火电行业调研纪要，或许迎来投资转机

1.数量预计今明两年将有一大批煤电项目获批，3个8000万千瓦:今明两年获批8000万千瓦，后年投产8000万千瓦由于中间会有重叠，预计三年内总量为2亿千瓦，定性来看，新增装机容量比原先预期翻了一番，2.设备空间价格约占投资的40%两台66万千瓦设备投资16—20亿元，两台100万千瓦设备投资24—28亿元，其中以锅炉，汽轮机，发电机三台主机为主具体来说，一次再热66万千瓦，锅炉5亿，汽轮机3亿，发电机1.5亿，9亿+百万千瓦机组，8.5亿台锅炉，3.5 B汽轮机，2亿台发电机，共约14亿台，二次再热:66万，锅炉7亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，合计约14亿，千瓦，锅炉10亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，17亿，如果未来加快审批，三大主机价格会有上涨趋势，但涨幅预计不会很大，利润率水平会有所提升3.竞争格局因为涡轮机和发电机联系紧密，可以看作是一体的竞争格局主要看汽轮机和锅炉:1)汽轮机:超超临界上海电气优势明显，市场占有率高，投产后效率高，订单比例比较大，估计50%，东方电气，第二，哈，电器最少，2)锅炉:三大厂效率差不多，订单份额无明显差异东方电气锅炉相对较多，上海电气和哈电稍弱，3)从施工节奏来看，锅炉需要配合厂房共同施工锅炉设备交付最早，时间最长，业绩贡献有望最先体现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—20亿元，合计970—1200亿元，三大主机设备占比56%—70%，市场空间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，合计960—1120亿，三大主机设备占比58%—61%，市场空间540—680亿，3)三大主机中，锅炉约占50%，Qamp答:11个设备价值和供应商火电机组，占设备的40%(最大)，主要有:锅炉，汽轮机，发电机，三大主机:两套66万台，其中一次再热9亿台，二次再热约12亿台，200万台，一次再热14—15亿，二次再热16—17亿，其他:给水泵，驱动装置(汽轮机)，气体冷凝器，煤粉，中心磨，除雾器，鼓风机(三大风机)，每台都接近千万，辅助系统:码头或铁路煤场运煤，翻车机(装卸)，斗轮机，取料机，投资数千万，煤燃烧后变成灰烬，发电，变压器，断路器，开关柜，升压器，1KW—2KW，，2.三大主机的投资金额和供应商1)一次再热:66万kW，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，8.5亿台锅炉，3.5亿台汽轮机，2亿台发电机，共约14亿台，2)二次再热:66万，锅炉7亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，合计约14亿，千瓦，锅炉10亿，汽轮机4亿，发电机2.5亿，17亿，到去年上半年，如果大规模延长交付周期，3—4台都在做，后期价格上涨也在意料之中，3.供应商的优势和劣势设备成本高，集中在上海电气，东方电气，哈尔滨电气三个主机厂通常，涡轮机和发电机选自同一制造商两个设备联系在一起，主要看汽轮机和锅炉，汽轮机:超超临界，上海电气优势明显，市场占有率高，投产后效率高，订单比例比较大，估计50%，东方电气，第二，哈，电器最少，锅炉:三大厂效率差不多，订单份额无明显差异东部锅炉相对多一些，但上海电气和哈电稍弱，4.国家发电集团，IGFC科技在IGCC的基础上，结合氢燃料电池，由煤化工转化为合成器，氧化碳和氢氢通过燃料电池转化为电首先，没有大规模应用，目前处于研究阶段，涉及投入产出比，煤变电，最成熟，IGFC更复杂，二氧化碳浓度和碳捕获高，除非有高额补贴，否则成本没有优势，5—10年内不会大规模应用，5.柔性改造的设备支出水平如何运营弹性改造，建立在现役基础上，三大主引擎互不相干在不改变主机的基础上，火电机组降低到40%的负荷如果低一点，很容易失速小改造:从40%到30%，技术成熟，系统运行稳定，燃烧器本身改造，再往下，30%—20%，稍微改造一下，主要是锅炉，锅炉的部件和水冷壁需要调整，主要是主机厂煤耗数倍，会对设备造成损坏(寿命，受热不均，金属疲劳损坏)，效率，设备，电量低如果当地低负荷电价不够高(补偿机制)，电厂没有动力去做，要看各省给的政策，差别很大，达到20%时，煤耗可能翻倍，技术上，相对成熟，6.客观和主观，客观上，一个火电厂的厂址能支撑三个8KW建设项目的条件吗客观上比预期大了一倍3KW—4KW，但没有以前大了，选址也相对容易主观上，华能去年亏损，如果国家有要求，几大集团会讲政治去年煤价高的时候，他们还在减持发电反应程度可能不同主要影响因素是煤炭价格高如果有煤炭资源，投入会更高另外，煤企建电厂的积极性明显更高，煤企建电厂的积极性不高7.8000万元的三个定位:主要能源还是辅助定位为新能源专家更倾向于做辅助定位，主要是30—60的强势说法，为了更好地适应新能源的接入，gap起到了辅助作用，电到4000—4500，目前煤价不正常，8.设备的交付周期和确认周期在进展顺利的情况下:从设计到买方信息半年，从开工到浇筑混凝土两年，从审批到发电+2.5年，工厂，生产交货周期1年左右，设备要在生产前一年到货，如果订单集中，可能会抢资源:锅炉:开工后，几个月后开始安装，交货时间比整组启动调试时间长，9.未来价格可能会上涨，毛利水平可能会恢复地区的影响力做价格的人很多，可能高，但是涨价不会很高10年前火电高峰，利润率(毛利率20%+)变化不大，地区:不会有明显变化，影响运费，更加注重效率，质量和服务，10.煤价易涨难跌时:三个8Kw落地如何没有准确的预测，每一个大型火电项目，各省分公司的公司，可行性研究，投资报告都要报集团审批，今明两年审批8 kW，后年投产8KW今年下半年集中审批8KW，次年不投产，会有一些重叠如果算下来，大概会增加2亿元左右比之前的计划多一倍，8Kw是近十年来单年产量的最高水平，1.投资数据:两百兆瓦投资约70亿元单个电厂200MW，如果是8000万千瓦，就是投资40个电厂，12.超临界二氧化碳发电目前主要是蒸汽循环和二氧化碳循环控制理论上效率更高，但还在研发阶段目前还不能算是成熟的发电机组问:未来几年火电投资步伐如何

答:国家对火电的态度发生了很大变化以前火电不允许，指标卡的很严十三五末在11亿千瓦以内，十四五末在13亿千瓦以内现在火电已经成为解决电力短缺和新能源消耗的重要手段去年缺电的时候，国家的重点是控制煤炭价格，也就是把谢场的比例覆盖到位，增加煤炭的供应可是，今年人们发现，电力短缺不仅仅是煤炭供应的问题今年所有火电机组都达到了95%以上的负荷，但是今年夏天仍然缺电，说明装机容量其实是不足的，对火电的态度有了很大的转变2002年7月，全国缺口不到2000万千瓦当时提出了十四五期间3000万千瓦的新目标当时觉得这是一个很大的改变但到了8月，缺口越来越大，最大电力缺口超过7000万千瓦增加3000万千瓦肯定是不够的

今年的指标已经下达，但是在这么短的时间内落实这么大规模的装机量，难度很大，包括选址，规划等，以及找谁投资因为火电厂从去年开始就一直亏损，亏损比较大最近几个月，央企才开始扭亏为盈，地方省属企业亏损比例仍然较大但不管怎么说，大方向肯定是去火电厂此外，将为火电提出各种激励机制，如容量电价目前容量电价在山东有，其他地方没有，但不排除后面省份会推比如弹性改造，如果火电装机的指标没有放开，那么弹性改造的意义就不太大了，因为容量就这么多，而且目前已经改的差不多了，再推一些激励机制就没什么效果了新增机组多为超超临界机组，这本身就要求机组具有深度调节能力的灵活性在之前的十四五期间，1.8亿台机组中有1.5亿台是灵活机组，即具有调峰能力

问:未来两三年缺电的量化数据。

答:正常年份新增负荷8000万左右，但今年负荷增加很大夏季有序用电后，比去年增加了1.4亿，缺口超过7000万千瓦这个冬天要看是不是寒冬，缺口从3000万到5000万不等如果以明年8000万的增量来衡量缺口，接近1亿，后年也是这个水平未来火电装机容量要看具体缺口情况现在，很难说它可能会增加或减少

问:会不会为了拿到新能源指标而出现抢装火电的情况。

答:本来说新能源是分配给存储的现在说新能源配火，主要体现在冯光基地，也就是说冯光基地要跟存量或者新火电挂钩目前没有纸质文档可供投稿如果有政策，发电企业会测算火电成本，决定是否抢新能源指标

问:风景的输出系数是用什么来衡量的。

答:产出系数取决于短期还是长期短期以预测为准我刚才说了，对预报的准确性是有要求的从长远来看，风力发电:夏季5%，冬季不到10%，光伏:夏季10—15%，冬季很少所以虽然新增了很多新能源装机，但实际上缺口是逐年加大的，因为去年火电厂只有2800家，今年上半年只有700多家，所以有效发电量的增加远远赶不上负荷的增加

问:股票弹性转换的空间有多大。

答:目前大部分省份的单位可以深度调整到40%，三北地区部分单位可以达到30%而三北地区机组所在的部分省份补偿机制只有两个细则，没有调峰辅助服务市场，投资回收非常缓慢所以可能有很大一部分还没收回来，所以我们后面会要求他们降到20%，所以一定要双倍的钱比如山西，新能源占比高，调峰压力大，所以平均来说，甘肃的机组深调容量是33%，而山西是38%左右浙江几乎没有能达到40%以下的单位每个省份差别很大，但是所有省份的40%一定会达到，主要看每个省份的需求

问:对于那些没有出台鼓励政策的省份，弹性改革赚钱吗。

答:很多省份不赚钱，所以积极性比较差这个主要看省里的需求如果有需求，我们会想尽一切办法鼓励这种灵活的转型，比如甘肃的政策，但并不是让每个人都赚得盆满钵满所以它必须鼓励大家在转型后继续坚持几年，让大家收回成本再加上一定的收益如果以后没有这个需求，就不会再想这里了每个省都有这个想法

问:甘肃这样的政策有没有可能推广到其他省份。

是的，会的要看本省需求强不强现在一般来说，像甘肃，华北，西北等地，因为新能源装机量大，未来规模化，吸收新能源的压力很大他们的紧迫感比较强其次，像河南这样的中部省份也在积极发展新能源，吸纳新能源的压力逐渐凸显最后是华东等地目前主要问题是缺电，所以暂时应该没有电但是，它有一个问题，这个钱需要有人来出目前大部分省份让新能源和用户买单而且像甘肃有规定，用户侧每度电用电量不能超过1分钱，所以甘肃全年用电总量在1000亿左右如果总盘子控制在10亿以内，就要考虑共享人群是否能承担这么多辅助服务的调峰费用一方面，用户侧电价不能上涨太多另一方面，它又负担不起太多的新能源，因为新能源本身已经承担了，比如20%的储能成本，而且由于现在很多省份都要求新能源必须租赁，那么这笔钱就必须花掉，所以是否能承受火电的灵活性就需要考虑了

问:目前全国的调峰缺口是多少。

答:今年弃风弃光率还是很低的，因为还是缺电，各省买电积极性很高现货市场价格一般维持在45美分以上上半年四五月份，受上海疫情影响，工商业用电量大幅下降这两个月东北西北会有一些风轻弃

问:后期新火电计划这么大，调峰缺口会不会没那么大。

答:火电建设周期为2年，24年开工的机组要到26，27年才能贡献调峰能力我们估计最近两三年还是会缺电，新能源和火电同时并举十五中期可能会出现新能源弃景，火电输出被抑制的严重局面

问:5%的风光弃率保障措施。

答:5%是一个硬约束，但如果新能源参与电力市场，则不计入风，光弃算因此，新能源资源丰富的省份愿意推动新能源进入电力市场这是一个测试指标，没有扣分，年底还有一个考核总分政府层面会把指标下推到各省，比如电网公司，发电集团，鼓励这些电网公司颁布一些市场化的交易机制，增加火电的灵活调控能力和装机储能容量的增长，这些都是层层传导的

问:目前抽水蓄能的规划量很大虽然建设周期比较长，但是四五年之后，计划的量都会完成他的调峰能力能满足现在的新能源量吗

答:应综合考虑抽蓄，火电灵活转换等，都是针对新能源的目前对存储的要求是4倍，2030年达到1.2亿元，这是最初的目标去年开始的封存成本会计入输配电价进行回收，所以中小学校的封存热情很高，IRR为6.5%，可能会超过这个数字这个数字可以乘以2倍计算其调峰能力，因为它有正值和负值，上调和下调都可以用于新能源目前，精确测量是困难的