Q：未来几年
火电投资是什么节奏？
A：国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，十三五末在11亿内，十四五末在13亿千瓦内，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段。
去年缺电，国家的侧重点是控制
煤炭的价格，就是长协的比例覆盖到位，以及增加煤炭的供给，但今年发现缺电不仅仅是煤炭供给的问题，今年所有火电机组基本上达到了95%以上的负荷，但今年夏天还是缺电，说明其实是装机不足，对火电的态度发生了比较大的转变。22年7月全国缺口不到2000万千瓦，当时提出十四五期间新增指标3000万千瓦，当时就觉得是个很大的转变了，但到8月后缺口越来越大，最大的功率缺口超过了7000万千瓦，3000万的增量肯定不够，所以后面又提出22-24年每年新增大量火电机组指标，再到9月测算明后年缺口还会继续增加，所以调整为今年开工更大量的火电机组，包括燃煤和燃气，主要是燃煤。今年指标是有下达，但是这么短时间落实这么大体量装机难度很大，包括选址、规划等都是问题，以及找谁投资，因为火电厂从去年开始不断的亏，亏损面比较大，最近几个月央企才开始扭亏为盈，地方省属企业还是亏损比较大，但不管怎么样，大方向肯定是要上火电。另外一定是会针对火电提出各种各样的鼓励机制，比如容量电价，容量电价目前山东有，其他地方还没有，但是不排除后面陆续省份会去推。再比如灵活性改造，如果火电装机的指标没有放开，那么灵活性改造的意义就不是太大，因为容量就这么多，目前都改差不多了，那再推一些激励机制效果就不好。新增机组大部分是超超临界机组，它本身就要求是具有深调能力的灵活性机组，之前十四五期间规划是1.8亿中有1.5亿是灵活性机组，即本身就有调峰能力。
Q：未来两三年缺电的量化数据？
A：正常一年是新增8000万左右的负荷，但是今年负荷增加很大，夏天在有序用电之后，比去年还增加了1.4亿，缺口超过了7000万千瓦，今年冬天要看是不是寒冬，缺口范围在3000到5000万。明年如果正常按照8000万的增量来测算缺口会有接近一个亿，后年也是这个水平。未来火电装机要看具体的缺口情况，现在说不好，有可能调增，有可能调减。
Q：会不会出现为了拿到新能源指标抢装火电的情况？
A：原来说新能源配储，现在说法是新能源配火，主要体现在风光大基地，意思是风光大基地要和存量或者新增的火电挂钩。目前没有纸质文件出力，如果有政策出来，发电企业会衡量火电成本后决定要不要抢新能源指标。
Q：风光的出力系数按什么来测？
A：出力系数看短期还是长期，短期按预测的来，就刚才说的有一个预测的准确率要求。长期如年度，
风电：夏季5%，冬季不到10%；
光伏：夏季10-15%，冬季很少。所以虽然新能源装机新增很多，但实际上缺口逐年增大，因为去年火电只上了2800，今年上半年只有700多，所以有效发电能力的增加远远赶不上负荷增长的速度。
Q：存量灵活性改造的空间有多大？
A：现在绝大部分省的机组可以深调到40%，三北地区部分机组能达到30%，但部分三北地区机组所在省份补偿机制仅有两个细则，没有调峰辅助服务市场，回收投资非常慢，所以现在可能有一大部分还没有回收，那么后续再要求它们下调到20%，那么肯定要加倍给钱，比如山西，新能源占比高，调峰压力大，仅让机组去现货市场进行峰谷价差套利而没有额外补偿，无法吸引电厂进行进一步灵活性改造。甘肃机组深调能力平均有33%，山西38%左右，浙江能到40%以下的机组几乎没有，每个省千差万别，但是40%基本所有省肯定都达到，主要是根据各省需求，未来三北地区一定往深调这个方向走。
Q：对于没有发布鼓励政策省份，灵活性改造赚不赚钱？
A：很多省份不赚钱，所以积极性比较差。这个主要还是看省里需求，有需求的话就会想各种办法鼓励去做这个灵活改造，比如甘肃这种政策，但也不是让大家都赚的盆满钵满，所以它一定是激励大家改造完后，再持续个几年，让大家都回收成本加上一定的收益。再往后如果没有这个需求，就不会在这里再动脑筋，每个省都是这个思路。
Q：类似甘肃这样的政策有没有可能会向其他省份蔓延？
A：会的，要看这个省的需求强不强烈，现在总的来说像甘肃、华北、西北等地区因为新能源装机量大且后面还要大规模上，所以消纳压力比较大，他们的紧迫性是比较强的，其次就是像河南这样的华中地区省份，也在积极发展新能源，消纳的压力也逐渐凸显，最后就是华东等地区，目前主要的问题是缺电，所以暂时应该不会有太大消纳压力。不过它有个问题是这个钱需要有人来掏，目前大部分省份是让新能源和用户来掏，而且像甘肃还有一个规定，就是用户侧每度电不能超过1分钱，那么甘肃大概全年是1000亿用电量，总盘子控制在10亿之内，那就要考虑分摊的人能不能承受那么多的辅助服务调峰费用，一方面用户侧它不能电价涨得太多，另外一方面新能源它也不能承受太多，因为新能源本身已经承受比如20%的
储能成本，以及像现在很多省要求新能源一定要去租赁，那么这笔钱肯定是花掉了，那还能不能承受火电灵活性就需要要考虑了。
Q：目前全国整体的调峰缺口？
A：今年弃风弃光率还是很低，因为主要还是缺电，省间买电积极性很高，现货市场价格一般维持在四五毛以上，上半年4、5月份因为上海疫情，工商业用电下滑得比较厉害，这两个月东北和西北会稍微有弃风弃光。
Q：后面的新增火电规划这么大，这样会不会调峰缺口没那么大？
A： 火电建设周期2年，24年开工机组到26、27年才会贡献调峰能力，我们估计最近两三年还会缺电，新能源和火电会同时上，可能十五五中期会出现新能源弃风光情况严重，火电出力被压制的情况。
Q：5%的弃风弃光率保障措施？
A：5%是硬约束，但如果新能源参与电力市场导致弃风弃光则不计入弃风弃光的计算，因此新能源资源丰富的省份愿意将新能源推入电力市场。这个是一个考核指标，不罚钱，年底是有总的考核评分。政府层面会把指标下压到像省内，比如电网公司、发电集团，激励这些电网公司去颁布一些市场化的交易机制，去增加火电的灵活调节能力、储能装机增长等，都是一层层往下压力传导。
Q：现在抽水蓄能规划的量很大，虽然建设周期比较长，但等到四五年之后规划的量全部建好，他的调峰能力能不能满足现在上的新能源的量？
A：要综合考虑抽蓄、火电灵活性改造等，目标宗旨都是为了新能源。抽蓄现在的要求是四倍，2030年达到1.2个亿，这个是原来定的目标，去年开始抽蓄的成本纳入输配电价去回收，所以上中小抽蓄的积极性非常高，IRR有6.5%，那有可能会超过这个数。这个数字可以乘两倍去算它的调峰能力，因为它有正的和负的，上下调节都可以给新能源用。目前精准的测算很难。
汤力力
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