はじめに：中国は豊富な石炭と少ない石油・ガスという資源を持つことから、パワーミックスにおける火力発電の長期的な優位性が決定づけられたが、グリッドに接続される新エネルギーの割合が高く、カーボンニュートラルという観点から火力発電出力が徐々にしぼんでいく中で、火力発電事業者は妥当な収益率を維持できるのか。 火力発電の未来はどうなる？ 本報告書では、この問いに対して、以下の3つの視点から回答を試みた。
火力発電は今後どうなっていくのでしょうか？
発電機から柔軟性のある発電機へ徐々にシフトしていく。 新エネルギー発電はランダムな変動が大きく、上下方向の規制も限られています。 新エネルギーの大規模かつ高率な系統連系を背景に、電力系統の柔軟性に対する要求が高まっています。 新エネルギーの普及率が上がれば、石炭火力は徐々に主電源から柔軟性の主電源に変わっていくと考えています。 新エネルギー開発の初期段階において、電力系統の柔軟性を高めるためには、石炭火力発電装置の柔軟性転換が重要な鍵を握っています。 一方、石炭火力は長らく中国の電力供給構造を支配し、2020年には発電量の61％を占め、大量の柔軟性資源を有している。他方、火力発電のピーキング技術は成熟しており、他の電力側の柔軟性資源に比べて明らかに経済的優位性を持っている。 広東省「十三五年」電源ピーキング共同運営戦略最適化」によると、火力発電深いピーキング度電気のコストはわずか約0.05元/kWh、CEC評議会事務局によると、火力発電柔軟変換ピボットコストは約1000元/kWである。
火力発電のフレキシビリティ・トランスフォーメーションの力をいかに高めるか？
一、火力発電のフレキシビリティ変革の本質は、発電事業者が率先して電力本体から容量本体への変化に適応するプロセスであり、その中核は、電気エネルギーサービスから電気エネルギーサービス＋補助サービス＋容量サービス等への収益モデルの変化である。 火力発電のトランスフォーメーションで世界をリードするデンマークとドイツの火力発電のトランスフォーメーションの歴史を振り返ることで、市場ベースの電力システムの形成が、火力発電の柔軟なトランスフォーメーションを強化するコアドライバーであることがわかった。
II.例えばデンマークでは、初期のパワーミックスは火力発電が主流で、2000年には火力発電が83％、そのうち石炭・ガス発電がそれぞれ46％/24％を占めていた。 デンマークは現在、比較的成熟した電力市場メカニズムを持ち、あらゆる種類の電力事業者が平等に電力市場に参加し、収益を得ることができる。 火力発電については、2009年がデンマークの火力発電のフレキシビリティコンバージョンの需要が爆発的に増加する転機となった。 第一に、2009年から2015年にかけて新エネルギー普及率が18.5％から50.9％に急上昇し、火力発電の稼働時間が急激な減少に入ったこと（40％減）、第二に、デンマークでは2009年から電力スポット市場の完全自由化とネガティブタリフ機構の導入により、火力発電所は柔軟性転換を進め、限界清算価格機構での収益モデルの転換を迫られていることである。
ビジネスモデルの転換期における火力発電の歩留まりをどう見ているか？
I. 短期：火力発電が引き続き主要電源であり、稼働時間的に下降線に入るのは難しいかもしれない。 デンマークとドイツの火力発電の変電履歴を調べると、デンマークでは風力発電の割合が20％程度、ドイツでは15％程度になると火力発電の利用時間が減少し始めることがわかった。 例えば、エネルギー転換前の中国と電力供給構造が似ているドイツでは、2014年から2021年にかけて、ドイツの Shanxi Guoxin Energy Corporation Limited(600617) 普及率は15.8％から28.9％に上昇し、石炭利用時間数は5256hから3664hに減少した。 2021年には、中国の風光発電は11.7％となり、石炭利用時間数は4586hである。 短期的にはベースロードエネルギーとしての火力は重要なので下火にならないかもしれないが、長期的には火力発電は、中国と同じように電力供給構造が似ている中国と同じようにエネルギー転換前の中国と同じように、風光発電は中国と同じように重要で、かつ、石炭利用時間も550時間から40時間から60時間になっている。 稼働時間は、ほとんど下降チャネルに入らないかもしれない。
II.中長期：火力発電はフレキシブル本体移行後も大きな収益を上げられる可能性がある。 例えばドイツでは、スポット市場でフレキシブルな石炭ユニットの純利率は10％を超えており、市場で稼働するユニットのフレキシビリティが高ければ高いほど、利回りは高くなる。
a) ディープピーキングモードにおいて、60万kWの石炭火力発電機の年間稼働時間が約4,000hの場合、柔軟性改修の資本返済期間と資本コストゼロ期間において、1kWhあたりの純利益はそれぞれ0.028と0.043元/kWh、ネット金利はそれぞれ6％と9％とピボットしています。 さらに年間稼働時間が3,000hまで落ちると、資本返済期間と資本コストゼロの期間では、ユニットの主な純利益はそれぞれ0.023と0.039元/kWhとなり、純利益率はそれぞれ4.4％と7.6％となった。
b) フレキシブル運転とスタート・ストップ・ピークシナリオでは、60万kWの石炭火力発電機の資本返済期間と資本コストゼロ期間の純利益ピボットはそれぞれ0.009と0.029元/kWhで、純金利はそれぞれ2.1％と6.8％であった。
投資アドバイス：業界では、中国はまだ新エネルギー開発の初期段階では、短期的に石炭火力発電の利用時間または下降サイクルを入力することは困難である。 収量面では、中国の新電力システム建設が加速し、関連する収益メカニズムが徐々に明らかになりつつあることから、火力発電の融通でかなりの収益を上げることができるかもしれない。 業界内でも「おすすめ」の評価を維持しています。 個別銘柄では、火力発電の融通変換対象は西子クリーンエネルギー、 Qingdao Daneng Environmental Protection Equipment Co.Ltd(688501) 、 Yantai Longyuan Power Technology Co.Ltd(300105) 、火力発電事業者は業績改善が見込まれる Huaneng Power International Inc(600011) 、 Datang International Power Generation Co.Ltd(601991) 、 Gd Power Development Co.Ltd(600795) 、 Huadian Power International Corporation Limited(600027) 、 Shanghai Electric Power Co.Ltd(600021) 、 Fujian Funeng Co.Ltd(600483) 、中国電力、中国資源電力、 Shenergy Company Limited(600642) 、 Guangdong Electric Power Development Co.Ltd(000539) が推奨されています。 Guangdong Electric Power Development Co.Ltd(000539) .
リスク：政策変更リスク、柔軟性転換の推進が想定を下回る、電力市場建設の進捗が想定を下回る、新エネルギー導入が想定を下回るなど、測定は主観的で参考程度にとどめる、中国と欧州の状況は完全に比較できず、関連データは参考程度にとどめておく、など。
