未来对火电电量、容量需求情况如何？

目前我国电力发电结构仍以火电为绝对主力。

1.未来对火电电量需求的测算

截止 2023 年底，我国电力总装机29.2亿千瓦，火电、水电、核电、风电及太阳能分别占比 47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%；其中，燃煤火电占比 39.9%，风能和太阳能合计占比 36%。从发电结构来看，2023年我国规上发电设备总发电量 8.91 万亿千瓦时，火、水、核、风、太阳能分别占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。

新能源渗透率的提高抬高电力系统成本。从电力全系统角度来看，新能源渗透率提高代理的成本增加，不仅包含新能源场站自身建设、运营成本，还要考虑随之而来的电力系统灵活性提升及辅助服务成本等。根据《新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变》等研究，随着新能源渗透率的提高，海外主要国家电力系统辅助服务成本均出现明显上升，如澳大利亚2003~2005 年频率辅助服务成本为 1.6 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本为4 美元/兆瓦时，而2006~2021 年，频率辅助服务成本跃升至 26 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本跃升至23美元/兆瓦时；德国新能源渗透率接近 40%，风光并网成本最高接近 49 美元/兆瓦时；英国预计到2030年，辅助服务在总系统运营成本中所占的份额将由 2015 年的2%提升至15%。伴随着渗透率导致的并网成本上升，上述国家新能源装机增速明显回落。国网能源研究院研究认为，当新能源电量渗透率超过 15%后，电力系统的成本将进入快速增长临界点，即未来新能源场站的成本下降很难完全对冲消纳新能源而带来的系统成本上升，这是导致未来新能源装机增速下滑的主要原因之一。2023 年我国风电及太阳能合计发电量占比 12.7%，预计未来新能源装机高增速或将缓解。同时，现货市场推进，新能源发电纳入现货交易的规模逐渐扩大，但受装机增速大及电网平衡要求及灵活性电源不足等影响，新能源电力价格整体下行，新能源电站盈利能力受一定程度影响，也将是新能源装机增速或将下行的一个因素。如甘肃2024 年新能源除光伏扶贫等特殊项目外全部参与市场交易，根据《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》，绝大部分新能源交易电价将不高于 0.1539 元/千瓦时，较煤电交易基准价下降约0.15元/度；河南规定风、光电量按不高于燃煤基准价进行交易。

中性假设下，预计到 2030 年我国火电发电量仍超过 5.4 万亿千瓦时，占比约45%，仍是未来用电量需求来源的最重要保障。我们假设到 2030 年，核电装机达到1.2 亿千瓦（年化增速 11.2%）、水电装机达到 5.4 亿千瓦（年化增速 3.6%），风电8.5 亿千瓦（年化10%增速），太阳能 16 亿千瓦（年化 15%）（合计 24.5 亿千瓦，其中核电、水电按照偏乐观假设，届时新能源装机占电力系统总装机比例超过 40%，符合预期目标）。我们统计过去五年，我国核电、水电、风电和太阳能 5 年平均利用小时数分别为 7587h、3538h、2167h 和1277h，假设未来新能源消纳率不变（实际消纳率可能有所降低，国务院发布印发的《2024—2025 年节能降碳行动方案》的通知提出：在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%）。按照上述假设，假设核、水、风、太阳能均为利用平均小时数时，测算到2030 年，水电、核电、风电和光伏合计发电量预计 6.7 万亿千瓦时，其中风、光合计3.9 万亿千瓦时，占比超过31%。以上述数据倒推，到 2030 年我国火电发电量在总需求量乐观、中性和悲观情形下仍分别需要发电量 5.8、5.4 和 5.1 万亿千瓦时，占比分别为 46%、45%和43%，均仍为第一大电能量来源。即至少到 2030 年以前，我国火电仍是电力保供的可靠来源，是我国电力供应安全的“稳定器”、“压舱石”。

同时需要关注的是， 2030 年前后我国煤电机组进入理论退役高峰期，行业预计2030年以前约有 1 亿千瓦煤电机组设计服役期限到期；2030-2050 年理论退役机组5.5 亿千瓦，占现有机组容量的 50%左右，煤电行业能否健康发展关系到我国能源安全。

2. 未来对火电容量需求的测算

近年来电源侧新增装机以新能源为主，灵活性电源缺口明显，电力系统的安全性受到威胁。2023 年我国社会用电量 9.22 万亿千瓦时，近五年（与 2018 年相比）年化增速6.15%；截止 2023 年底我国发电总装机 29.2 亿千瓦，五年年化增速 8.97%；但煤电装机11.6 亿千瓦，年化增速仅 2.93%；而非煤装机达到 17.5 亿千瓦，年化增速 14.5%，其中新能源风、光合计10.5亿千瓦，年化增速 41.65%。在缺乏高效率、低成本储能情况下，新能源风、光发电及水电的波动性难以解决，如风电、光伏每天只有约 1/6 和 1/4 时间发电，水电的丰水与枯水期发电量差异巨大，这种情况下，风、光、水低出力时，电量缺口必须要由火电、核电等可控调节电源来弥补，即需要保障长周期（跨越风、光、水的波动周期）内的电力电源充裕度，以保障突发状态下的电网安全，火电尤其是煤电由于存量规模大，技术可靠性高等是我国提供电力备用容量的最优选择。同时，我国产业转型、电动车渗透率提高等导致的三产和居民用电占比提高，用电负荷波动性明显，负荷峰谷差扩大也是需要保持备用容量的因素。但由于煤电双规仍存，燃煤发电经济性较差，火电厂对煤电装机投资不足，为保证未来电网安全，按照谁受益谁付费原则，开展容量电价机制成为势在必行。

以水、风、太阳能 5 年最低利用小时数测算，在用电量中性预期下，我们预计到2030年我国需要 13.5 亿千瓦的火电装机需求，容量角度，我国当前火电装机并未过剩。以新能源风电、太阳能及主要清洁能源水电为例，其发电波动性明显，过去五年水电、风能、太阳能最高利用小时数和最低利用小时数分别相差 18.13%、7.12%和 10.7%，假设以最低利用小时数测算（即某一年水、风、光电源出力均处于近五年最低值水平），则我们以上节文中预测的2030年各类电源装机量及社会用电量测算，社会用电量中性预期下，到2030 年我国仍需要火电装机 13.5 亿千瓦（比利用水、风、太阳能平均利用小时数测算时多了近1 亿千瓦，即至少需要1亿千瓦的备用容量），也即我们认为到 2030 年我国需要保留14.89 亿千瓦的备用火电装机。同时，考虑到随着新能源装机在电网系统占比接近 15%临界点，未来风光消纳率有可能下行，火电装机需求仍有一定的增长空间，考虑到未来新能源装机占比继续提高下火电利用小时数或将下降，火电装机需求将超过上文预测。同时，我国煤电装机到2030 年前后迎来服役年限到期高峰，部分装机存在超期服役后退役情况，即从容量角度，我国火电装机并没有过剩，且有一定的关小上大需求。同时，与欧洲主要国家以燃气发电作为容量保障不同，由于我国天然气对外依赖度较高，且未能掌握燃气轮机核心技术，预计我国火电装机长期仍以煤电为主。