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。

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;

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,如果大规模上的线 家单位在做,越往后价格有上升的趋势和预期;

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;

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;

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;

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;

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;

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 ;

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,如果算的线 亿左右;比之前规划要翻番 ;8Kw 是近十年单年投产最高水平;

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

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

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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

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。

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

发表回复

您的电子邮箱地址不会被公开。 必填项已用*标注