新能源出力不足，火电保供价值凸显。
22 年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加大负荷压力。对比过去几年，由于气 候变暖，22 年气温创历史新高，进而导致全社会用电量明显增长，8 月全社会用电量达 8536 亿千瓦时，同比增长 12.2%，用电负荷大增逐渐显现出电力供应不足的问题。在以新 能源发电为主体的新型电力系统转型过程中，如何保障电力供应成为亟待解决的问题。
风光发电量高速增长但贡献仍然较低，难以弥补每年用电量增量。截至 2021 年底，我 国风光装机规模为 9826GW，在总装机中占比 26.7%。风光装机量提升带动发电量相应增 长，发电量占比由 6.6%增至 11.8%，5 年增长 5.2pp，虽提升幅度较大，但发电量占比仍 较低。每年全社会用电量增量显著高于风光发电量增量，2021 年风光发电量增量仅为用电 量增量的 32.2%。风光电力供应不足，用电量增量缺口需要常规能源发电弥补。
新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题： 风光发电具有间歇性，但用电呈现“日内双峰、冬夏双峰”特点。我国用电情况呈现 典型“日内双峰，冬夏双峰”的特点。而风光发电受到光照强度、风力强度等影响，发电具有随机性、间歇性、波动性等特点。风光发电能满足一般用电需求，但对短时大增的用 电量需求无能为力，电力系统调峰仍需核电、火电、水电等常规发电方式支撑。“十四五” 期间新能源装机增速快，但核、火、水电装机增速不足，导致电力供应缺口难以填补。
风光资源分布不均，局部地区缺电现象频现。我国风光资源多分布于内蒙古、青海、 甘肃和新疆等西北地区，而用电需求集中于江浙沪等东南沿海地区，再加上特高压等远距 离送电渠道建设不成熟，共同导致了西北地区弃风弃光，而东南地区缺电的矛盾现象。加 大常规能源电力供应以及跨区远距离输电将有效解决这一矛盾现象。
未来 3 年电力保供压力大，电力供应紧张地区数量将增加。根据电规总院发布的《未 来三年电力供需形势分析》，考虑我国各类电源装机情况，以及电源/电网/特高压输送/储能 装机等工程进展情况，预计 22 年我国电力供需紧张地区有 5 个（安徽、湖南、江西、重庆、 贵州），供需偏紧地区有 12 个；23 年我国电力供需紧张地区有 6 个，新增山东省，供需 偏紧张地区有 17 个；24 年我国电力供需紧张地区有 7 个，新增湖北省，供需偏紧张地区 有 10 个。以电力实际备用率（=1-最大负荷/保证可用装机容量）作为电力平衡的核心指标， 未来 3 年我国电力系统实际备用率呈逐年下降趋势，电力负荷缺口持续扩大，电力保供局 势依然紧张。
21 年全国电力供应总缺口达 3975 亿千瓦时，我国电力需求未来预计保持刚性增长势 态。21 年全国合计 14 个省市电力盈余 7841 亿千瓦时，合计 16 个省市电力缺口 11815 亿 千瓦时，全国电力总缺口 3975 亿千瓦时。从地域来看，新疆、宁夏、甘肃等西北地区电力 盈余量较大；上海、广东、山东等东南那沿海地区电力缺口较大，风光出力不足，将进一 步凸显火电等传统电源保供地位。而我国全社会用电量保持稳定增长势态，21 年我国全社 会用电量 8.3 万亿千瓦时，同比增长 10%，净增 8000 亿千瓦时，显著高于“十二五”和 “十三五”期间年均增量水平，根据电规总院分布的《未来三年电力供需形势分析》，预 计 22-24 年分别实现 8.7/9.2/9.6 亿千瓦时用电水平。
电力供应偏紧背景下，火电兜底保供作用凸显。21 年核电/火电/水电平均利用小时数 分别为 7778/4354/3622 小时，风电/光伏平均利用小时数受自然资源限制，显著小于常规 电源，分别为 2246/1163 小时。而核火水 3 种常规电源中，火电兜底作用明显，21 年火电 装机规模占比 55%，发电量占比高达 67.9%。
火电相比核电及水电，具有建设周期短、建设成本低等优势。对于火电，我国煤炭资 源丰富，火电机组建设周期短，建设成本低，且发电效率较高（35-40%），稳定性较强， 作为我国主力电源，将继续保障电力供应。对于核电，建设周期较长，建设成本较高，且 铀矿资源较为短缺，核电选址空间有限，放射性大，装机量较低，无法充当电力供应主力。 对于水电，建设周期很长，建设成本也很高，水资源丰富但来水不稳定，无法供应稳定电 力。综合考虑，火电是保障电力供应最佳电源选择。
全国电力供应短缺显现明显，各地出台保障政策以火电支撑为主。21 年 8 月受南方地 区来水偏枯和煤炭价格高企影响，火电机组顶峰能力不足，南方区域 4 省（区）、蒙西实 施有序用电措施。21 年 9 月后全国临时检修机组容量增加，有序用电范围进一步扩大，个 别地区出现了拉闸限电情况。为此，国家迅速出台一系列政策措施，加快煤炭产能释放， 促使煤炭价格高位回落，火电承担起保障电力供应主要责任。政策支撑使得电力保供能力 逐步增强，火电发电量增加将有效缓解全国电力供需紧张压力。
电力保障要求强化火电地位，火电装机有所提速。“十二五”煤电年均新增 49GW， “十三五”年均新增 36GW，从 2011 年-2020 年，煤电关注度逐渐降低，新增装机量也呈 现降低势态。但近两年电力需求加大，多地电力供需缺口大，国家出台多项电力供应保障 政策，火电“压舱石”作用凸显。自 21Q4 以来火电单季度核准装机规模显著增长，22 年 1-8 月火电核准装机 40.8GW，而 21Q1-Q3 火电核准装机仅为 3.03GW。预计“十四五” 期间，煤电新增装机将有所提速，22-24 年合计新增装机 140GW，年平均装机达 46.7GW。
火电投资建设有所提速，未来 3 年有望带动产业链投资额约 4000 亿元。“十三五”期 间火电年均投资 833 亿元，相较“十二五”有所下滑，2020 年投资额为 568 亿元，2021 年火电投资额有所提速达 707 亿元，同比增速 24.5%；22 年 1-7 月火电投资额达 405 亿元， 同比增长 70.2%。
按照 20 年平均单位造价测算，未来 3 年火电投资额可达 4580 亿元。根据电规总院发 布的《火电工程限额设计参考造价指标》显示，20 年我国 2*660MW 机组的新建/扩建造价 分别为 3636/3119 元/kw，2*1000MW 机组的新建/扩建造价分别为 3309/3022 元/kw，两类 型机组投资额合计 216 亿元。根据上述单位造价取平均值为 3271.5 元/kw，根据电规总院 《未来三年电力供需形势分析》显示，2022/2023/2024 年火电装机规模预计为 40/50/50GW， 由此测算出未来 3 年火电投资额分别为 1309/1636/1636 亿元，合计 4580 亿元。
按照 21-22 年投资额平均增速测算，未来 3 年火电投资额近 4000 亿元。根据中电联 数据显示，21 年火电投资额 707 亿元，同比增速 24.5%，22 年 1-7 月火电投资额 405 亿 元，同比增速 70.2%。2022 年有关火电灵活性改造的政策频出，火电核准和装机增速，火 电灵活性改造作为火电盈利转向的主要方向，预计未来 3 年火电投资额也将保持较高增速。 21 年和 22 年火电投资额同比增速平均水平为 47.4%，保守估计未来 3 年火电投资增速为 35%，以 2021 年火电投资额 707 亿元为基础，算出 2022/2023/2024 年火电投资额分别为 955/1289/1740 亿元，合计投资额 3983 亿元。
设备购置费用为火电投资的主要部分，其中主机设备费用占比 59%。根据电规总院 2020 年发布的《火电工程限额设计参考造价指标》，以 2*1000MW 机组为例，机组的费用 结构包括建筑工程费用、设备购置费用、安装工程费用、其他费用，其中设备购置费用在 机组总投资额中占比 42.2%，是最主要的部分。机组设备费用支出包括锅炉、汽轮机、汽 轮发电机、其他，其中主机设备占比过半为 59%。
