量价齐升，火电基本面边际改善的逻辑有望在下半年持续演绎。
本刊特约作者 王锐/文高温之下，电力负荷再创历史新高。
根据中国气象局发布数据显示，刚刚过去的7月，全国平均气温为1961年以来历史同期第二高。
而与高温并行的是持续创新高的电力负荷水平，7月15日，中国电力负荷再创历史新高，当日最高电力负荷达到12.6亿千瓦。
进入8月，在持续升高的气温水平下，负荷水平的攀升并未有改善趋势。
“当前，疫情得到有效控制，企业加快复工复产，重点行业用电增长，叠加气温升高等因素影响，进入季节性用电用煤高峰期，近日来河北、河南、江苏、山东等多省电网电力负荷创下历史新高，尤其进入7月，最高调度负荷和调度发电量均创历史新高。
”中国电力企业联合会（下称“中电联”）发展部副主任叶春表示。
负荷水平的快速攀升对发电侧的电力保供及用户侧的及时响应产生巨大压力，而7月份以来，中国来水由丰转枯，7月全国平均降水量96.6毫米，较常年同期偏少20.6％。
转弱的来水将电力保供压力集中在了火电方面，而且随着高温持续蔓延叠加疫情对经济影响逐步转弱，火电保供压力或将持续增加。
火电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务，在保障中国电力安全稳定供应中发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前中国电力系统的“顶梁柱”和“压舱石”。
然而，在当前电价已经显著上浮的背景下，高企的煤价依然对火电资产的盈利性和现金流产生明显威胁。
中电联在《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》（下称“《报告》”）中披露，2022年以来火电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国火电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。
电煤采购成本大幅上涨，远高于火电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的火电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
对于下半年电力供需情况，《报告》预计，下半年全社会用电量将同比增长7%左右，增速比上半年明显回升，华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
长江证券认为，展望秋冬季节，随着主汛期逐步结束，中国第二大电源——水电对电力供给的边际影响将逐步趋弱，而当前中国需求侧夏季与冬季已经呈现出负荷双峰的特点，因此冬季的电力保供压力或将进一步增加，电力供需紧缺的格局在冬季或进一步演绎，而趋紧的供需格局则无论是对于火电公司收入端的电价和电量还是成本端电煤中长协的保供的落实都有一定的促进作用，火电基本面边际改善的逻辑将在下半年持续演绎。
从更长期来看，长江证券表示，电力供需紧缺或贯穿整个“十四五”期间，而火电在“双碳”目标下难有较大增量，水电已经步入资源开发的后期，核电因为审批周期错配导致增量有限，因此具备稳定出力的传统电源在“十四五”期间稀缺价值将进一步凸显；除此之外，“双碳”目标的政策约束下，新能源的快速增长是未来数十年的确定性趋势，而新能源的出力不稳定的特点也会持续凸显，而具备灵活出力以及最具经济性的火电调峰价值终将会被市场定价，火电价值有望获得政策及市场重估。
用电增速回升中电联日前发布的《报告》显示，2022年上半年全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，预计下半年全社会用电量将同比增长7%左右，增速比上半年明显回升，全年全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。
电力消费需求方面，《报告》显示，2022年上半年全社会用电量达4.1万亿千瓦时，同比增长2.9%。
一季度、二季度全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%，其中，第一产业用电量513亿千瓦时，同比增长10.3%；第二产业用电量2.74万亿千瓦时，同比增长1.3%；第三产业用电量6938亿千瓦时，同比增长3.1%。
城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长9.6%。
中部地区用电量同比增长6.9%，增速领先。
数据显示，第二产业6月份用电量同比增长0.8%，增速比5月份回升1.4个百分点。
其中，建筑业降幅比5月份收窄7.7个百分点；制造业用电量同比增长0.9%，增速比5月份回升1.3个百分点。
电力生产供应方面，《报告》显示，截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%；规模以上电厂发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%；电力投资同比增长12.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重84.7%；非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.2%；水电和太阳能发电量增速均超过20%；水电和太阳能发电设备利用小时同比分别提高195小时和30小时；跨区输送电量同比增长6.6%，跨省输送电量同比增长4.9%；市场交易电量同比增长45.8%。
中电联数据与统计中心副主任蒋德斌对迎峰度夏形势分析称，7月以来，大范围高温天气在华东、华中蔓延，十余个省份电力负荷创历史新高。
根据国家气象部门预测，2022年7-8月盛夏期间，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，华东、华中、华南东部、西北地区西部等地高温(≥35℃)日数较常年同期偏多，将出现阶段性高温热浪。
另外，随着国内疫情防控形势总体向好和全国稳经济大盘会议精神落地落实，工业经济逐步企稳回升，长三角、珠三角等地区积极复工复产抢进度。
对于下半年电力供需情况，《报告》预计，下半年全社会用电量将同比增长7%左右；新增装机规模将创历史新高，全年新增发电装机容量大约为2.3亿千瓦；全口径发电装机容量达26亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计约为13亿千瓦，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半。
“下半年迎峰度夏、度冬期间，全国电力供需总体紧平衡、局部有缺口、供应有保障。
”《报告》认为，预计全国最高用电负荷将超过12.5亿千瓦，在持续大范围高温的情况下，可能达到13亿千瓦左右，同比增加约1亿千瓦。
华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
在电煤供应有保障的情况下，不会重现2021年9月份、10月份全国大面积电力供应紧张的情况。
《报告》指出，目前进入电力保供的关键期，需要密切跟踪天气、燃料、消费和市场等形势进行综合预判，做好迎峰度夏电力保供工作。
针对部分地区可能存在时段性电力供需偏紧情况，相关部门及电力企业已采取或将采取相关措施来应对。
近期，国家能源局、中央政治局会议等多次会议再次提及能源保供，国家能源局等机构多措并举，努力做好迎峰度夏保障工作。
首先是持续加强电力供需的监测和分析。
能源局与气象部门做好协调联动，跟各地的能源主管部门、电网、发电、行业协会做好对接会商，研判全国的电力供需形势，及时全面准确掌握各省的电力供需情况。
其次，推动重大电力项目的建设投产。
自2021年迎峰度夏以来，全国新增投产各类电源1.8亿千瓦，2022年上半年新增投产电源7000万千瓦，电源和电网项目的投产有效增强了电力保供能力。
根据中电联的跟踪信息，在加强电力设备运维保障基础上，发电企业积极扩展燃煤采购渠道，不计代价积极采购储备电煤，稳定燃料供应基本盘，确保电煤安全稳定供应，确保常规电源“能发尽发”；电网企业充分利用全网统一调度优势，做到电力余缺互济、削峰填谷，保障各类电源“能并尽并、能用尽用”；电网企业积极配合各地方政府部门提前制定有序用电工作预案，坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加大用户侧参与调节力度，最大限度保障电力电量平衡，坚决守住民生用电底线。
根据中电联统计，截至6月底，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃火电厂煤炭库存9601万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值。
供需形势转变国泰君安对近年来海外缺电现象进行了复盘，认为其本质原因是受环保理念的影响，各国火电核电等受阻系数较小的可出力电源装机增长不足，累计可用装机增速无法跟上用电负荷增速，电力平衡维持在相对偏紧的状态。
在受到高温、极寒等极端天气扰动、用电负荷激增的催化时，瞬时电力供应难以满足用电需求。
中国亦是如此，据中国气象局发布会，6月全国平均气温21.3℃，较常年同期偏高0.9℃，为1961年以来同期最高，自2022年7月6日以来，中央气象台已经连续9天发布高温预警。
受极端高温天气影响，6月中旬以来多地区域电网用电负荷陆续创历史新高，全国用电负荷亦于7月13日创历史新高，达12.22亿千瓦。
在高温天气持续的情况下，部分区域高峰期电力平衡或再迎考验。
同时，从经济先行指标社融数据看，2022年6月存量社融同比增长10.8%，增速较5月提升0.3ppts。
据Wind一致预测，2022年三季度中国GDP同比增速为5.1%，增速较二季度提高4.7ppts。
在复产复工持续推进的情况下，中国电力需求有望迎来阶段性高峰。
国泰君安表示，自“十三五”以来，中国电力供需形势发生转变，从供需宽松逐年转为供需偏紧，限电情况增加。
在电力供需偏紧形势下，2022年全国多省市发布有序用电应急方案，以确保社会用电秩序。
预计“十四五”期间中国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
根据中电联的《报告》预测，到2025年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较2021年新增4.4亿千瓦。
以增量角度判断，预计2022-2025年新增实际累计可控电源供应能力在夏季、冬季分别为2.4亿千瓦、2.3亿千瓦，低于同期最大用电负荷增速。
从电力平衡视角，国泰君安预计“十四五”期间中国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
申万宏源也认为，多重因素综合影响之下，2022年冬夏电力供需形势不容乐观。
首先，华中、华东等区域持续高温，部分区域6月和7月气温已达到或超过历史最高水平。
此外进入6月后，随着疫情等因素减弱，经济快速复苏，共同推高夏天电力最高负荷。
6月部分省份最高负荷已超过2021年7、8月最高水平，2022年夏季最高负荷保持较高增速基本成定局。
其次，各区域缺电形势各不相同。
具体来看，来水改善缓解了南方地区供需形势，但南方区域缺电是结构性问题，本地新能源资源匮乏以及外来电引入困难是核心原因；华东区域依赖外来水电，但由于外来水电站库容大、调节能力强，来水丰枯对于华东区域夏季高峰时段影响极为有限，因此来水改善并不能缓解华东电力供应紧张问题；华中区域“风光水火核”等电源发展均处于劣势，特高压外送或是解决华中区域电力供需紧张的最佳方法。
再次，受电采暖占比提升等影响，冬季最高负荷逐年提高，已经十分接近夏季负荷。
而且冬季相比于夏季，在负荷供应方面还有如下劣势：中国是典型的季风气候，冬季是枯水季，水电出力明显受限；冬季发生极端寒潮时，可能出现无风或者风机遭遇凝冻出力减少；冬季是用气高峰，天然气出力可能受限。
因此冬季负荷压力不亚于夏季。
申万宏源表示，电力供需形势趋于紧张是电力行业长期基本面，2021年煤炭价格保障引发近年来最严重电荒，其底层原因是自“十三五”以来中国电力供需形势持续偏紧。
从未来来看，“双碳”目标下电力将成为中国能源体系的核心，用电规模有望扩大3-4倍。
而火电、水电、核电等传统电源增速减缓，新能源增速较快但比例仍偏低，电量供需将持续偏紧。
除电量角度外，申万宏源认为负荷缺口更为棘手。
由于第三产业和城乡居民用电比例上升，最高负荷增速将持续快于用电量增速。
但新能源具有“极热无风、晚峰无光”的特性，难以提供瞬时功率支撑，而传统电源增速不足，导致未来中国晚高峰负荷缺口持续扩大，错峰用电或成为常态。
中国华中、华东、南方区域最高用电负荷与气温具有很强的相关性，极端高温天气增多将导致最高用电负荷快速增长。
电煤监管持续当前，中国经济面临下行压力，三季度决定全年经济增速，电力供应不容有失。
而无论从装机规模还是发电量看，火电仍然是当前中国电力稳定安全供应的最主要电源和基础电源。
2021年全国全口径火电发电量就占全口径总发电量比重为60%。
但随着2021年燃煤价格大幅上涨，令燃煤发电燃料成本大幅上升，火电陷入成本倒挂发电困境。
2021年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[1439]号），扩大火电价格上下浮动空间至20%。
然而电价上浮20%并不能消化煤价上涨的幅度。
据信达证券测算，以全国平均燃煤标杆电价0.3664元/kWh来看，换算成可消化的煤炭价格大约为676元/吨。
以电价上涨幅度为15%至0.3960元/kWh计，可消化的煤炭价格大约为820元/吨左右；以电价上浮20%至0.4397元/kWh计，能够消化的煤炭价格大约为875元/吨左右。
然而2021年以来煤价持续性上扬高企，以秦皇岛港口动力煤价格为例，动力煤市场价格自2021年3月以来持续上扬，高点在9-10月突破2000元/吨。
假设火电厂电煤长协平均覆盖率为60%，电厂平均购煤价格也在10月突破1200元/吨，上涨幅度远超火电电价“基准价+上下浮动”可以消化的区间。
受电煤成本大幅拖累业绩，2021年五大发电上市公司净利润均出现大幅亏损。
据中电联发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》测算，2021年，电煤价格上涨，全国火电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右，导致当年大型发电集团火电板块全年累计亏损面达到80%左右。
作为中流砥柱的火电苦煤价高企久矣。
在此背景下，国家层面重申了火电在供电结构中的重要地位，并在2021年四季度以来采取强力政策进行宏观调控煤价。
2022年2月24日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确电煤中长期合同价格合理区间570-770元/吨；国家发改委5月6日确定长协煤价格超过770元/吨，现货价格超过1155元/吨的，视为哄抬煤价；国家发改委公众号频繁发出多条释义，堵住规则漏洞；并于6月23日发布574号文提出“欠一补三”惩罚条款；6月28日韩正副总理调研山西，并主持召开煤炭清洁高效利用专题座谈会，强调切实抓好煤炭保量稳价；7月1日国家发改委提出长协煤“三个100%”要求。
根据8月5日国家市场监督管理总局官方微信账号“市说新语”披露消息，近日市场监管总局组织3个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展调查，进一步加强电煤价格监管，明确法律红线，规范电煤价格秩序。
通过调查，初步认定18家煤炭企业涉嫌哄抬煤炭价格，3家交易中心涉嫌不执行政府定价。
从违法形式看，哄抬价格的主要表现形式有以下三种：一是大幅提高销售价格哄抬价格，煤炭生产企业在成本未发生明显变化的情况下，大幅提高销售价格。
二是增加交易环节，层层加价哄抬价格，煤炭生产企业将煤炭销售给关联贸易公司，通过关联贸易公司加价销售，推高价格。
三是以化工煤名义高价销售动力煤，企业以“化工煤”名义签署确认函，但实际销售动力煤，通过规避长协限价方式推高价格。
不执行政府定价主要表现形式是，个别煤炭交易中心自立项目、自定收费标准，增加煤炭交易成本。
另一方面，国务院出台多项措施保障煤炭供应，原煤产量持续提升，2022年至今原煤单月产量均实现超10%以上的同比增速。
价格方面，2022年8月6日秦皇岛5500大卡动力煤市场价为1140元/吨，较3月高点已下降470元/吨；8月秦皇岛5500大卡动力煤年度长协煤价为719元/吨，环比继续持平。
申万宏源认为，当前宏观经济背景及电力供需格局下，国家控煤价决心不容置疑，短期通过行政手段控制煤价，火电长协签约率、履约率均有望上行，看好火电盈利能力边际改善。
根据申万宏源的测算，火电企业2022年一季度符合港口770元/吨限价标准的长协煤炭比例在40%左右，假设剩余部分符合港口1155元/吨限价标准，若符合770元/吨的长协煤比例每提升10%，对应综合煤价（5500大卡）可下降38.5元/吨，在电价不变情况下，归母净利润可提升17.98亿元。
若符合770元/吨限价标准的长协煤比例分别提升至70%、80%、90%，相较40%情况下的年化归母净利润可分别新增53.95亿元、71.93亿元、89.91亿元，盈利弹性巨大。
申万宏源认为，保障供给是解决电力供需形势紧张的核心，煤炭价格高企严重影响火电保供能力。
上半年经济增速下滑明显，三季度是中国能否完成全年经济增长指标的决定性季度，电力供应不容有失，因此需要强有力的限煤价措施来保证短期火电供应。
中国政府限煤价保证火电供应的决心不容置疑。
限煤价只能缓解一时之需，仍需要长效机制解决电力行业困局。
申万宏源认为，推进现货市场改革、建立全国统一市场和容量电价将是未来改革的重点。
新能源保证容量系数较低，而储能成本较高，伴随火电利用小时数下降，预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价。
此外碳市场将进一步扩容，实现绿电交易市场与碳交易市场的联动，通过绿电溢价增加新能源项目回报率。
火电拐点已至安信证券认为，2021年火电投资额拐点已至，2022年将实现高速增长。
根据安信证券的研报，火电行业在2002-2005年处于发电产能供应偏紧状态，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。
由于机组大批量投产，2016年以来火电产能出现过剩现象，导致火电利用小时数逐年下降，因此2016年在国家发改委、国家能源局发布的《关于促进中国火电有序发展的通知》中提出要严控火电新增规模，同时国家数次叫停多个火电项目，导致“十三五”期间火电投资额连年下滑，从2016年的1174亿元降至2020年的553亿元。
2021年四季度以来，受到能源“保供+调峰”双重需求影响，国家层面能源发展战略调整，目前火电仍为重要的基荷电源，投资额迎来拐点。
2021年火电投资额从553亿元提升至672亿元，同比增长21.5%，2022年增长趋势更加明显，上半年全国火电投资完成额达347亿元，同比增长71.8%。
从更为细化的单季度情况看，火电投资额正呈加快增长趋势。
根据中电联数据，2022年一季度与二季度火电投资完成额分别达122亿元和225亿元，较2021年分别同比增长52.5%与84.4%，创近四年新高。
从火电核准装机情况看，目前火电核准进度同样逐步加快。
安信证券复盘了2015年以来每年火电核准项目装机容量情况，“十三五”期间受产能过剩影响，火电核准规模大幅下滑，2016年在国家发改委、国家能源局发布的《关于促进中国火电有序发展的通知》中提出，一方面要取消一批不具备核准条件的火电项目；另一方面在存在电力盈余的省份对除民生热电外的自用火电项目暂缓核准，火电项目核准程序趋严，因此2016-2019年国内火电核准装机量大幅下降，分别为55.05GW、21.18GW、8.53GW和13.91GW。
到“十三五”末期，火电行业出现“抢闸冲装”现象，火电核准装机量回升至41.79GW。
2021年随着“双碳”目标的提出，要加大新能源转型力度，2021年4月；习总书记在领导人气候峰会上明确提出“严控火电项目”，导致全年火电核准装机量再次回落至18.55GW。
2021年四季度以来受到能源保供+调峰需求双重影响，火电发展意愿增强，2022年一季度核准进度明显加快，达到8.63GW，同比增长103%。
中国火电新增装机容量已有所回升。
2016年以来受火电项目叫停影响，新增装机从2015年的55GW大幅下滑至2018年的39GW，2020年火电新增装机容量已有小幅回升，参考火电项目核准装机量和火电投资额的情况，安信证券判断随着核准量和投资额大幅增加，火电新增装机容量也有望迎来增长。
增长态势持续安信证券认为，在国家“保供+调峰”需求叠加公司较强新建项目意愿推动下，火电投资增长态势有望延续。
以火电核准装机量为先行指标判断后续火电投资额趋势。
火电项目建设周期通常为1.5-2年，在火电项目核准后1-2年内火电投资额有望陆续释放，因此可将项目核准量作为先行指标。
2022年一、二季度火电核准装机量维持高增长趋势，根据国际环保组织绿色和平发布的报告，2021年二、三季度受“严控火电项目”影响新核准火电项目装机容量仅为1.1GW与2.2GW，自2021年四季度开始火电项目新核准装机容量大幅回升，2021年四季度与2022年一季度分别达11GW与8.63GW，分别同比增长36.3%与103.1%。
核准项目量的持续高增有望带动后续火电投资额的稳健增长。
从国家层面来看，“双碳”背景下新能源发电量不稳定，调峰需求迫切，同时“拉闸限电”现象引起国家对能源保供的重视，火电作为基荷电源的重要性凸显。
从企业层面看，近期受益于港口煤炭价格有所回落以及长协比例提升，火电项目业绩有望迎来复苏。
此外，新建先进机组带来的碳排放配额交易收益与火电容量的珍贵价值为企业提供新建火电项目的动力。
因此，中短期内火电投资增长态势有望延续。
安信证券认为，从国家层面看，火电投资额持续增长主要受三方面因素驱动：能源保供需求下新核准火电装机量提升；火电灵活性改造投资增加；大基地项目所在省份调峰需求提升带动新增火电调峰机组增加。
2021年下半年多省出现“拉闸限电”现象，能源保供需求刻不容缓，2022年能源发展战略调整，火电核准进度大幅提升。
2021年8月广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、拉闸限电等措施，尤其东北地区限电最为严重，主要受到几方面因素影响：一是从供需方面看，2021年疫情影响减弱，经济回暖背景下电力需求快速增长，据中电联数据，2021年1-8月全社会用电量达到5.47万亿千瓦时，同比增长13.8%。
而供给方面，火电2022年受煤炭供给不足、煤价持续上涨因素影响，火电企业亏损面逐步加大，企业发电意愿减弱；水电受到来水偏弱影响，发电量有所下滑；新能源发电方面装机大规模投产背景下，由于其具有随机性、波动性及间歇性的特点，装机规模的迅速扩张对电网调峰、运行控制等带来较大挑战。
多重因素影响下2021年整体电力供应不足，据中电联数据，2021年1-8月全国发电量仅同比增长11.3%，电力供需紧张。
二是2021年上半年能耗双控指标完成情况不佳也是8月出现“拉闸限电”现象的核心因素，2021年作为实行“双碳”目标的开局之年，对于能耗双控的执行力度更加严格。
根据国家发改委于2021年8月发布的《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，9个省区能耗强度不降反升、10个省区能耗强度降低率未达到进度要求，因此三季度实现双控目标压力较大，导致出现限电现象。
三是能源保供需求下火电仍为重要的基荷电源。
在2021年12月8日至10日召开的中央经济会议中，中国提出要正确认识和把握“碳达峰、碳中和”，传统能源的逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础之上，一方面提升煤炭清洁高效利用；另一方面增加新能源消纳能力，推动煤炭与新能源优化组合。
不同于在2021年会议上提出的“推动煤炭消费尽早达峰”，在2022年煤价高涨电力供需紧张背景下，本次会议提出“要推动煤炭与新能源优化组合”，火电仍在电力市场中占据重要地位，新能源电力消纳受到重视，未来火电转型新能源、“火风光”打捆上网有望成为推动“煤炭与新能源优化组合”的有效方式，因此能源发展战略调整背景下火电未来短期和中期在中国能源结构中的地位不改，保供需求下火电审批逐步放开。
另一方面，随着新能源装机的大规模投产，用于调峰的火电机组需求有望提升。
由于风电、光伏发电波动性大，随着新能源装机容量的大规模增长，储能调峰需求大幅提升，目前主流解决方式包括电源侧调峰、储能及特高压线建设等。
电源侧调峰应用范围较广，可以提升电力系统的灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。
由于风光发电缺乏稳定性，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。
目前，主流的调峰方式有以下几种:抽水蓄能、电化学储能、火电灵活性改造调峰。
其中，抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高，而由于中国北方地区煤炭与风光资源都较为丰富，火电灵活性改造是更适合北方地区的高性价比的调峰方式。
安信证券认为，新能源调峰需求下一方面火电灵活性改造规模有望提升；另一方面未来在新能源项目集中投产的省份（尤其风光大基地项目所在省份）新建火电调峰机组的需求有望增长。
火电灵活性改造方面，根据国家能源局于2021年11月发布的《全国火电机组改造升级实施方案》，要求“十四五”期间完成火电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000万-4000万千瓦。
因此火电灵活性改造也是2021年以来火电投资完成额回升的主要因素之一。
新增火电调峰机组方面，由于2021年以来国家大力推进新能源大基地项目开发，在国家《“十四五”现代能源体系规划中》重点提出有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。
截至目前，据国家能源局，国家第一批风光大基地项目（合计97.05GW）已开工建设，地处于内蒙、青海、甘肃等19个省份，其中以北方省份为主；第二批风光大基地项目也已于2022年7月下发，总规模达到455GW。
由于风光大基地所在地以风光资源优异但消纳能力不足的三北地区为主，调峰需求迫切，因此用于新能源调峰的火电机组审批进度有望加快，据绿色和平统计，2021年全国新增核准的18.55GW火电项目中，湖南、陕西、甘肃、安徽四个省份核准装机量大幅领先，上述四省份均为风光大基地项目所在省份。
从公司层面看，在高煤价及火电大面积亏损背景下为何火电投资额仍在加速？安信证券认为主要受以下三方面因素影响：一是港口煤价下行叠加长协比例提升，火电业绩有望复苏。
港口煤价持续下行。
不同于以往旺季涨价，2022年煤价在旺季反而出现下跌趋势。
根据中国煤炭资源网数据，秦皇岛动力末煤（Q5500）平仓价自2022年3月达最高值1664元/吨后，下降至目前的1215元/吨。
港口煤价下降主要由于自2021年下半年开始，政府接连发布动力煤价调控政策以应对保供需求。
此外，根据Wind数据，布伦特原油价格自2022年6月中旬以来呈震荡下行趋势，国际油价的下行降低了石油化工成本，抑制了煤化工需求，进而带动国内煤价下行。
长协煤比例逐步提升。
2021年中国发布《2022年煤炭长期合同签订履约方案（征求意见稿）》，要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同100%全覆盖。
2022年以来，国家发改委发布一系列举措对煤炭中长期合同签订履约情况进行专项核查，包括明确中长期交易价格合理区间、加大不履约处罚力度、规定补签换签最后期限等，一方面控制了2022年上半年电厂用煤成本；另一方面在一定程度上也满足了火电企业用煤需求。
未来，随着动力煤保供稳价政策落实力度不断加大，火电长协煤100%履约比例有望逐步兑现，带动燃煤成本稳步下降。
长协煤执行比例提升与现货煤价逐步下降背景下，火电企业盈利能力有望向好。
电价确定性上浮背景下火电盈利能力主要取决于煤价波动，在限价政策背景下长协煤价格基本可保持稳定，因此煤价涨跌一方面取决于长协价格执行比例；另一方面取决于现货价格的波动。
目前随着增产保供以及稳价政策力度逐步加大，动力煤现货价已处于逐步下行区间，同时长协煤比例稳步提升，后续火电企业度电盈利能力有望实现回升。
二是新建先进机组度电排放较低，碳排放配额交易收入有望提升。
为实现低成本碳减排，国家生态环境部于2021年1月发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，标志着全国碳排放权交易市场正式投入运行。
火电厂作为控排企业每年可分配到一定的温室气体可排放配额，若最终排放量低于配额量，则盈余的碳配额可进行碳交易以获得收益。
根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，发电机组配额总量采用基准法核算：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量，其中300MW等级以上常规燃煤机组的供电基准值为0.877tCO2/MWh。
目前随着火电机组技术的发展与国家减排要求的提升，新建火电项目多采用超临界、超超临界等先进机组，根据国家能源局披露，截至2021年底中国火电机组中超临界和超超临界机组占比超50%。
先进的火电机组整体发电效率更高，因此供电煤耗和CO2排放强度更低。
以超超临界机组为例，根据《1000MW高效超超临界火电机组CO2减排技术分析》，1000MW超超临界机组的供电煤耗约为270g/kWh左右，低于中国6000kW及以上电厂平均供电煤耗305.5g/kWh，其产生的CO2排放强度仅为0.686tCO2/MWh左右，远低于国家计算机组碳排配额时采用的供电基准值0.877tCO2/MWh。
同时，从整体趋势看，根据国家能源局数据，中国火电机组的供电煤耗呈现逐年下降的趋势，从2012年325g/kWh下降至2021年的302.5g/kWh，进一步证明新建机组的减排效益。
新建火电项目有望推动火电企业碳排放权交易收入增长。
2021年各火电企业积极参与碳排放权交易获得收入，由于新火电项目的机组减排效益更强，其带来的碳排放权交易收入或成为公司建设新项目的动力之一。
三是能耗双控背景下推行“等/减容量替代”，火电核准容量价值凸显。
近年来国家与各省陆续对火电新项目建设提出“等/减容量替代”原则。
2018年，《山东省耗煤项目煤炭消费减量替代管理办法》出台，明确要求拟建耗煤项目新增的煤炭消费，需由其他途径落实替代源。
2019年国家发改委与能源局在《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰火电落后产能促进火电行业优化升级的意见》中要求新建火电项目的总容量应该小于等于火电关停容量指标，无法全额落实关停容量指标的项目，缺额部分可利用当量平价风电光伏容量替代。
国家能耗双控的大趋势有望让耗煤项目建设容量有望变得愈加珍贵。
因此，在近期火电项目核准相对放开的背景下，公司有动力新建项目以获得稀有且有价值的耗煤项目容量额度。
寻找投资机会信达证券表示，在近期内全球煤、油、气等能源通胀不减，中远期电力市场化改革持续推进的情况下，火电价格将借力于电价机制的持续理顺，实现从上游煤炭价格到下游终端用户电价的全流程成本疏导。
在煤价依旧高企的情况下，火电电价进一步放开“基准价+上下浮动”的浮动上限可能性较大。
在“十四五”顶峰容量裕度不足，“十五五”新增火电装机极少的情况下，火电将同时在电能量、辅助服务和容量三个方面成为稀缺资源。
安信证券表示，火电投资回暖，设备端有望优先受益，重点关注火电环保设备板块。
火电板块产业链主要可分为设备端、工程建设端（EPC）及运营端，设备端主要可分为主机设备（包括锅炉、汽轮机及发电机）和辅机设备（包括烟气治理设备、水处理设备等）；工程建设端以中国能建为龙头；运营端包括国内“五大四小”发电集团、省属发电平台等，预计火电投资复苏背景下设备端有望优先受益，火电环保设备板块上市公司有望迎来投资机会。
“十三五”期间火电环保设备板块部分子行业格局重塑，竞争格局向好：一方面受到“十三五”期间火电项目多次叫停、火电行业投资额大幅下降影响，部分小公司逐步淘汰，行业集中度提升，龙头公司在火电投资释放背景下有望充分受益；另一方面由于新核准机组基本为先进大容量机组，龙头公司有望凭借其技术优势进一步提升行业竞争力。
火电环保设备板块上市公司有望迎来投资机会，安信证券建议关注火电灵活性改造、竞争格局较好的凝结水精处理设备及材料、烟气监测设备等板块。
