1、量
预计今明两年会有一大批煤电项目获批 （支撑性电源），3 个 8000 万千瓦 ( 80Gw ) ：今明两年每年核准 8000 万千瓦，后年保证投产 8000 万千瓦，由于中间会有重叠，预计三年总量在 2 亿千瓦 ( 200GW ) ；定性来看，比原先预期新增装机翻番 ;（22 年上半年新增投产 740 万千瓦）。
2、价
设备空间占投资 40% 左右，2 台 66 万千瓦设备投资在 16-20 亿，2 台 100 万千瓦设备投资在 24-28 亿，其中三大主机：锅炉、汽轮机、发电机为大头，具体：
一次再热：66 万千瓦，锅炉造价 5 亿，汽轮机 3 亿，发电机 1.5 亿，综合 9 亿 +；百万千瓦机组，锅炉 8.5 亿，汽轮机 3.5 乙，发电机 2 亿，综合 14 亿左右；
二次再热：66 万，锅炉 7 亿，汽轮机 4 亿，发电机 2.5 亿，综合 14 亿左右；百万千瓦，锅炉 10 亿，汽轮机 4 亿，发电机 2.5 亿，17 亿 ;
如果未来核准加快，三大主机价格会有上涨趋势，但涨幅预计不大，利润率水平会有改善。
3、竞争格局
由于汽轮机和发电机，连接紧密可看做一体，竞争格局主要看汽机、锅炉：
1 ) 汽轮机：超超临界，上海电气优势明显，市占率高，投产后效率高，订单比例相对多，预计在 5 成；东方电气，第二；哈电器最少 ;
2）锅炉：三大厂效率差不多，订单占有率看，没有显著差距，东方电气的锅炉相对多一些，上海电气、哈电稍弱；
3）从建设节奏来看，锅炉需要配合厂房建设共同施工，锅炉设备的交付最早也最长，业绩贡献上预计最先反映。
4、市场空间
1）2*66 万千瓦：80GW 对应 60.6 个电站，单个电站设备投资 16-20 亿，共 970-1200 亿；三大主机设备中占比 56%-70%，市场空问在 540-840 亿；
2）2*100 万千瓦：80GW 对应 40 个电站，单个电站设备投资 24-28 亿，共 960-1120 亿；三大主机设备中占比 58%-61%，市场空间在 540-680 亿；
3）三大主机价值占比中，锅炉占比 50% 左右；
Q&A:
11、设备价值量及供应商？
火电机组，设备占比 40%（最大）；占大头的：锅炉、汽机、发电机，三大主机：2 台 66 万机组，9 亿是一次再热，二次再热 12 亿左右；2 台百万机组，一 次再热 14-15 亿，二次再热 16-17 亿；
其他热备：给水泵、驱动装置（汽轮机）、凝气器、煤粉、中枢磨、除坐器、送风机（三大风机），每个接近千万级别 ;
辅助系统：煤从码头或铁路运输煤场，翻车机（装卸），斗轮机、取料机，上千万投资；煤燃烧后变成灰；发电，变压器、断路器、开关柜、升压装置，1KW-2KW；
2、三大主机的投资额和供应商？
1 ) 一次再热：66 万千瓦，锅炉造价 5 亿，汽轮机 3 亿，发电机 1.5 亿，综合 9 亿 +；百万千瓦机组，锅炉 8.5 亿，汽轮机 3.5 亿，发电机 2 亿，综合 14 亿左右 ;
2）二次再热：66 万，锅炉 7 亿，汽轮机 4 亿，发电机 2.5 亿，综合 14 亿左右；百万千瓦，锅炉 10 亿，汽轮机 4 亿，发电机 2.5 亿，17 亿；去年到今年上半年，如果大规模上的话，延长交货周期，3-4 家单位在做，越往后价格有上升的趋势和预期；
3、供应商优势和劣垫？
设备造价高，集中在三个主机厂：上海电气、东方电气、哈尔滨电气
三大主机里，汽轮机、发电机一般选同一家厂商．两个设备链接在一起，主要看汽轮机和锅炉；
汽轮机：超超临界，上海电气优势明显，市占率高，投产后效率高，订单比例相对多，预计在 5 成；东方电气，第二；哈电器最少 ;
锅炉：三大厂效率差不多，订单占有率看，没有显著差距，东方的锅炉相对多 - 一 些，上海电气、哈电稍弱；
4、国家发电集团，IGFC 技术？
IGCC 基础上，和氢燃料电池组合，通过煤化工变成合成器 . 氧化碳 氢。氢通过燃料电池 . 变成电；首先，没有大规模应用，目前在研究阶段；涉及投入产出比，煤变成电，最成熟；IGFC 更复杂，二氧化碳浓度高，碳捕；除非有高额补贴，否则造价上不具有优势，5-10 年内不会有大规模应用；
5、灵活性改造的设备支出水平？
运营灵活性改造，现役基础上造，三大主机无关，主机不换基础上，火电机组降低到负荷在 40%，若再低，容易熄火出事；小的改造：从 40% 降到 30%，技术成熟，系统里维持稳定运行，燃烧器本身的改造；再往下走，30%-20%，要稍微大的改造，主要在锅炉，锅炉的部件、水冷壁要做调整，主要是主机厂做的事，煤耗是几倍，对设备有损伤（寿命上，受热不均，金属疲劳损伤）；效率、设备、电量少，如果当地低负荷电价不给的足够高（补偿机制），电厂没有动力去做；要看各省给政策，差别较大；到了 20%，可能会成倍增加煤耗；技术上：已经比较成熟；
6、客观、主观；客观上：建火电厂厂址，能否支撑 3 个 8KW 开工建设的条件？
客观上：比预期 3KW-4KW 大一倍，但相比之前没有那么大，选址相对容易，五大集团都有储备厂主观上：华能去年亏，亏钱的事，国家有要求的话，几大集团会讲政治，去年煤价高的情况下，仍在减持发电；响应程度可能不太一样，主要影响因素是高煤价，有煤炭资源的，投资意愿会高一 些；除此之外，煤炭企业，建发电厂的积极性明显要高，煤少的，建的积极性不高；
7、三个八千万的定位：主力能源还是给新能源辅助定位？
专家更倾向干辅助定位、主要是 30 60 的强表态；缺口为了更好适应新能源接入，做支撑保障作用；煤电到 4000-4500；目前煤价是不正常；
8、设备的交付周期和确认周期？
顺利推进情形下：从设计、买主机要半年，开工 - 灌混凝士 -2 年，从核准到发电要 2.5 年 +；主机厂，1 年左右生产交付周期，投产前 1 年设备要到货；若集中订单，可能会抢资源：锅炉：开工后，几个月就要开始安装，交货期较整组启动、调试；
9、未来可能涨价，毛利可能恢复的水平？地域的影响？
价格做的人多，可能会高，但涨价的幅度不会很高，10 年前，火电高峰，利润率（毛利率 20%+），变化不大；地域：不会有明显的变化，运费的影晌；更关注 " 效率、质量、服务 "；
10、煤价易涨难跌的情况下：3 个 8Kw 的落地情况？
没发准确预测；每一个大的火电项目，各个省分公司做公司，可研、投资报告，要在集团过投决会，今年明年核准 8KW，后年要保证投产 8KW；今年下半年集中核准 8KW，后年投产不了，会有部分重合，如果算的话新增 2 亿左右；比之前规划要翻番 ;8Kw 是近十年单年投产最高水平；
11、投资数据：两台百兆瓦投资 70 亿左右？
单电厂 200MW，如果是 8000 万千瓦，是要投 40 个电厂；
12、超临界二氧化碳发电？
目前主要是蒸汽循环，二氧化碳循环控制 . 理论上效率更高，但目前仍处于研发阶段，目前不能算成熟的发电机组
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。更多调研纪要，关注 深圳财富 club
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。更多调研纪要，关注 深圳财富 club
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
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