“抱新弃旧”，这句话在近几年已经成为资本市场投资者的共识。例如，股票投资者孙一江，就在今年初将其持有了近两年的国电电力止盈清仓了。

在孙一江眼里，以火电为代表的旧能源“被扫进历史的尘埃中”只是时间问题。

孙一江看空火电板块的核心逻辑，来自于“十三五”期间中国严控煤电总量规模的政策导向，他认为，在构建新型能源供给体系的过程中，只有限制火电规模，才能促进新能源的发展。

早在2016年4月25日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，通知中明确指出，要严控煤电总量规模，严控各地煤电新增规模，以及加大淘汰落后产能力度。

通知要求：对于经电力电量平衡测算确有电力缺口的省份，应优先发展本地非化石能源发电项目，充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，并采取加强电力需求侧管理等措施，减少对新增煤电规划建设规模的需求。

2022年10月19日，内蒙古自治区党委常委、自治区常务副主席黄志强在二十大新闻中心举办的集体采访中亦明确表示，“到2030年，内蒙古新能源的发电量要超过火电的发电量。”

市场聚焦叠加政策驱动，在当前这一轮全球推进能源供给侧改革的浪潮中，风电、光伏、水电等能源赛道成为市场中最清晰的投资主线之一。

根据国家能源局10月24日公布的数据，截至9月底，今年以来全国累计发电装机容量约24.8亿千瓦，同比增长8.1%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.9%；太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长28.8%。

但在眼下国内新能源装机增速不断超越市场预期的同时，10月26日，湖南一家大型火电建设公司的经营经理吕艺峰却向经济观察报记者表示，火电投资正在重新加速，今年底到明年初，将有一大批火电建设项目获批。

根据中国电力企业联合会10月25日的发布的相关报告，从投资完成情况看，前三季度全国主要发电企业电源工程完成投资3926亿元，同比增长25.1%。其中，火电完成了547亿元，同比增长47.5%。

当然，孙一江也没有想到，由于在年初卖掉了国电电力的股票，他也就此“完美地”错过了国电电力4月份以来的一轮大涨行情。

火电投资“加速”

10月25日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称“预测报告”）及《2022年1-9月份电力工业运行简况》。

两份报告显示，在今年前三季度，国内全口径煤电发电量同比增长0.6%，其中三季度同比增长9.2%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。而从投资完成情况看，全国主要发电企业电源工程完成投资3926亿元，同比增长25.1%。其中，火电完成了547亿元，同比增长47.5%。

吕艺峰告诉记者，自今年8月以来，国内火电项目建设就出现了明显回暖，以湖南、广东为代表的用电大省都陆续上马了多个大型火电项目。

记者注意到，今年5月11日的国务院常务会议要求，要确保能源正常供应，“在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴500亿元、通过国有资本经营预算注资200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电”；8月24日召开的国务院常务会议再次要求，要部署稳经济一揽子政策的接续政策措施，加力巩固经济恢复发展基础，其中包括“支持中央发电企业等发行2000亿元能源保供特别债，在今年已发放300亿元农资补贴基础上再发放100亿元”。

广东省发改委官网的公示信息显示，8月以来，广东省陆续核准了9个煤电项目的建设方案，批准了1个煤电项目开工，核准项目总投资达514.84亿元，全部10个项目的预计总装机容量将达到2.27万兆瓦（1兆瓦等于1000千瓦）。其中，在10月17日最新获批的国能清远电厂二期扩建工程，该项目预计装机容量就将达到2000兆瓦。

在上述核准批复中有这样的表述：为贯彻落实国家和省关于稳住经济大盘和能源电力保供的决策部署，发挥电力重大项目稳增长、促投资、保供电作用，提升全省电力供应保障能力，加强支撑性和保障性电源建设......在确保安全的前提下加快项目实施，今年11月底前开工建设，2024年底前投产发挥保供作用。”

“又急又快，上马的也都是大型机组，目前电力保供形势还是有点儿严峻。”对此，吕艺峰评论说。

随后，经济观察报记者还在湖南、江西、安徽及湖北等省份的发改委官网中，查询到了多个8月以来核准批复或开工的火电项目，其中多数项目的装机容量均在1000兆瓦级别。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，近期火电增速回暖，与去年及今年国内部分地方出现电力短缺密不可分。“在我国建设新型能源体系的过程中，自然是要尽快将风电、光伏的比例做大，因为目前新能源的占比整体较小，但近年来极端天气叠加俄乌冲突，导致国内一些地方出现‘缺电’现象，在新能源出力还不太稳定的背景下，推动火电装机的必要性就显现出来了，因为保障能源供应安全、稳定还是十分重要的。”林伯强告诉记者。

天风证券曾在9月份发表一份研报中指出，自2021年四季度以来，火电核准装机速度明显加快。2022年1-8月全国火电核准装机规模达到40829兆瓦，而2020年三季度至2021年三季度全国合计核准量仅5161兆瓦。

这份研报也同时认为，在目前电力安全稳定供应难度增大，季节性及极端天气下电力供应紧张的情况明显增多的背景下，火电审批规模有望在1.4亿千瓦的基础上进一步增大以满足电力供应的需求，同时新项目的核准审批速度将进一步加快。

8月19日，电力规划设计总院发布《未来三年电力供需形势分析》，其中提出应在保证安全的前提下，加快推进煤电建设，保障未来三年1.4亿千瓦煤电按期投产。

“灵活性改造”

在能源变革的浪潮下，曾经遭人“嫌弃”的旧能源火电，陡然间就完成了“牛夫人”到“小甜甜”的转变？

在资深的新能源观察人士张鹏看来，这与新能源存在的出力不稳定特性密切相关。

“风光发电是不稳定，有风没风、有光没光，这都是大自然决定的，因此，新能源的建设呈现了极强的地理特征。”张鹏告诉记者，在我国风光资源丰富的西北部，各类大型集中式光伏电站、风电站密集落地，但用电大省都集中于东南部，这就造成了新能源的供需错配现象，出现新能源消纳不足的情况。

“如果电网无条件接纳新能源，那变电站就“爆”了，本地不接纳，又送不到外地，这就造成了弃风、弃光。”他进一步补充。

根据全国新能源消纳监测预警中心在9月30日发布的数据，今年1-8月份，内蒙古的弃风率超过了10%，新疆、青海、甘肃三省的齐风率则均超5%，而弃光的情况则稍好一些，全国各省平均弃光率在2%左右，青海的弃光率为10.5%，西藏的弃光率则达到了18.3%。

国家能源局亦在10月27日发布今年前三季度光伏发电建设运行情况时指出，前三季度部分省市装机有退运减容的现象。

一方面是眼下国内多地电力保供形势紧张，另一方面被寄予厚望的新能源又存在消纳问题，在此背景下，火电投资被重新提上日程。“风光电眼下存在的问题，不是短期内就能解决的，所以火电建设同步推进，也是解决新能源消纳问题的重要方式。”张鹏告诉记者。

“今年3季度由于极端天气导致全国出现“缺电”现象，市场对电力供应安全的关注度持续提升。由于风电、光电、水电等新能源发力的不稳，火电投资被重新提上议程。”广发基金基金经理陆志明亦在10月26日发布的三季报中指出。

在林伯强看来，建设现代化能源强国仍需要立足煤炭。中国能源结构以煤为主，在今后相当长一段时间内煤炭依然是中国的主体能源，因此现阶段需要立足煤炭，需要认识到庞大煤电机组能以较低的成本和较高的可靠性助力能源清洁转型。

值得注意的是，在二十大报告中，亦有明确关于“积极稳妥推进碳达峰碳中和”的最新表述：“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。完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度.深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用。”

在走访业内人士的过程中，记者还注意到，虽然受访人士普遍认为火电项目将在中短期内审批加速，但从长期来看，以火电为代表的旧能源将会退出市场也是业内共识。

沪上一家券商的能源行业分析师杜伦就认为，新能源消纳问题的解决只是时间问题，随着特高压及用户侧储能建设持续推进，电网传输容量及调峰能力提高后，将基本消除弃风、弃光现象。

林伯强亦表示，火电的退出是构建新型能源供给体系的趋势，但退出的形式并不是市场想象的“一拆了之、一停了之。”。“推动火电的灵活性改造，发动发挥火电兜底能源的作用，是实现双碳目标的压舱石。”林伯强说。

记者了解到，所谓火电灵活性改造，是指通过对发电机组设备改造或增加辅助设备的形式，提升火电机组快速响应各类变化的能力，降低机组最小出力（发电厂在保证连续、安全运行条件下所允许的最小输出功率），增加调峰幅度。

“火电机组包括纯凝机组和热电联产机组两种类型，简单来说，纯凝机组就是用全部蒸汽发电，热电联产就是满足供热后的余热发电。”吕艺峰告诉记者，传统的大型燃煤机组，都有一个在保障安全运行的条件下所设定的最小出力，如果负荷低于这一数值，容易出现锅炉灭火或者非正常跳闸停机，这就大大限制了火电机组响应电力系统变化的能力。“如果最小出力太高，风电光伏进来了，电网受不了，所以就叫灵活性改造，让火电能以一个尽量低的功率稳定运行，给风电光伏留出空间，如果在风电光伏发电不够的时候，火电厂又可以快速爬坡，提高功率保证不缺电，形成和新能源的良性互补。”吕艺峰指出。

目前针对火电机组存在的两种不同类型，改造思路也不尽相同，例如针对纯凝机组，便主要通过对发电锅炉、汽轮机及控制系统进行改造，而针对热电联产机组，则是通过加装储能系统，增加调峰空间。“对于碳中和目标来说，火电应该起的是保驾护航的作用，它是加法不是减法，通过灵活性改造，让电企在必要时发电，不必要时不发电，和新能源形成互补，提升能源供应稳定。”林伯强说。

根据中电联统计数据，目前煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元至1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。

林伯强还告诉记者，西方激进削减燃煤发电以追求碳中和的思路，在我国并不适用。在他看来，中国拥有着世界上“存量大、效率高、机组新”的煤电机组，通过保留布局合理的煤电系统，可以应对电力系统稳定和极端气候。特别是当极端天气出现或电力需求波动性较大，煤电可以作为备份电源提供稳定可靠的电力，保障正常生产和生活，既符合先立后破的要求，也符合保障安全稳定充足的能源供应的基本原则。“煤炭是我国具有一定储量优势且自主可控的能源，我们的煤电是能源供应的主力，而在发达国家煤电的占比却不高，它们属于‘站着说话不腰疼’，所以，煤电和煤炭的问题，必须由我国政府、专家、企业联合起来共同解决，西方经验在此并不适用。”林伯强说。

林伯强同时向记者表示，火电行业的未来转型，仍需政府的大力关注和支持。煤价短期内下跌很难，如果（火电）利用小时数降低，企业的财务情况就会比较紧张，如何在财务上支持火电企业转型？未来电价如何深化改革？这些都是需要政府及整个行业共同研判解决的问题。

火电企业“业绩反转”

值得注意的是，除了项目建设速度加快，火电企业的经营情况在三季度也呈现出了明显好转。

Wind数据显示，截至10月27日，在两市的34家火电企业中，已有15家公司披露三季度报告，其中，12家公司第三季度营收实现同比增长，在利润方面，有8家公司归母净利润实现同比增长，4家公司扭亏为盈，3家公司同比减亏。

诸如大唐发电、国电电力此类头部电企，在今年前三季度均实现了营收、净利双高增。财报数据显示，国电电力2022年前三季度实现营业收入1462.76亿元，同比增长22.25%；实现归母净利润50.15亿元，同比增长169.1%。大唐发电2022年前三季度实现营业收入872.49亿元，同比增长15.86%；实现归母净利润7.64亿元，同比增长418.54%。

在吕艺峰的眼中，无论是项目建设加速，还是企业经营回暖，当下火电行业所呈现出的“盛况”，在仅仅一年前都是不敢想象的。“去年电煤实在是贵，又贵又缺，燃煤成本一般占火电厂发电成本的70%，我们厂当时发一度电能亏一毛多。”吕艺峰说。

根据记者统计，2021年，两市中34家火电企业的营收总规模达10968.2亿元，同比增长18.44%，但归母净利润却出现大幅负增长，34家企业合计亏损354.01亿元，同比暴跌166.93%。

杜伦告诉记者，对于电力板块，结算电价上涨及燃料成本稳定是火电企业三季度业绩回暖的主要原因，其中，燃料成本又是决定电企盈利的核心要素。“从供需两端来看，火电企业的需求端十分稳定，但供给端则刚好相反，每当电煤价格出现快速上涨时，火电企业没有办法将成本压力转嫁给下游，只能默默接受企业利润空间被挤压，甚至出现为了保供而亏损发电的状态。”杜伦指出。

回溯2021年8月至10月，彼时的动力煤价格如同坐上了“火箭”一般蹿升，在短短两个月内从1000元/吨左右暴涨至2600元/吨的历史最高价，给一众煤电企业的经营带来了巨大压力。

“去年三季度开启了那一轮上涨，基本是到今年5月份正式执行的303号文及4号公告后，才算稳定下来。”吕艺峰告诉记者。

据记者了解，303号文是今年的2月24日发布的《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知―发改价格〔2022〕303号》，而4号公告则是指4月30日发布的《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》。

国家发改委官网显示，在今年5月6日，国家发展改革委价格司曾召集重点煤炭和电力企业、行业协会、市场资讯机构和全国煤炭交易中心召开专题会议，会议提出：“303号文提出了煤炭中长期交易价格合理区间，4号公告提出了煤炭领域哄抬价格行为的具体认定标准，实质上明确了煤炭现货价格合理区间，两份文件构建了煤炭价格预期引导和调控监管的闭环机制，为相关经营者依法合规经营提供了明确指引，是煤炭价格运行在合理区间的重要政策保障。”

在彼时的专题会议上，发改委价格司强调：“按照303号文和4号公告有关要求，自5月1日起，秦皇岛港下水煤（发热量：5500千卡，下同）中长期、现货价格每吨分别超过770元、1155元，山西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过570元、855元，陕西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过520元、780元，蒙西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过460元、690元，蒙东煤炭（发热量：3500千卡）出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过300元、450元，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。”

不过记者也注意到，虽然在政策调控下电煤价格开始趋于稳定，但总体水平仍旧处于历史高位。根据中电联发布数据，今年前三季度，发热量为5500和5000千卡的电煤综合价基本维持在700-1000元/每吨的价格区间内。

中电联还在《预测报告》中指出：今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

杜伦表示，当前电煤供需大盘整体稳定，但产能、运力不足，叠加非电行业备货冬储，都造成了煤价仍处高位运行的态势，且中长期内回调空间有限。

不过杜伦进一步分析认为：“眼下又有大量火电项目获批上马，明后年煤价可能还会保持强势，电企的业绩回暖程度可能十分有限。”

虽然火电板块前景仍不明朗，但眼下也有公募基金经理开始下注火电板块。例如财通基金的明星基金经理金梓才，其管理的代表产品―财通成长优选就在三季度中新进华能国际、华电国际、大唐发电三只电力股。

金梓才在10月25日发布的三季报中表示，“随着燃煤成本的改善，板块短期业绩趋势向上。伴随着传统火电板块战略价值的提升，作为电网调峰能源地战略价值日益凸显，火电重启审批导致行业恢复成长，政策端也将更加积极的鼓励该行业良性发展，再加上煤价和光伏组件价格都居于高位，这都是中长期市场可以期待的部分。”

原标题：火电投资回暖：多家上市公司业绩反转 一批火电项目即将获批