2022年，随着各企业三季报预告的不断发布，在过去一年因亏损而备受关注的火电企业们在三季度的表现让人倍感意外，多数企业的营收实现扭亏转盈。
以10月17日发布的内蒙华电三季度业绩快报为例，内蒙华电前三季度的营业利润为22.16亿元，涨幅达到1333.53%。不仅是内蒙华电，建投能源在其业绩预告中“预计的经营业绩”一项的结果写成“扭亏为盈”，摆脱了自2021年半年业绩预告以来一直出现的“亏损”、“预计净利润为负值”与“同向下降”等字眼。此外，甘肃电投、皖能电力等大型火电上市企业也纷纷发布业绩快报官宣告捷。
一、火电投资增速趋势明显，煤电核准装机规模扩大
新能源发电占比快速上涨，给电力系统灵活性及安全性带来巨大挑战。
目前我国新能源装机量和发电量快速上涨，2021 年风光发电量占比近 12%，装机量占比 27%，随着新能源的大规模装机，新能源消纳问题日益严重，同时电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变，电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。
电力需求总体保持刚性增长，能源保供需求紧张，火电能源保障基础地位重要性再次强调。2021 年当年全社会用电量净增量 8000 亿千瓦时，远远高于“十四五”以前历史最高水平 5400 亿千瓦时。
在用电需求刚性增长、新能源大规模装机且消纳问题、调峰负荷不足的问题日益严重的背景下，近年来电力紧缺事件频发，火电作为基荷电源保供地位的重要性得到进一步提升。
火电投资增速迎来拐点。2021 年全国火电投资完成额提升至672 亿元，同比增长21.5%，2022 年增长趋势更加明显，1-8 月累计实现火电投资完成额 480 亿元，同比增长 60%。
新增核准煤电装机规模不断提升。根据绿色和平数据，2021 年全国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少了 57.66%，比“十三五”期间每年的平均核准装机减少了 34.91%，总体反映了 2021 年 4 月提出“严控煤电项目”后，企业与地方政府逐步收紧对新煤电项目的审批。
但在 2021 年 9 月限电频发后，Q4 火电核准进度明显加快，第四季度装机量比前三季度总和还要高出 45.85%。2022Q1 中国新增的核准煤电装机已达 8.63GW，已达 2021 年全年总核准装机的 46.55%。
二、今年火电厂是赚了还是亏了？
最近，各大发电企业陆续公布了公司的三季报，受电价上涨的影响，大部分发电公司的营收与往年同期对比都有了增长。但与此同时，各家的盈利情况却不尽相同。
本文选取了以下几家市值较高的火电龙头作为研究对象：华能国际(600011.SH)、浙能电力(600023.SH)、国电电力(600795.SH)、深圳能源(000027.SZ)、大唐发电(601991.SH)
其中，华能国际2022前三季度营收同比增幅最大，同比增幅26.6%至1,839.5亿元，冠绝群雄，而五家企业营收的平均涨幅高达20%。
当然，不谈成本只谈营收是耍流氓，通过对比五家企业的前三季度净利润发现，国电电力盈利较多，达50.2亿元，同比增长169.1%;而营收增幅最高的华能国际却成为了这五家企业中唯一亏损的公司，亏损约39.4亿元。根据华能国际在半年报中给出的说法，亏损的主要原因是燃料价格同比大幅上涨影响公司燃料成本增加。
总体而言，由于电价上涨，各大火电企业的营收都有一定增长，而燃料成本的上涨，使得企业的净利润不如往年，华能国际作为龙头更是遭受巨大冲击，但是通过数据，我们还是能得出结论——大部分火电企业仍然还是赚钱了。
三、推进火电行业绿色转型
党的二十大报告提出，“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动”“推动能源清洁低碳高效利用，推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型”。这些表述，对于我们深刻理解和把握“双碳”背景下能源领域的发展，具有鲜明的导向意义。而在能源领域的诸多组成部分中，如何推进火电行业的绿色低碳转型发展？
应大力推进火电低碳发展关键技术攻关，为火电转型持续注入新动能。加大火电转型关键技术研发投入。重点研发新一代超高参数和超临界二氧化碳等先进煤电技术；加强智能灵活发电技术创新。加快发展以清洁高效煤电为基础的多能融合发电技术和综合能源生产技术。重点攻关新一代高效低能耗CCUS技术并加强示范应用，突破CCUS与新型发电系统耦合集成技术。健全火电低碳发展技术创新协同机制，加强原创性和颠覆性技术创新，大幅提升科技攻关体系化能力。聚焦高效、灵活、智能、低碳重点方向，加强前沿理论探索，加快培育颠覆性技术。
还要完善市场机制，理顺煤、电、碳市场价格，激励煤电低碳转型。强化电能量市场、辅助服务市场和容量市场的有机衔接，引导煤电低碳转型。电能量价格回收火电机组的运行成本，辅助服务价格补偿火电机组的灵活调节成本，容量价格兑现火电机组的安全保供价值。理顺煤炭、电力和碳市场价格机制，保障煤电生存与发展，实现煤价与电价“基准对基准、区间对区间”的“煤电联动”。强化碳—电力市场协同，利用合理碳价引导煤电转型并加速脱碳技术的商业化运作。
建立火电转型财政金融联合支撑体系也必不可少，这可为火电行业低碳发展提供资金保障。加大对火电保供企业的财政金融支持力度。建立常态化的保供财政机制，减轻电力市场建设转轨期火电保供企业的经营压力；引导金融机构降低火电保供企业**利率，纾解企业资金压力。加快构建支撑火电行业高质量发展的转型金融体系。设立国家低碳转型基金，充分发挥**基金的绿色低碳引导作用，将火电纳入转型金融支持目录，创新促进火电可持续发展的转型金融产品；建立完善的信息披露及监管机制。
四、火电转型正当时，灵活性改造迎机遇
电力系统灵活性需求提升，煤电或将率先发挥作用。电能不易于大规模、长时间储存，因此无论是以化石能源为主的传统电力系统还是新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力供需平衡都是电力系统的核心。电力系统中包括电源侧、电网侧、用户侧、储能等各个环节均可提升灵活性，我国电网的调节能力整体来说较为欠缺，当前调峰资源主要以电源侧为主，由于投资成本和周期的限制，未来很长一段时间电源侧将持续扮演关键角色。我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，当前煤电机组存量较大，随着风光并网增多，煤电机组发电小时数或将不断减小，煤电机组必将在接来下很长一段时间的调峰资源中扮演重要的作用。
灵活性改造的目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。常规煤电机组最低稳定的负荷率为50％左右，而电力系统的灵活性需求是要达到20％或者更低的负荷率水平，并且可以实现快速的调节。因此灵活性改造的主要目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。对于纯凝机组来说，主要包括：稳燃技术、制粉系统改造、汽机侧滑压曲线优化、宽负荷脱硝、控制系统优化等手段；对于热电联产机组来说，主要是实现热电解耦，具体包括：储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等技术路线。
辅助服务市场加速建设，火电灵活性运行具备经济性。近年来，我国电力辅助市场建设加速，火电深度调峰已经在新能源装机发展初期发挥了重大作用。据国家能源局综合司通报2019年上半年电力辅助服务有关情况显示，2019年上半年参与电力辅助服务补偿费用达130.31亿元，调峰占比最高达38.44％。目前深度调峰仍为稀缺资源，据各能监办、能监局公布的补偿标准，多地最低负荷率档位的电量补偿标准上限接近1元/kWh，参与调峰利润水平远超发电上网。经初步测算，在本文的假定条件下，300MW的煤电机组进行灵活性改造后可实现每年税前利润增加25.00万元。敏感性分析表明，利润受补偿标准、每日参与调峰时长、改造最低负荷以及煤价较为敏感，同时改造造价和折旧年限对其也有一定的影响。当前假设下，补偿标准0.29元/kWh为灵活性改造运行的盈亏平衡点。综合对比发现，西北、东北以及南网区域，目前补偿标准较高，火电灵活性改造市场有望率先打开。
