電力行業技術水平特點及煤電行業發展趨勢、市場規模、發展前景隨著裝備技術水平的提高和新技術的應用，我國多項發電技術目前已處于

電力行業技術水平特點及煤電行業發展趨勢、市場規模、發展前景

隨著裝備技術水平的提高和新技術的應用，我國多項發電技術目前已處于國際領先水平，超超臨界機組實現自主研發，百萬千瓦空冷發電機組、大型循環流化床發電技術世界領先。近年來，大容量、高參數、低能耗、低排放機組的比重上升，煤電機組能源利用率持續提升。目前，全國主要燃煤電廠基本完成超低排放和節能改造，高效煤粉型鍋爐技術得到推廣應用，主要污染物排放達到超低排放標準，煤電清潔高效利用達到較高水平。

1、主要進入壁壘

（1）電力行業

1）行業準入

我國新建電源項目需要經過相當嚴格的審批程序，項目開工前，需獲得省、市級相關環保、國土、水保、水利、交通、電網等多部門的批復后，向省發改委申請獲得項目建設的批準文件，再依據核準文件，辦理相關城鄉規劃、土地使用、資源利用、安全生產等手續后，方能開工建設。投產前，還需取得國家發改委和國家能源局關于投產計劃的批復。

2）資金壁壘

火電行業建設成本高、建設周期較長，經營投資主體一般以大型央企或其他國有企業為主?；痣娖髽I需要擁有雄厚的資金實力和較強的融資能力，才能保證長期穩定發展。

3）環保壁壘

火力發電在環境保護方面的要求較高，項目必須取得國家環保部門的批準，需有符合國家環境保護標準的技術和設備。對火電生產污染物的排放，國家規定了嚴格的限值，全面實施世界領先的排放標準?；痣姀S在生產工藝上，布置有脫硝、除塵、脫硫等大型煙氣處理設施，處理后煙氣的氮氧化合物、煙塵、二氧化硫等參數，采用 24 小時在線監測，實時傳輸至環保監督部門，同時向社會公布，接受監督。

4）技術壁壘

電力生產屬于技術密集型行業，除了復雜的熱力系統，精密的檢測控制系統，以及嚴格的煙氣處理等系統外，還有復雜的運行操控技術、設備維護檢修技術，嚴格的技術、安全管理等，另外還涉及精密制造、材料、設計、機電等技術。隨著技術的進步，火電行業向高參數、大容量、低能耗、低排放的超超臨界機組方向發展，設備結構與系統更趨復雜，運行控制難度進一步加大，因此，電力的生產和經營需要很強的專業技術隊伍和很高的技術要求。

（2）煤炭行業

1）資源壁壘

資源壁壘是進入煤炭行業的主要障礙。按照我國相關法律規定，煤炭資源為國家所有。任何進入煤炭行業的投資主體，必須取得國家授予的煤炭資源開發權，同時礦井建設需取得國家發改委核準。煤炭資源又具有明顯的地域性和不可再生性，隨著能源消耗，可供開采的煤炭資源稀缺性進一步凸顯。

2）行政許可

開采煤炭必須獲得多項行政許可，包括取得采礦許可證、煤炭安全生產許可證、礦長資格證等證照。

近年來，我國進一步加強了對煤炭行業的監管，產業調整加大，對煤炭生產企業的規模、生產工藝、環保要求、礦井回采率及安全生產等各方面提出了新的要求。根據2018 年下發的《國家能源局關于有序推進煤礦項目核準建設投產工作的通知》（國能發煤炭〔2018〕84 號）規定，堅持產能置換長效機制，繼續將產能置換作為煤炭行業基本產業政策，通過市場化手段推進產業結構調整、布局優化。因此，各項政策提高了進入該行業的門檻。

3）資金壁壘

進行煤炭資源開采，需要較高的資金投入。首先，礦井和選煤廠建設需要大額基建和設備投入、以及支付高昂的礦產資源價款（主要包括資源價款費和產能置換費）；其次，煤炭資源自然賦存的地域特性決定了煤礦建設往往伴隨有交通、水、電等生產配套工程的建設，項目資金投入較大、周期較長；第三，隨著國家對環保、安全的日益重視，煤炭企業對安全、環保等相關輔助設施的投資也在逐步加大。此外，隨著國家煤炭產業政策對行業集中度和礦山建設的規模化等方面提出了更高的要求，煤炭行業的生產規模門檻的抬高，也進一步提高了投資煤炭行業的資金壁壘。

4）技術壁壘

受開采難度加大、安全生產要求提高、人力資本成本提升以及煤炭科技進步等多方面因素影響，我國煤炭生產的機械化開采程度正在逐步提高。進入煤炭行業的企業必須具備開展采掘綜合機械化生產所需的大型機械安裝、操作及維護的技術實力，以及設備調配及保證工作面接替等方面的管理經驗，以滿足生產效率和資源利用效率的要求。

2020 年 3 月，國家發改委等部門聯合印發的《關于加快煤炭智能化發展的指導意見》提出，到 2025 年，大型煤礦及災害煤礦基本實現智能化，形成煤礦智能化建設技術規范和標準體系。裝備和技術水平已成為影響煤炭企業現代化程度及生產效率高低的主要因素，而相關開采技術的研發、專業管理人員的培育及先進裝備的應用均需要較長時間的投入和積累，對于煤礦災害治理及科技研發方面的技術儲備和人才素質的要求則更高，對行業新進入者構成了較高的技術壁壘。

2、電價市場化改革有望保障火電企業的收益

我國電力定價機制有顯著的計劃性特征，靈活性、差異性不足。隨著電力需求的增長和新型電力系統的建立，迫切需要深化電力體制改革，發揮市場化在資源配置的決定性作用，推動發電側電力價值回歸。

2021 年 10 月，國家發改委頒發的《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》指出，按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”總體要求，進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，推動真正建立起“能跌能漲”的市場化電價機制，以更好發揮市場在電力資源配置中的作用，保障電力安全穩定供應、支撐新型電力系統建設。

（1）電價市場化機制有望推動電價中樞上移

2019 年 10 月，國家發改委頒發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將燃煤發電標桿上網電價機制改為“基礎價+上下浮動”的市場化價格機制，基礎價為當地現行燃煤發電標桿上網電價。2021 年 7 月以來，全國多地如內蒙、寧夏、上海、湖南等政府陸續發文允許交易電價上浮。隨著電價上浮得到各地政府的確認落地，政策信號向電價上漲傾斜，保障火電企業的合理收益。

2021 年 7 月，國家發改委頒發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，文件明確提出：各地要統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。目前，全國已有 29 個省級行政區實施了分時電價機制。當終端高峰電價出現明確的漲價機制后，可以預見會向發電側上網電價傳導，因此，作為靈活可調節型電源主力的火電，將在市場化改革中獲益。

2021 年 10 月，國家發改委頒發《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價。燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。通知還要求各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制。

另外，在碳達峰、碳中和戰略目標下，目前國內正處于風光裝機快速增長的起步階段，且國內風光裝機高速成長將持續較長時間。由于新能源發電間歇、波動、反調峰等特點對電網造成較大沖擊，在接入更多新能源的同時，還需要投入更多資本增加調峰能力，以應對電力系統沖擊。電價機制應鼓勵投資主體獲得合理收益，以保證電力系統的安全平穩。

隨著電價市場化傳導機制進一步完善，新能源裝機大幅提升后電力系統綜合成本的上升，預期電價中樞將上移。

（2）火電交易形式將趨于更加靈活多元

為適應電力供應和需求的多元化，國家正在積極探索發展電力現貨市場、容量電價機制、輔助服務市場等市場化體系，力爭通過市場手段優化電力資源在時間和空間上的配置。

1）電力現貨市場

構建新能源為主體的新型電力系統，新能源并網比例將持續增加，電網峰谷差也將進一步加大，電能在不同時刻稀缺程度差異將進一步凸顯。電力現貨市場交易可以提供更加清晰的價格信號，優化電力資源配置、提高電力資源的利用效率。

2019 年 7 月以來，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司相繼聯合發布的《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》明確：進一步深化電力市場化改革，遵循市場規律和電力系統運行規律，建立中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場，完善市場化電力電量平衡機制和價格形成機制。統籌開展中長期、現貨與輔助服務交易。按照“一個市場，多種產品”的基本原則，同步開展電力中長期、現貨、輔助服務市場的規則設計，做好各類交易間的有機銜接。完善電力中長期合同市場化調整機制，逐步縮短交易周期、增加交易頻次，為市場主體調整合同電量及負荷曲線提供市場化手段。

2）電力系統輔助服務

為服務以新能源為主體的新型電力系統建設，促進能源綠色低碳發展，2021 年以來，《國家發展改革委 國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》《國家發展改革委 國家能源局關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》等政策相繼出臺。近期發布的《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》，將開啟我國電力輔助服務市場頂層設計的新構架。新的《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》確立了“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，進一步完善了輔助服務考核補償機制，明確跨省跨區發電機組參與輔助服務的責任義務、參與方式和補償分攤原則，建立了用戶參與的分擔共享機制，可一定程度上疏導電力系統運行日益增加的輔助服務費用壓力。具有深度調峰能力的火電機組，參與電力系統輔助服務，將成為一種新的經營模式和盈利增長點。

③容量電價機制

在國際成熟的電力市場中，容量市場作為一種經濟激勵機制，能使機組獲得發電量和輔助服務市場以外的穩定收入，以此鼓勵機組建設，使電力系統在面對高峰負荷時有足夠發電容量冗余。

2019 年 10 月，國家發改委發布的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》明確：通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。

2021 年 5 月出臺的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，也給未來可能實施的煤電容量電價機制形成了參考。

綜上，可以展望，隨著電力現貨市場、輔助服務市場的發展完善，容量電價機制和包括調峰服務的輔助服務價格機制落地，火電交易形式將趨于更加靈活多元，未來有望由過去單一電量電價交易模式轉換為發電和服務相結合的交易模式，火電企業的合理收益可得到切實保障。

3、煤炭產能將繼續向“晉陜蒙新”資源富集區集中

近年來，我國煤炭產業布局呈現控制東部、維持中部、發展西部的態勢，煤炭生產重心加快向大型煤炭生產基地集中，尤其是向資源稟賦好、開采條件好的“晉陜蒙地區”集中。2011 年至 2021 年，晉陜蒙三省（區）原煤產量占全國比例由約 60%提升至約 72%。2021 年，山西、內蒙古、陜西、新疆、貴州、安徽等 6 個?。▍^）原煤產量超億噸，產量共計 35.4 億噸，占全國的 85.8%；其中晉陜蒙新四省（區）原煤產量 33.0 億噸，占全國比例達 79.9%。近期核準新建的大型煤礦同樣集中在山西、陜西、內蒙古、新疆。

《我國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要》提出，推動煤炭生產向資源富集地區集中；完善煤炭跨區域運輸通道和集疏運體系。根據中國煤炭工業協會發布的《2021 煤炭行業發展年度報告》，2021 年煤炭集約開發布局進一步優化，煤炭生產重心加快向晉陜蒙新地區集中、向優勢企業集中?！笆奈濉逼陂g，雖然煤炭行業淘汰落后產能的供給側改革將持續推進，預計全國煤礦數量減少到4,000 處左右，但國內煤炭產量仍將持續維持在 41 億噸左右，煤炭產能將進一步向內蒙、山西、陜西、新疆等地區以及大型煤炭企業集中。

4、西電東送為西部煤電企業提供了良好的發展機遇

國家確立的西電東送戰略，一方面對于促進西部地區能源基地開發、實現高質量發展具有重要意義，是實現區域經濟發展和共同富裕的有效方式；另一方面，對保障東中部地區電力可靠供應、落實大氣污染防治行動計劃等具有十分重要的意義。我國的用電負荷和煤電機組大部分集中在東南部地區，但是東南部也是大氣污染防治重點區域，而煤炭、風、光、熱資源大部分集中在中西部地區。

隨著環保壓力的逐漸加大以及能源結構調整，碳排放控制由比例控制向總量控制轉變，能源供應正在由用電負荷較高的東南部省份向資源富集的中西部省份轉移，同時，落后煤電機組出清，特別是東南部釋放出的裝機容量主要向中西部轉移，也將釋放較大的市場空間，要求西電東送戰略加快推進。

我國《關于新時代推進西部大開發形成新格局的指導意見》明確，繼續加大西電東送等跨省區重點輸電通道建設，提升清潔電力輸送能力。全球能源互聯網發展合作組織發布的《中國 2030 年前碳達峰研究報告》預計：2030 年，我國跨區跨省電力流達 4.6 億千瓦，其中跨區電力流 3.4 億千瓦，跨國電力流 4,250 萬千瓦。“十四五”期間我國將規劃建成 7 個西北、西南能源基地電力外送特高壓直流工程，輸電容量 5,600萬千瓦。到 2025 年，我國特高壓直流工程達到 23 回，輸送容量達到 1.8 億千瓦?！笆逦濉逼陂g再規劃建成 7 個西北、西南能源基地電力外送特高壓直流工程，輸電容量5,600 萬千瓦。到 2030 年，我國特高壓直流工程達到 30 回，輸送容量達到 2.4 億千瓦。

5、煤電一體化是煤電企業的優先發展模式

2018 年以來，國家發改委、國家能源局等部委，連續出臺《關于發展煤電聯營的指導意見》《關于深入推進煤電聯營促進產業升級的補充通知》《關于加大政策力度進一步推進煤電聯營工作的通知》等文件。文件明確煤電聯營發展方向，要求新規劃建設煤礦、電廠項目優先實施煤電聯營，在運煤礦、電廠因地制宜、因企制宜加快推進煤電聯營，鼓勵大型動力煤煤炭企業和煤電企業加快實施煤電聯營。煤電聯營有利于增強煤炭、電力企業抵御市場風險能力，推動煤炭、電力產業協同發展；有利于促進煤炭清潔高效利用，降低全社會用能成本，提高能源安全保障水平。

實踐證明，煤電一體化坑口電站是最具綜合效應的運營模式。在原煤產地建設坑口電站，將外送煤炭轉變為外送清潔電力，不僅減少煤炭運輸成本和公共資源占用，有效消除因煤炭運輸造成的能源消耗和環境污染，同時切實降低電力企業備受煤炭價格波動和保障不足帶來的不利因素，實現高效清潔的煤電一體化坑口電站模式，已成為煤炭一次能源轉換的優先發展路徑。

6、煤炭、火電開發更加清潔高效

我國于 2020 年 12 月 21 日發布的《新時代的中國能源發展》白皮書指出，未來將立足基本國情和發展階段，確立生態優先、綠色發展的導向，推進化石能源清潔高效開發利用。

煤炭開發方面，正逐步向清潔化、大型化、規?；⒓s化發展。近幾年國家也愈發重視煤炭采選業綠色化技術，2019 年，國家發改委、生態環境部以及工信部發布的《煤炭采選業清潔生產評價指標體系》中對煤炭采選行業生產進行了綠色化生產指標規定，有力推動煤炭清潔生產技術的提升。未來，根據國內資源稟賦，以資源環境承載力為基礎，將更好地統籌實施化石能源開發利用與生態環境保護，有序發展煤炭先進產能，不斷提高礦井生產技術和裝備水平，推進煤炭分級分質梯級利用，推動實現煤炭綠色高效開采。

火電發展方面，根據國家發改委、環保部、能源局印發的《煤電節能減排升級與改造行動計劃》（2014-2020 年），全國現役火電機組已基本完成了超低排放改造。未來，隨著高參數、大容量、高效能機組替代低參數、小容量機組工作的推進，火電機組整體上將達到更高的能源轉換效率，意味著提供等量電力的情況下，減少了污染物排放量、碳排放量，火力發電將更加清潔高效。

7、智慧電廠、智能礦山是電力和煤炭生產的發展方向

能源工業、科學技術的發展，為我國能源產業加快向生產智能化、管理信息化、產業分工專業化、煤炭利用潔凈化轉變提供了堅實的保障。現代科學技術與能源行業深度融合，將推進能源生產方式轉變，建設智慧電廠、智能礦山已經成為電力和煤炭生產的發展方向。

智慧電廠，就是在數字化電廠的基礎上，利用物聯網、人工智能、大數據分析、云計算等技術，對電廠系統和數據進行深入挖掘，實現發電全過程從自動化、數字化向智能化迭代升級，提高火電機組的靈活性運行水平和智能化的水平，使機組更加安全穩定、節能環保、靈活可靠，滿足電網對調峰的更高要求。智慧電廠對適應智能電網和新型電力系統的發展，構建以新能源為主體的新型電力系統發揮著重要的作用，使電網更加安全、可靠、綠色、高效、智能。隨著電力體制改革的深化和新能源應用的加速，未來電廠進行智能化改造，建設智慧電廠將是重要趨勢。

智能礦山，是指采用物聯網、云計算、大數據、人工智能、自動控制、新一代信息技術等與煤炭生產技術進行深度融合，形成全面自主感知、實時互聯、數據驅動、智能決策、自主學習協同控制的完整煤礦智能系統，實現煤礦地測、設計、采掘、機電、運輸、通風、洗選、安全保障、生產經營管理等全過程的安全高效智能運行的現代化煤礦。

隨著《關于加快煤礦智能化發展的指導意見》《智能化示范煤礦建設管理暫行辦法》等政策相繼發布，現代化煤礦將從建設理念、系統架構、智能技術與裝備、生產運營、安全保障等方面進行深入探索與實踐，促進煤炭開采方式由機械化向智能化變革，形成可復制的智能化建設模式，降低煤礦生產井下用工人數以及勞動強度，從根本上提高煤礦本質安全水平和生產效率，為煤炭工業轉型升級和能源領域“新基建”奠定基礎。到2025 年，大型煤礦和災害嚴重煤礦基本實現智能化，形成煤礦智能化建設技術規范與標準體系；到 2035 年，各類煤礦基本實現智能化，建成智能感知、智能決策、自動執行的煤礦智能化體系。因此，未來煤礦生產的智能化將是重要發展趨勢。

8、國內能源需求將持續增長

（1）能源需求總量將保持持續增長

隨著經濟的持續增長，雖然我國的單位 GDP 能耗持續下降，但我國一次能源消費總量一直保持增長。根據國際貨幣基金組織（IMF）的研究，發達國家平均經濟增速約為 1%-2%，而中國相對更高的經濟增速還將維持較長時間，經濟的增長也將帶來能源需求總量的增長。

（2）電能在國內能源需求結構中將成為主要終端用能品種

電能是清潔高效的二次能源，全球能源需求結構中，電能正在成為主要終端用能品種。電能在工業、建筑、交通部門替代化石能源的力度將不斷加大，伴隨新舊動能轉換、高技術及裝備制造業快速成長、戰略性新興產業迅猛發展、傳統服務業向現代服務業轉型、新型城鎮化建設，均會有效帶動用電剛性增長，碳中和進程中電氣化率將不斷提升，電能占終端能源消費比重將持續提高。

根據中電聯發布的《電力行業“十四五”發展規劃研究》預測，到 2025 年全社會用電量 9.5 萬億千瓦時，“十四五”期間年均增速 5%。全球能源互聯網發展合作組織預測 2050 年、2060 年我國全社會用電量由 2021 年的 8.3 萬億千瓦時分別增長至 16 萬億千瓦時、17 萬億千瓦時，電力需求將會大幅增加。根據清華大學氣候變化與可持續發展研究院的測算，當前電力在終端能源消費中的占比約為 25%左右，2030 年將提升到30%以上，2050 年將提升至 55%。

（3）煤炭在我國一次能源消費結構中仍處于重要地位

近年來，雖然我國非化石能源消費占比逐步提高，但是從我國資源稟賦、能源生產和消費結構、能源安全保障等方面出發，煤炭行業在我國能源供給中將持續發揮“壓艙石”作用。

9、新型電力系統需要火電與新能源共生互補協同發展

構建以新能源為主體的新型電力系統進程中，在儲能規?；瘧萌〉酶锩酝黄魄埃痣姵袚€定電網安全主要責任，彌補新能源不足?；痣娕c新能源共生互補協同發展，是助力實現碳達峰、碳中和國家戰略的客觀要求。

（1）國內發電側電源供給以火電為主的態勢將持續較長時期

由于新型電力系統構建需要各種要素之間互相協調配套，技術上還有諸多障礙需要突破，因此未來新型電力系統逐步由化石能源電源為主導的電力系統，轉換成以新能源為主體的新型電力系統，將是一個調整適應的長期過程?；痣娪兄乩項l件要求低、技術成熟、發電穩定、可靠性高、可調性強等優勢，在應對極端天氣、惡劣環境等特殊情況下火電的作用更加凸顯。因此，考慮到能源安全、經濟性等方面的因素，預計我國發電側以火電為主的電源供給態勢將持續較長時期。

2011 年以來，隨著風電、光伏等新能源裝機快速增長，火電裝機容量在電力總裝機容量中占比雖然有所降低，但電源結構依然以火電為主。截至 2022 年 6 月末，火電累計裝機容量 130,496.00 萬千瓦時，占裝機容量的比重為 53.46%。從發電量看，2022年 1-6 月，規模以上發電企業火力發電總量為 27,277 億千瓦時，占總發電量的 68.83%?；痣姲l電量占比要遠高于裝機容量的占比，無論從裝機占比還是發電量占比來看，火電依然是電源結構的主力。

中電聯發布的《電力行業“十四五”發展規劃研究》預測，隨著電氣化進程持續推進，全國電能占終端能源消費比重從 2019 年的 26%上升到 2025 年的 30%；電力需求保持剛性增長，預期 2025 年，全社會用電量從 2021 年的 8.3 萬億千瓦時增長至 9.5 萬億千瓦時；全國發電裝機容量增長至 28.5 億千瓦，其中煤電裝機容量增長至 12.3 億千瓦時，仍將保持一定的增長。

（2）火電在新能源為主體的新型電力系統中發揮重要作用

實現碳達峰關鍵在于促進新能源發展，促進新能源發展關鍵在于消納，保障新能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能等。由于新能源發電具有波動性、間歇性和不可預測性，新能源高比例接入電網后，增加了電網調峰、調頻的壓力，給電網安全運行帶來巨大的壓力和挑戰。未來，隨著新能源裝機、電力負荷持續增長，電力系統調峰需求將進一步加大。

2021 年，全國風電光伏發電量占比約為 11.73%，風電和光電就已面臨并網難、消納難、調度難的問題，電力系統調節能力難以適應新能源大規模并網的需求已成為制約我國能源轉型的瓶頸之一。根據《能源》雜志第 151 期報道，2021 年 1 月 7 日寒潮用電負荷高峰中，我國 22 億千瓦的總裝機卻無法滿足 11.89 億千瓦的用電負荷高峰。當天晚高峰全國累計 5.3 億千瓦的風電、光伏裝機，出力只有不到 0.3 億千瓦；3.7 億千瓦水電因冬季枯水期，僅出力 1 億多千瓦。當日支撐用電負荷尖峰的主力是出力超過 90%的火電和 100%出力的核電。

根據國網能源研究院預測，2025 年，國網經營范圍的高峰將達到 13 億千瓦，最大日峰谷差率預計將增至 35%，最大日峰谷差達到 4.55 億千瓦。根據國家能源局公布的信息，預計到 2035 年，我國電力系統最大峰谷差超過 10 億千瓦，電力系統靈活調節電源需求巨大；預計到 2030 年，風電光伏總裝機規模達 12 億千瓦以上，大規模的新能源并網迫切需要大量調節電源提供輔助服務。

在儲能調峰方面，根據國家能源局發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》和《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到 2025 年抽水蓄能投產規模 6,200萬千瓦以上，新型儲能裝機規模 3,000 萬千瓦以上；到 2030 年抽水蓄能投產規模 1.2億千瓦左右。從已經明確的布局看，預計儲能規模與系統調峰需求間缺口巨大。

新能源電力的快速發展需要有巨大容量的調峰電源。面對日益增加的調峰需求，作為靈活可調節型電源主力的火電，其調峰能力成為能源安全的重要保障。截至 2021 年12 月末，煤電裝機規模達 11.09 億千瓦，按調峰能力為最小發電出力達到 35％額定負荷計算，即可提供 7.21 億千瓦的調峰能力?！秶野l展改革委國家能源局關于開展全國煤電機組改造升級的通知》（發改運行〔2021〕1519 號）提出，統籌考慮煤電節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制造，實現“三改”聯動，進一步降低煤電機組能耗，提升靈活性和調節能力?！秶野l展改革委國家能源局關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138 號）提出，為促進風電、太陽能發電等可再生能源大力發展和充分消納，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。要求超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率 15%的掛鉤比例配建調峰能力。靈活性改造的煤電作為承擔可再生能源消納對應的調峰能力，成為可再生能源并網消納的重要配套資源。因此，充分發揮煤電調峰的低成本和高安全性，提高系統調峰能力，平抑新能源電力隨機波動性，是新能源消納和電力系統穩定運行的重要保障。在以新能源為主體的新型電力系統中，火電必將發揮重要作用，并與新能源共生互補協同發展，保障實現碳達峰、碳中和國家戰略。

10、行業風險

（1）新能源電力的快速發展一定程度擠占火電企業的發展空間

在碳中和、碳達峰的戰略目標要求下，隨著構建以新能源為主體的新型電力系統逐步成熟，電源結構將趨于低碳化，未來火電將從主體型電源逐步向調節型電源轉變。我國目前的發電結構仍以煤電為主。在構建以新能源為主體的新型電力系統的進程中，新能源電力的快速發展一定程度擠占火電企業的市場份額，特別是對火電行業的增量空間、現有機組發電小時數均可能造成影響。

（2）煤炭價格若保持高位將擠壓火電企業利潤空間

火電企業發電成本主要為燃煤成本，而煤炭已完全市場化，其價格受多種因素的影響，這些因素包括但不限于：全球及中國的經濟發展，石油、天然氣等能源的競爭，電力和鋼鐵等煤炭主要下游行業的變化、煤炭產能增減情況等。目前，我國上網電價還沒有完全實現市場化，煤炭價格波動傳導滯后，電價還不能真實反映實際成本，因而在煤炭價格快速上漲情形下，火電企業將面臨巨大的經營壓力。

如果未來國內煤炭市場價格一直保持高位，且未能及時有效傳導至終端電價，將對火電企業經營業績造成不利影響。

節選自《2023-2029年煤電行業市場調研及發展趨勢預測報告》