在碳中和的背景下，国内新能源发电占比不断攀升，光伏、风电等新能源产业长期占据市场焦点，然而今年入夏以来我国多地长时间极端性高温导致用电负荷大增，电网压力显著增大，部分地区启动有序用电措施，多地缺电的现实情况重新引发市场对火电价值的讨论。
那么在新能源发电量占比不断上升的背景下，传统火电在电网的定位如何？火电的前景如何？在新能源快速发展的背景下，为何新增的火电规划这么大？火电灵活性改造有何作用，对火电企业有何要求？火电灵活性改造能否让火电走出第二成长曲线？新增火电项目和火电灵活性改造会带来哪些投资机会？
为解答上述问题，妙投邀请到某发电国企高管胡先生，为投资者分析火电的投资机会。
核心看点：
火电目前的作用是保障基本电力供应，为电网兜底，参与电网调峰，以及承担新增负荷的压力。
未来火电的定位是在用电低峰时维持最低发电量，在用电高峰时迅速调整发电能力，协助电网调峰，收取调峰服务费。
新能源发电方式的有效发电能力的增长远远低于负荷增长的速度，水电和核电的建设速度较慢，需要火电承担电网新增的负荷。
灵活性改造对火电企业基本没要求，设备改造由设备主机厂负责，企业参与灵活性改造的积极性要看各个地方给予补助的力度。
火电灵活性改造的核心驱动力在于调峰辅助服务费，但国内电价较低，普遍依靠政府对调峰服务费进行补贴。
三北等地区新能源发电占比高，弃风弃光率高，调峰压力更大，相应地区的火电调峰的使用率更高，经济性最佳。
新增火电和灵活性转型会在未来3年累计带来2000亿以上的设备投资额，新增火电机组大部分为超超临界发电机组。
截至2021年底，风光装机量提升带动发电量相应增长，发电量占比由6.6%增至11.8%，5年增长5.2%，在新能源发电量占比不断上升的背景下，传统火电在电网的定位如何？火电的前景如何？
胡先生认为：中国目前处于由传统能源发电为主的传统电力系统，向新能源发电为主的新型电力系统转型的过程中，新能源发电方式刚刚算是成熟，但仍存在了很多问题导致新能源发电方式不是那么可靠，所以在当前的转型期火电和核电的第一个定位就是保障基本电力供应，降低新能源发电方式不稳定的特性对电网的影响，也就是调峰。
随着国内功能工业化、现代化、城市化的不断推进，国内日均用电量稳步增长，夏季用电量峰值更是增长非常明显。用电量的增长势必倒逼发电端持续装机，扩大全网发电能力。
2021年新能源发电增量仅占用电增量的30%左右，用电增量的缺口需要其它发电方式补充，核电、水电的立项、规划、审批、建设等周期都比较长，发电量难以迅速增长，传统火电更为灵活，新增机组可以在几个月内并网发电，这就是传统火电的第二个作用。
其次，新能源发电方式依赖自然禀赋，风光水充沛的地区发电量高，自然禀赋差一些的地方只能依赖电网跨区域电网调度和本地传统能源发电，火电能在如何需要发电的地方发电，装机更为灵活，出力也更灵活，能解决国内各省份自然环境差异导致的发电、用电不匹配的问题，这是火电的第三个定位。
火电的前景可以参考西欧等新能源发电推进进度较高的国家，新能源发电方式能发尽发，用新能源电力充当电网基本电力供应，通过协调各种新能源发电方式和储能，使新能源发电方式的上网电量基本保持稳定，同时采用差额较大的分时电价引导社会用电集中于新能源发电方式的发电量峰值期。
在用电量激增时间和季节，若新能源发电体系、储能体系、电网调度体系无法应对电网中出现的变量，火电机组开始加速出力，平时火电出力能最低保持在20%-40%的水平，在需要的时候单循环燃气火电能在10分钟内将发电量提高20%，直至100%出力。
这种定位的火电的总体发电量较现在会有明显的下降，发电产生的经济效益会出现明显的下滑，参与调峰的收益会比单纯发电更好，而且未来煤、天然气这些火电主力能源用量下降后，能源价格也会有一定的下滑，火电的成本压力会好很多。未来火电的营收可能会下降，但营收质量和利润空间应该会增长，这是理想的情况。
自2021年四季度以来，火电核准装机速度明显加快。2022年1-8月全国火电核准装机规模达到40829兆瓦，而2020年三季度至2021年三季度全国合计核准量仅5161兆瓦。在新能源快速发展的背景下，为何新增的火电规划这么大？
胡先生认为：电规总院发布过一篇对于未来三年电力供应的分析，里面提到未来三年中国电力紧张的省份将从5个增长到7个，而新能源发电方式在部分地区并不适用，光伏、风电、水电都依赖自然资源，且占地面积都比较大，东部发达地区地价又比较贵，很难大规模装机。
核电这种在选址、规划等环节要求极其严格，一个项目跨越的时间维度经常到10年，短期内是没办法快速建设的，在扩区域电网调度和跨省电量交易等基础性电力协调方案降价前，自发自用是大多数省份的第一选择，火电是目前集中发电方式中最灵活的，机组发电并网速度也是最快的，也是为了防止明年夏天再次出现拉闸限电的情况。
另一方面，风光发电的装机量看起来很高，光伏即便是在夏天，出力系数也不超过15%，虽然新增装机很多，实际上缺口每年都在增长，有效发电能力的增长远远低于负荷增长的速度。
火电灵活性改造有何作用，对火电企业有何要求？
胡先生认为：火电灵活改造就是改造发电设备，降低火电机组的最低负荷，改造完成后火电机组可以参与电网调峰，一般情况下都是降到40%，最低也有降到30%的。若是不改动锅炉、汽轮机、发电机这三大主机，灵活性改造的最低负荷就是40%，若是还要继续降低就要对三大主机做出改动，最低可以做到20%，涉及到对锅炉、水冷壁、燃烧器零部件的改动。
一般灵活性改造对火电企业没什么要求，设备改造都是主机厂负责，各个地方会给参与改造的企业一些补助，或者优惠条件贷款。一般参与灵活性改造的企业都将最低负荷降到40%，三北有些火电降到了30%，基本没有20%的情况，因为最低负荷越低，煤耗越高，经济性差企业不可能去做这件事。
火电灵活性改造能否让火电走出第二成长曲线？
胡先生认为：国内火电灵活性改造的核心驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各省各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也非常明显。根据调峰深度不同，调峰补偿标准也不相同，深调的补偿机制好一些。所以能否走出第二成长曲线短时间内要看各自省份的鼓励政策，靠政策鼓励带来的效益是不长久的，长期看还得是具有原生的经济性。
像三北地区，新能源装机量更多，弃风弃光率也明显更高，现在各省对火电灵活性转型的推动力就更强，长期来看这些省份电网的调峰压力一样很大，火电参与调峰的时长、电量都会更大，那么这些省份火电企业的灵活转型是值得长期看好的。
在中国的电价背景下，调峰和储能的经济性是一定没法和欧洲国家比的，这是中国火电核心限制因素，仅有少数省份的火电灵活性转型完成后，能凭借较高的调峰利用率实现比单纯发电业务更好的利润。
新增火电项目和火电灵活性改造会带来哪些投资机会？
胡先生认为：机会主要在设备方面，火电厂的机会有限。业内估计未来3年会有200GW左右的煤电项目获批，这200GW是用于发电的支撑性电源，大部分应该采用的是超超临界机组，同时具备深调的能力。
两台100万千瓦的超超临界机组设备的投资大概在25-30亿，66万千瓦的在15-20亿，单是新增的火电设备就有3年2000亿以上的价值，设备在火电投资中占比是40%左右，还有60%的辅助系统和其它设备，市场规模十分可观。
灵活性改造方面，未来三年计划新增的3000万-4000万千瓦的调节能力，中电联预测的调峰平均成本是1000元每千瓦，算下来就是大概350亿的投资额，大部分都是用于设备改造。
