煤电行业报告 煤电行业发展现状分析2024

煤电行业前景如何?未来煤电市场投资趋势怎么样?截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。

国家能源局将继续以加快建设全国统一电力市场体系为目标，研究制定贯彻落实加快建设全国统一电力市场体系的工作举措;修订《电力市场运行基本规则》，组织起草相关配套规则，构建全国统一电力市场“1+N”规则体系，促进全国电力市场规则在准入注册、交易组织、信息披露、计量结算、监管措施等方面全面规范统一;深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设，进一步强化区域内省间互济协同保障能力，促进资源大范围优化配置。

中研研究院出版的《2022-2027年中国煤电行业市场深度调研及投资策略预测报告》显示

国家发改委和国家能源局出台《“十四五”现代能源体系规划》，就“能源系统效率大幅提高”提出“到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右”;

据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，采用煤电进行深度调峰的单位发电成本为0.05元/kWh，低于抽水蓄能和磷酸铁锂电池。

国家发改委、国家能源局联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，进一步明确存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000万千瓦-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

煤电行业报告 煤电行业发展现状分析2024

随着新能源快速发展，迫切需要煤电发挥支撑调节作用，保障电力安全稳定供应。在单一电量电价机制下，煤电企业难以完全回收成本，加上近年来煤价高企导致火电企业普遍亏损严重，出现行业预期不稳、发电积极性下降等现象。

本次煤电容量电价机制出台适逢其时，将有助于发电企业回收部分或全部固定成本，稳定煤电盈利预期，火电行业有望迎来价值重估。推荐火电装机量行业领先，新能源装机快速提升，加速火电向绿电转型的华能国际，以及煤电一体化的综合能源龙头国电电力。

上半年，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥了兜底保供作用。

分类型看，6月底水电装机4.2亿千瓦，其中，常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能4879万千瓦;核电5676万千瓦;并网风电3.9亿千瓦，其中，陆上风电3.6亿千瓦、海上风电3146万千瓦;并网太阳能发电4.7亿千瓦。火电13.6亿千瓦，其中煤电11.4亿千瓦，占总发电装机容量的比重为42.1%，同比降低3.4个百分点;气电1.2亿千瓦。

煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。上半年，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。

煤电市场比重分析

据统计，今年前6月全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%。其中，风电新增并网容量2299万千瓦;光伏新增并网容量7842万千瓦，同比增长154%。截至上半年，全国可再生能源装机已突破13亿千瓦，达13.22亿千瓦，历史性超过煤电比重，约占我国能源总装机的48.8%。

在发电量方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。其中，风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%，全国风电平均利用率为96.7%，同比提升0.9个百分点;光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%，全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。

煤电市场布局

从煤电市场区域布局来看，华东地区与华北地区是中长期煤电减量化潜力最大的区域，2050年装机容量相对于当前水平都将下降1亿千瓦左右。东北地区、华中地区、西南地区、南方地区煤电减量化潜力适中。西北地区煤电达峰时间最晚，将持续增长至2035年前后，达到近3.5亿千瓦，2050年装机规模仍高于当前水平。我国仍需在西北资源富集区建设一批技术先进的煤电机组。

从在电源结构中的份额来看，未来我国煤电装机容量占比呈持续下降趋势，2050年全国煤电装机占比下降至15%左右。除西南地区电源结构特殊外，其余地区煤电装机普遍下降至当地电源结构的约10%-20%区间。

煤电市场价格情况分析

截至2022 年12 月30 日，全国各地区2023 年度电力交易进展汇总：广东、江苏、山东等多地电价顶格成交。广东双边协商成交电量2426.50 亿千瓦时，成交均价553.88 厘/千瓦时，较煤电基准价上浮19.6%;江苏年度交易总成交电量3389.89 亿千瓦时(+28.1%)，成交均价466.64 厘/千瓦时，较燃煤基准价上浮19.35%;山东竞价结果为374.8 厘/千瓦时顶格成交。浙江、安徽、云南等地区交易结果仍待发布。

随着可再生能源配额制等政策落地实施，未来竞争态势将进一步加剧。中国电力企业联合会数据显示，今年上半年我国核电、风电、太阳能和水电发电量都有两位数增长幅度，但火电发电量同比仅增长了0.2个百分点。火电利用小时数同比下降60小时至2066小时，其中，煤电同比下降57小时至2127小时。

未来煤电企业如何健康发展

一是确保电力燃料的“量”、“质”、“价”。持续释放煤炭先进产能，为煤炭保质稳价提供基础，同时保持进口煤政策的稳定性，持续将国内煤价稳定在合理区间。调整中长期合同当前“单卡一致”的定价机制，明确遵循“优质优价、低质低价”原则，采取分档级差定价。研究完善电煤中长期合同定价机制，补充优质优价内容，形成长效机制提升电煤质量，为煤电机组高水平出力提供切实保障。

二是完善电价形成机制，合理疏导煤电成本。结合各省(区)煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，研究建立煤电“基准价”调整制度与燃煤上网电价浮动机制。加快制定出台煤电“两部制”电价，因地制宜设定辅助服务补偿标准，合理疏导煤电成本，确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。督促各地严格落实煤电价格政策，尽快公布高耗能企业能效清单目录，建立完善高耗能企业差别电价制度。

三是做好重点区域重点时段电煤保供，加大对煤电企业纾困的政策支持力度。加强西南、华中、华东等地来水、来煤及库存的监测预警，加大重点地区的铁路运力和煤炭资源的协调，提前做好主力和骨干煤矿的电煤储煤量。做好采取需求侧管理、网间省间互济保障的电力保供预案。加大对长周期保供、煤炭资源相对短缺地区的财税、金融政策支持力度，缓解保供电厂的运营压力，保障煤电兜底保障作用持续发挥。

煤电市场报告包含大量的数据、深入分析、专业方法和价值洞察，可以帮助您更好地了解行业的趋势、风险和机遇。在未来的竞争中拥有正确的洞察力，就有可能在适当的时间和地点获得领先优势。

中国煤电行业的内外部环境、行业发展现状、产业链发展状况、市场供需、竞争格局、标杆企业、发展趋势、机会风险、煤电发展策略与投资建议等进行了分析。

据了解，该行业发展空间极大，未来煤电市场现状如何呢?请查看，中研研究院出版的《2022-2027年中国煤电行业市场深度调研及投资策略预测报告》。