中長(cháng)期可再生能源投入，從根本上解決歐洲天然氣供不應求的問(wèn)題。
歐洲能源供需局勢的變化可能會(huì )對中國的能源轉型規劃產(chǎn)生深遠影響。今年兩會(huì )政府工作報告提 出“有序推進(jìn)碳達峰碳中和工作”：“推動(dòng)能源革命，確保能源供應，立足資源稟賦，堅持先立 后破、通盤(pán)謀劃，推進(jìn)能源低碳轉型。加強煤炭清潔高效利用，有序減量替代，推動(dòng)煤電節能降 碳改造、靈活性改造、供熱改造。推進(jìn)大型風(fēng)光電基地及其配套調節性電源規劃建設，提升電網(wǎng) 對可再生能源發(fā)電的消納能力。推進(jìn)綠色低碳技術(shù)研發(fā)和推廣應用，建設綠色制造和服務(wù)體系， 推進(jìn)鋼鐵、有色、石化、化工、建材等行業(yè)節能降碳。堅決遏制高耗能、高排放、低水平項目盲 目發(fā)展。推動(dòng)能耗‘雙控’向碳排放總量和強度‘雙控’轉變”。
《“十四五”現代能源體系規劃》同時(shí)提出了“十四五”時(shí)期現代能源體系建設的主要目標：到 2025 年，國內能源年綜合生產(chǎn)能力達到 46 億噸標準煤以上，原油年產(chǎn)量回升并穩定在 2 億噸水 平，天然氣年產(chǎn)量達到 2300 億立方米以上，發(fā)電裝機總容量達到約 30 億千瓦。單位 GDP 二氧 化碳排放五年累計下降 18%。到 2025 年，非化石能源消費比重提高到 20%左右，非化石能源發(fā) 電量比重達到 39%左右，電氣化水平持續提升，電能占終端用能比重達到 30%左右。
我們認為：“先立后破”將成為今后我國保障能源安全、實(shí)現低碳轉型的核心思想，我國特殊的 資源稟賦決定了傳統能源的發(fā)展和生存周期可能仍然較長(cháng)，其真正退出會(huì )是一個(gè)長(cháng)期的過(guò)程。但 保障能源安全的訴求并不意味著(zhù)傳統化石能源將有長(cháng)期持續、顯著(zhù)的增長(cháng)，在堅定“雙碳”目標 的前提下，中長(cháng)期的增量能源供給預計仍將倚重可再生能源的快速發(fā)展。
3.2.能源和電力結構轉型測算及推演
我們對碳中和路徑下一次能源消費結構進(jìn)行了拆分測算。我們預計： （1）總能源需求達峰的時(shí)間可能為 2030 年左右，對應約 64.7 億噸標準煤。 （2）煤炭需求在“十四五”期間整體處于峰值平臺期，“十五五”期間開(kāi)始下降，之后下降的 斜率逐漸變大。 （3）石油消費量“十四五”末峰，對應約 10-11 億噸標準煤，對外依存度可能仍不低于 70%。 （4）天然氣消費量 2030 年前保持年化 4%-6%的較快增長(cháng)，達峰時(shí)間預計為 2030 年或稍晚。
在我們的測算情景下，化石能源消費占比將從 2020 年的 84.4%下降至 66.5%以下（2030 年）、 5%以下（2060 年）；相應的，非化石能源消費占比將從 2020 年的 15.6%提高至超過(guò) 33.5% （2030 年）、超過(guò) 95%（2060 年）。 需要指出的是，出于電力系統安全、可靠、平衡的需求，煤電裝機規模的下降拐點(diǎn)可能并不會(huì )很 快出現。作為消耗化石能源的二次電力，煤電的發(fā)電量、裝機容量可能于 2030年左右實(shí)現達峰。 從一次電力的結構變化預測看，除水電外，光伏發(fā)電、風(fēng)電、核電都將快速發(fā)展，并將在“十四 五”、“十五五”期間成為覆蓋增量用電需求的主力，并在2030年以后逐步對火電的電量份額進(jìn) 行替代。
預計到 2025 年、2030 年，我國電力總裝機將從 2020 年的 22 億千瓦分別達到 32.7 和 44.8 億千 瓦左右；風(fēng)電+光伏裝機占比由 2020 年的 24.3%分別提升至 39.1%和 52.2%。2025 年和 2030 年，風(fēng)電+光伏發(fā)電量占比預計由 2020 年的 9.5%分別提升至 19%和 28%。在一次能源消費結構的拆分測算基礎上，我們同樣進(jìn)行了電力供給結構的拆分預測。
火電：新能源的大規模替代是漸進(jìn)的過(guò)程，考慮到儲能（抽水蓄能、電化學(xué)儲能等）規模、增速、 成本的約束，2030 年之前火電總裝機仍有增長(cháng)，預計于 2030 年左右達到峰值，約 15.6 億千瓦； 新增裝機中碳排放較小、調峰能力更強的燃氣發(fā)電比例將有所提升。用電需求的可觀(guān)增長(cháng)有望使 其利用小時(shí)數維持相對高位，并逐步開(kāi)啟由基荷電源向靈活性調峰電源的角色轉變。 水電：優(yōu)質(zhì)的零碳能源，但受限于資源稟賦和經(jīng)濟性約束，未來(lái)增長(cháng)空間有限，理論天花板清晰 可見(jiàn)?！笆奈濉逼陂g將迎來(lái)金沙江、雅礱江的一輪投產(chǎn)，這是短期可預見(jiàn)的最后一輪投產(chǎn)高峰。
核電：可預見(jiàn)的時(shí)間內，將仍以成熟的裂變核能應用為主。未來(lái)十年將是三代核電技術(shù)開(kāi)工投產(chǎn) 的高峰，中性預期下 2030 年的裝機規模將達到目前的 2 倍以上。在安全性、經(jīng)濟性、技術(shù)迭代、 國家戰略的共同作用下，核電的遠期發(fā)展空間彈性較大。 2025 年，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機規模預計分別達到 6.1 億千瓦、6.7 億千瓦左右；2030 年，風(fēng)電、 太陽(yáng)能發(fā)電裝機規模預計分別達到 10.6 億千瓦、12.8 億千瓦左右。
截至 2022 年 9 月，火電裝機量達到 1313.74GW，2022 年年內新增裝機規模 16.96GW。發(fā)電量 方面 2022 年 1~9 月，火電發(fā)電量 43544 億千瓦時(shí)，較去年同期增長(cháng) 1.0%。
4.1.長(cháng)協(xié)煤政策有望帶來(lái)成本端持續改善
2021 年底，隨著(zhù)前一輪產(chǎn)地及港口的限價(jià)、供給放量等政策密集落地，動(dòng)力煤價(jià)格快速回落，已 基本企穩。2022 年初受需求持續攀升以及國際能源市場(chǎng)持續緊張影響，動(dòng)力煤價(jià)格仍有小幅上漲 趨勢。2 月底，俄烏沖突爆發(fā)后，國際能源市場(chǎng)供需環(huán)境迅速惡化，全球能源市場(chǎng)價(jià)格快速上漲， 壓制了沿海電廠(chǎng)的進(jìn)口空間，對內需求激增快速推高國內動(dòng)力煤現貨市場(chǎng)價(jià)格，最高一度來(lái)到 1600 元/噸以上。3 月淡季特征初現加上水電啟動(dòng)較好形成了對火電的較早替代，需求轉弱，采購 放緩，煤價(jià)開(kāi)始回落。傳統淡季、水電替代與國內疫情多點(diǎn)散發(fā)共振，壓制電力需求，終端電廠(chǎng) 前期庫存充足，補庫動(dòng)力不強，動(dòng)力煤現貨市場(chǎng)價(jià)格在 1300 元/噸左右水平維持近 4 個(gè)月。
至 8 月底，迎峰度夏與水電出力不足推動(dòng)庫存迅速消耗，煤價(jià)開(kāi)啟上行通道。9 月~10 月，大秦線(xiàn) 鐵路事故、例行檢修以及部分線(xiàn)段出現疫情，導致發(fā)運能力下降，港口庫存去化，支撐煤價(jià)高位 運行，淡季不淡。10 月，在疫情擾動(dòng)及傳統淡季的影響下，供需兩端均走弱。 11~12 月來(lái)看，疫情的擾動(dòng)仍在持續，但程度有所緩解，對需求仍有壓制。暖冬預期較高，冬季 旺季可能不旺，但下半年以來(lái)的持續干旱壓制了水電出力，火電作為兜底保供需求得到支撐。全 年來(lái)看，雖然2022年年內煤價(jià)最高點(diǎn)不及去年，且在高位維持時(shí)間也較短，但有較長(cháng)時(shí)間維持在 1300 元左右價(jià)格中樞波動(dòng)，疊加 9 月起的價(jià)格回彈，使得 2022 年全年均價(jià)仍有較大可能高于去 年，但從三季報情況來(lái)看，已有部分公司三季度實(shí)現扭虧，全年預期較去年仍相對樂(lè )觀(guān)。
2022 年 7 月 1 日，在國家發(fā)改委電視電話(huà)會(huì )議上相關(guān)負責人提出要嚴格落實(shí)“三個(gè) 100%”，即： 簽約率 100%全覆蓋：根據《2022 年煤炭中長(cháng)期合同簽訂履約工作方案》，對于煤炭供應企業(yè)， 簽訂的中長(cháng)期合同總量達到自有資源量 80%以上；對于用煤企業(yè)，簽訂的中長(cháng)期合同總量應 100% 覆蓋去年實(shí)際用煤量及今年新增需求。 履約率 100%嚴要求：根據《2022 年煤炭中長(cháng)期合同簽訂履約工作方案》，月度履約率不低于 80%，季度和年度履約率不低于 90%的要求升級至必須 100%執行。 價(jià)格政策 100%強執行：按照“303 號文”確定的中長(cháng)期交易價(jià)格合理區間執行的比例達到 100%。
2022 年 10 月 31 日，國家發(fā)改委印發(fā)特急文件《2023 電煤中長(cháng)期合同簽訂履約工作方案》 對做 好 2023 年電煤中長(cháng)期合同簽訂履約工作進(jìn)行了安排、部署。此次方案較 22 年的方案進(jìn)行了細節 調整，主要涵蓋供需、價(jià)格機制、履約要求等方面。 供需方面，從供應端看，23 年的方案所規定的供應方包括所有在產(chǎn)的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，較 22 年相 比擴大了范圍，增加了中長(cháng)期合同市場(chǎng)中的供給。而需求端來(lái)看，23 年的方案將范圍縮小至僅發(fā) 電和供熱用煤的企業(yè)，另外也新增了貿易商可作為中間環(huán)節簽訂合同的相關(guān)規定，為供需市場(chǎng)提 供更好的流動(dòng)性。擴大的供給范圍和縮小的需求范圍，無(wú)疑將加大實(shí)際簽約的覆蓋率，充分體現 了保供的決心和力度。
價(jià)格方面，23 年的方案重申以產(chǎn)地價(jià)格計算的電煤中長(cháng)期合同必須嚴格按照《國家發(fā)展改革委關(guān) 于進(jìn)一步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機制的通知》(發(fā)改價(jià)格[2022)303 號)、地方人民政府和有關(guān)部門(mén) 明確的價(jià)格合理區間簽訂和履約，以港口價(jià)格計算的電煤中長(cháng)期合同原則上應按照“基準價(jià)+浮動(dòng) 價(jià)”價(jià)格機制簽訂和執行，不超過(guò)明確的合理區間。5500 大卡下水煤合同基準價(jià)由 22 年的 700 元 /噸下調至 675 元/噸，根據“303 號文”及國家發(fā)改委第四號公告內容要求，此舉也將限制動(dòng)力煤 現貨市場(chǎng)價(jià)格上限，保供與穩價(jià)共同推進(jìn)。
履約要求方面，對于供應端的合同簽訂比例進(jìn)行了細化，煤炭企業(yè)任務(wù)量不低于自有資源量的80%，動(dòng)力煤不低于75%。此外延續了此前提出的三個(gè)100%要求中的履約率100%要求，季度、年度履約率要達到100%，而月度之間可以供需雙方適當調劑，提供了一定的靈活性。同時(shí)鼓勵“淡儲旺用”,原則上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%。23年的方案也對拒絕履約的行為進(jìn)行了具體表述，強調不得以未配置鐵路運力、停產(chǎn)減產(chǎn)為由拒絕履約。
展望 2023 年，《2023 電煤中長(cháng)期合同簽訂履約工作方案》中下調下水煤長(cháng)協(xié)基準價(jià) 25 元/噸至 675 元/噸，結合 303 號文價(jià)格形成機制以及發(fā)改委第 4 號公告對于哄抬煤價(jià)的監管和打擊，我們 預計 2023 年電煤現貨市場(chǎng)價(jià)格中樞也將較 2022 年有所下移?？紤]到俄烏沖突對全球能源市場(chǎng)的 影響逐漸減弱，進(jìn)口煤或重獲成本優(yōu)勢，對國內市場(chǎng)價(jià)格形成額外下行壓力，我們預計 2023年電 煤現貨市場(chǎng)價(jià)格中樞在 1000-1200 元左右，較 2022 年有明顯下降。
長(cháng)協(xié)市場(chǎng)方面，煤炭中長(cháng)期交易價(jià)格在合理區間內運行時(shí)，燃煤發(fā)電企業(yè)可在現行機制下通過(guò)市 場(chǎng)化方式充分傳導燃料成本變化，鼓勵在電力中長(cháng)期交易合同中合理設置上網(wǎng)電價(jià)與煤炭中長(cháng)期 交易價(jià)格掛鉤的條款，有效實(shí)現煤、電價(jià)格傳導。煤炭?jì)r(jià)格超出合理區間時(shí)，將充分運用《價(jià)格 法》等手段和措施，引導煤炭?jì)r(jià)格回歸合理區間。隨著(zhù)政策端和基本面共同發(fā)力，煤炭?jì)r(jià)格上漲 除了逐步向電價(jià)端部分傳導，也有望逐漸向合理區間回歸。
2023 年的工作方案中重申了合同簽訂嚴格按照“303 號文”中規定的標準執行，即下水煤中長(cháng)期 交易合理價(jià)格區間為 570~770 元/噸（含稅），與 22 年方案未發(fā)生改變，疊加更加嚴格的監管要 求及措施，我們判斷 2023 年長(cháng)協(xié)煤價(jià)格總體趨勢可保持平穩，與 2022 年基本一致。參考 2022 年的實(shí)際情況，合理價(jià)格區間為 570~770 元/噸，基準價(jià)為 700 元/噸，長(cháng)協(xié)煤價(jià)格指數自 3 月起 始終保持在 720 元/噸的水平。根據 2023 年的方案，基準價(jià)下調 25 元/噸至 675 元/噸，因此我們 認為 2023 年長(cháng)協(xié)煤價(jià)格指數中樞在 720 元/噸基礎上也將有所下浮，成本端有望持續改善。
4.2.火電靈活性改造有望加速推進(jìn)，與風(fēng)光電協(xié)同價(jià)值凸顯
隨著(zhù)新能源發(fā)電比例不斷升高，電力系統靈活性要求也隨之提高。受制于自然環(huán)境的波動(dòng)和變化， 風(fēng)電和光伏等新能源發(fā)電的出力是波動(dòng)的，使得電網(wǎng)系統的出力變化變得頻繁且波動(dòng)更加劇烈。季節性的影響也明顯限制了風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時(shí)。2021 年核電/火電/水電平均利用小時(shí)數 分別為 7802/4448/3622 小時(shí)，風(fēng)電/光伏平均利用小時(shí)數受自然資源限制，顯著(zhù)小于常規電源， 分別為 2232/1194 小時(shí)。高比例新能源發(fā)電的電力系統仍需常規電源作為支撐，而核火水 3 種常 規電源中，火電兜底作用最為明顯，2021 年火電以 54.9%的裝機規模占比，完成了高達 71.4%的 發(fā)電量。
另一方面，可再生能源的快速發(fā)展對電力系統靈活性提出更高的發(fā)展要求。由于電力系統靈活性 不足，出現了大量的棄風(fēng)、棄光問(wèn)題， 2016 年全國棄風(fēng)率、棄光率分別高達 17.6%、10%。近 些年由于可再生能源發(fā)電消納保障措施的實(shí)施和靈活性資源投入加大，棄風(fēng)棄光率逐步回落。據 全國新能源消納監測預警中心數據顯示，2022 年 1-9 月，我國平均棄風(fēng)率為 3.5%、平均棄光率 為 1.8%。
在碳中和碳達峰的大背景下，能源系統的低碳轉型中風(fēng)電和光伏發(fā)電將得到更大的發(fā)展空間，穩 定性較差的風(fēng)電、光伏也將逐漸成為供電主力。隨著(zhù)新能源的大規模并網(wǎng)，電力系統調節手段不 足的問(wèn)題越來(lái)越突出，風(fēng)電、光伏所帶來(lái)的間歇性電力輸入沖擊問(wèn)題可能會(huì )愈發(fā)明顯。在傳統的 電網(wǎng)結構中,以火電為主的發(fā)電側是相對可控的一方,因此通常會(huì )利用發(fā)電側匹配用電側的負荷變 化。由于風(fēng)電、光伏發(fā)電穩定性較差,一旦風(fēng)電、光伏占比過(guò)高,發(fā)電側將不再穩定而成為不可控 因素,進(jìn)而增加輸配電及調峰的成本。
尤其是近年來(lái)受全球氣候變暖等因素影響，極端天氣時(shí)間趨 多趨強，用電負荷高企的同時(shí)發(fā)電能力顯著(zhù)下降，供電保障成本極高。以風(fēng)電、光伏發(fā)電為代表 的間歇性可再生能源發(fā)電出力天然具有波動(dòng)性，隨著(zhù)其出力占比的逐步提高，系統凈負荷波動(dòng)增 大，未來(lái)單純依靠火電和抽水蓄能的調節容量和調節能力無(wú)法滿(mǎn)足系統安全運行的靈活性要求。 電力系統靈活性不足制約可再生能源消納的問(wèn)題尚未得到根本性解決。
電力系統靈活性主要體現在：當不確定性因素造成系統電力供應大于需求時(shí)，系統可以“向下調節” 減少出力，從而減少發(fā)電被棄，盡快恢復供需平衡；當不確定性因素造成系統電力供應小于需求 時(shí)，系統可以“向上調節”增加出力，從而滿(mǎn)足負荷需求，避免負荷削減。電力系統向上靈活性與 系統的爬坡能力有關(guān)，對于系統的負荷供應能力有較大影響。向上靈活性不足是導致電力短缺的 重要原因。而向下靈活性與系統減少常規機組出力的能力緊密相關(guān)，對系統的可再生能源消納能 力有較大影響。向下靈活性不足是造成棄風(fēng)、棄光的重要原因。
源、網(wǎng)、荷、儲是能源系統中的主要構成部分，系統調度是以整體最優(yōu)為目標，統籌安排源、網(wǎng)、 荷、儲各環(huán)節的運行策略，充分發(fā)揮各類(lèi)資源特點(diǎn)，以靈活高效的方式共同推動(dòng)系統優(yōu)化運行， 促進(jìn)清潔能源高效消納。
傳統電力系統中，靈活性資源主要以各類(lèi)可調節電源及抽水蓄能電站為主。但隨著(zhù)能源系統逐步 完善，電網(wǎng)運行方式將更加靈活優(yōu)化，源網(wǎng)荷儲全環(huán)節都具有可挖掘的靈活性資源。如在電源側， 煤電裝機容量大，出力穩定可控，是潛力最大的靈活性調節資源，氣電和水電調節性能出色也是 優(yōu)質(zhì)的靈活性資源。在儲能側，抽水蓄能可靠性高、調節性能出色，但選址受自然資源限制相對 較大；電化學(xué)儲能布局靈活，但目前大規模應用仍存在一定安全隱患，且投資相對較高。而在電 網(wǎng)側和負荷側主要是通過(guò)機制體制的調整從而提高整體體系的運營(yíng)效率，如電網(wǎng)側統籌送受端的 調峰安排，制定更加靈活的電網(wǎng)運行方式，鼓勵跨省、跨區共享調峰與備用資源；負荷側需求響 應有序用電的安排可以大幅減小電網(wǎng)日內負荷波動(dòng)等等。
截至 2022 年 9 月，我國火電總裝機規模超過(guò) 13 億千瓦，通過(guò)靈活性改造若可增加 10%~20%調 峰深度，即可釋放 1.3 億~2.6 億千瓦調峰容量，為新能源電力的消納和電力系統的穩定運行提供 有力支撐。 低負荷運行方式調峰是常規火電的主導調峰方式。非供熱機組和非供熱期供熱機組最小出力為其 鍋爐最低穩燃負荷，一般來(lái)說(shuō)，單機容量 30 萬(wàn)千瓦及以上機組，最小技術(shù)出力率為 50%；單機 容量 10 萬(wàn)千瓦至 30 萬(wàn)千瓦機組，最小技術(shù)出力率為 60%，單機容量 10 萬(wàn)千瓦以下機組，最小 技術(shù)出力率為 80%。
對于火電機組的靈活性改造，根據調峰深度不同，改造的重點(diǎn)、難度和成本都有較大區別。主要 改造方向來(lái)看，靈活性改造涉及電廠(chǎng)內部多個(gè)子系統的變化，可能需對機組設備的本體進(jìn)行改造， 也可能新建其他輔助設備。對燃料供應系統、鍋爐系統、汽輪機系統、蒸汽水循環(huán)系統及儲熱系 統、控制和通信系統等幾個(gè)子系統進(jìn)行改造是提高火電機組靈活性最有效的手段，其中除控制和 通信系統外，熱電機組和純凝機組的改造范圍存在差異。
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