1、量

2022年，国内出现3个8000万的计划，有一大批煤电项目获批 （支撑性电源）

3个8000万千瓦 (80Gw)概念含义：

2022-2023两年每年核准8000万千瓦，

2024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)；

现在来看，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；

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；

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%，市场空间在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:

1、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，1千万-2千万；

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；

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；

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8千万开工建设的条件？

客观上：比预期3千万-4千万大一倍，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8千万的落地情况？

没法准确预测；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8千万，后年要保证投产8千万；今年下半年集中核准8千万，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；8千万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1320MW，2*660MW，总投资约50亿/项目；

如果是8000万千瓦，是要投60个电厂；

单电厂2000MW，2*1000MW，总投资约70亿/项目；

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。

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。