财联社3月9日讯（记者 徐海东）在今年的政府工作报告中，能源工作被提到重要位置。多位能源行业人士指出，“加快规划建设新型能源体系”是下一阶段我国能源产业转型升级的重要指南，而围绕这一主题的电力领域的投资建设正悄然展开。

以特高压为主的电网建设提档加速

2月16日，国家电网有限公司金上—湖北±800千伏特高压直流工程开工，拉开了今年我国电网重大工程建设的序幕。

大唐新能源（01798.HK）人士向财联社记者表示，特高压电网是新能源供给消纳体系的关键一环，十四五期间国家电网规划建设特高压线路“24交14直”，南方电网相应投资也比较大，都是配合新能源大基地的电力送出同步建设的。

而目前看，与密集开工的风光新能源大基地项目相比，配套特高压建设节奏总体滞后，需要加快进度，实现电源与电网建设维持平衡。

有行业人士向财联社记者表示，“电网建设进度确实没达到预期，这跟疫情等客观情况相关。但像三北等地区部分新能源项目不及预期，也是受了电网建设滞后影响的。今年肯定要加快进度。”

全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022年，弃风最严重的蒙东地区风电利用率仅为90%，弃光最严重的西藏光伏利用率仅为80%，随着新能源电站装机规模快速提高，弃风弃光有卷土重来之势。业内人士指出，“十四五”期间，新能源将实现跃升式发展，对电力通道的考验还在后边。

长江证券研报指出，从国网特高压直流的建设周期看，一般项目基本在 1.5-2 年左右时间，因此要在2025年年底前建成投运，特高压直流项目今年就将有望迎来集中核准招标。

而从目前各条直流线路的实际进展来看，金上-湖北工程于去年四季度环评获批，目前已实现核准招标开工。陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南等2022年上半年已开展可研工作，预计也将在今年上半年核准招标开工。这一进度也从相关上市公司公告中得以验证。根据永福股份（300712.SZ）近日公告，公司于去年7月中标哈密-重庆特高压直流工程线路可研及勘察设计项目，今年1月、3月已相继签署合同启动。行业人士透露，剩余在论证线路中部分线路也将可能在 2023 年下半年就陆续实现核准招标开工。

来自国家电网和南方电网的信息显示，两大电网围绕新型电力系统的建设正明显提速。国家电网有限公司董事长辛保安今年1月透露，2023年国家电网将投入电网投资逾5200亿元，再创历史新高，而2022年也是国网公司年度电网投资首次突破5000亿元。尽管南方电网尚未公布2023年电网投资计划，但根据2022年其投资预算表，其固定资产计划投资超出往年两成，主要集中在新能源送出配套电网工程和抽水蓄能项目上。

而在配网等领域，相应投资未有明显变化。四方股份（601126.SH）人士向财联社记者表示，目前国内配网继电保护市场规模稳定在150个亿左右，“未来配网投资的需求确实是很大，但可能落地还没那么快。”该人士表示，由于目前新能源大比例接入，电网肯定投资首先偏向于主网建设，同时电网调度压力可能还没有那么大，因此配网投资落地时间会稍微落后。

三年8000万千瓦规划 火电重回建设快车道

2021 年以来，我国多省份出现缺电现象，使得政策层面开始调整对于能源电力顶层设计。 今年1 月国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，明确2030年煤电装机及发电量仍将适度增长，未来煤电建设将主要集中在送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点。蓝皮书也进一步完善了对于新能源的表述，论述改为“新能源逐步成为发电量增量主体”。

陕能股份有关人士向记者表示，一个大的电力系统，需要相当数量具有调峰能力的机组去平衡用户用电的需求和发电的不匹配，以保障电网安全。风电、太阳能等具有不稳定性，而灵活可靠的煤电是调峰的必然选择和最佳选择。截至2021年12月末，我国煤电装机规模达11.09亿千瓦，按调峰能力为最小发电出力达到40％额定负荷计算，即可提供6.65亿千瓦的调峰能力，是电网调峰的绝对主力。只有做到新能源与煤电的协调发展，保障能源供应，才是构建新型电力系统的正确路线。

数据显示，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。

而行业人士透露，煤电规划也在一再提高，最新口径是，去年8月政策层面提出，2022-2023年两年每年开工煤电项目8000万千瓦，2024年保障投运煤电机组8000万千瓦。而去年9月国家发改委召开了煤炭保供会议，提出2022-2023年两年火电将新开工1.65亿千瓦。

在湖南、江西、湖北、贵州等多省份的发改委官网，财联社记者查询到多个去年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。与此相对应，区域内上市公司也公布了多项相关火电项目。

赣能股份（000899.SZ）证券部人士向财联社记者表示，公司目前已拥有火力发电装机容量140万千瓦，在建则为2台设计装机容量100万千瓦超超临界发电机组，分别已于去年底建成投产。

盘江股份（600395.SH）人士则透露，其新光电厂2×66万千瓦超超临界燃煤发电项目预计将2024年上半年建成投产。普定电厂2×66万千瓦超超临界燃煤发电项目也已于去年12月正式开工，力争在2024年底建成首台机组，2025年一季度建成第二台机组。

政策接续出台 电力市场化改革进入关键阶段

由于火电机组逐渐从发电电源过渡到调节电源，仅电能量市场难体现火电机组作为调节电源的容量价值，且上游煤价的波动性也制约了火电盈利稳定性。

有行业人士透露，目前火电资产的盈利能力仍偏弱，一定程度上影响了发电集团建设火电新项目积极性。中电联统计显示，2022 年1-9月，全国火电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右，其中第三季度单季度电煤采购成本同比增加600亿。“一方面存量火电资产的盈利还没根本性扭转，另一方面做大火电也会增加有关部门对发电集团可再生能源装机占比考核的压力，所以火电建设积极性仍会受到影响，需要在政策层面继续发力改善火电盈利能力。”

而容量成本回收机制是保障传统电源固定成本回收和长期电力供应安全的重要手段。去年11月底，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，已明确提出构建容量补偿机制。

此前山东省已制定容量补偿价格0.0991元/kWh，广东省能源局、国家能源局南方监管局则于2020年发布《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》。

未来或将有更多省份出台相关政策。不过，在我国尚未建立有效的容量市场的情况下，我国正通过加快推进现货市场、辅助服务市场建设等来为火电机组提供新的盈利模式。

电力辅助服务是为维护电力系统的安全稳定运行产生的服务。

2021年12月，国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》，将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧和用户侧共同承担。

今年1月1日，国家能源局南方监管局制定的《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则正式执行，规定在辅助服务补偿费用的承担上，市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。

业内人士指出，南方地区历来是我国电力市场化改革的先行者，此次南方地区 “两个细则”，正式理顺了辅助服务费用的分摊机制，将对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴意义。

而在电力现货市场方面，去年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，为后续其他省份以及省间、全国性的电力现货市场建设提供参考，也有望加速全国电力现货市场的推广。

统计显示，2022年前9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%。在价格方面，南方电力现货市场均价约0.59 元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配，也较好发挥了“价格发现”的作用。根据规划，电力现货市场建设今年将进入快速发展阶段，将有更多省市在国家规划指引下，开启电力现货市场的探索。

（编辑：曹婧晨）