深聊火电调峰，以及江苏电厂的差异的解释

—— 即使同为火电，不同的机组和运行策略之间也会存在较大差别。

本文旨在解释发改委1501号文对煤电差异化定位的巧妙引导机制，以及解释江苏电厂电价差异

$国电电力(SH600795)$ $华能国际(SH600011)$ $江苏国信(SZ002608)$

一、先导政策

时间拨回23年11月，发改委【关于建立煤电容量电价机制的通知(发改价格〔2023〕1501号)】，正式确定自24年1月1日起开始建立煤电容量电价机制。正式将单一的电能量价值转向包含电能量价值、可靠性价值、灵活性价值在内的多维度价值体系。

其中，计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准——330元/千瓦·年。按最新的《火电工程限额设计参考造价指标》测算。此标准与新建先进高效机组的年固定成本相当。包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本。

为什么以先进高效机组年固定成本做为全国煤电机组统一标准呢？

因为对标高效机组制定容量成本标准有利于鼓励先进节能的煤电机组投资。

同时，已完成折旧的机组多为服役年限较长的机组，在电能量市场经济排序中不占优势，但其固定成本通常低于折旧期内机组，容量成本标准标杆化有利于服役期长的机组多提供容量价值，使不同投产年份的机组发挥各自功能优势。

既鼓励先进高效机组建设，又引导服役期长的机组发挥容量价值。

从这里就可以看出，即使同为火电，不同的机组，定位从体系设计之初就有区别。

二、深度调峰

2021年，《国家发展改革委 国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》(发改运行[2021]1519号)中，要求新建火电机组具备35%负荷深度调峰能力，现役机组经过改良改造后应具备35%负荷深度调峰能力，特定区域新建机组按20%或 25%负荷深度调峰能力建设。2022年以来江苏主力新建机组均按20%最低出力设计。

煤机调峰按收费大致可以分为常规调峰，深度调峰两种情况。

常规调峰阶段，机组出力水平基本在50%以上，这个阶段负荷降低对机组影响不大，因此基本上均为服从调度的无偿调峰。

深度调峰阶段，以汽轮机为主的设备效率受低负荷运行影响较大，导致调峰成本增加，更深度调峰时，需要持续投放燃油以以促进煤粉燃烧，并带来额外环境成本。因此市场通常按调峰深度，分阶段阶梯性付费。

我国的亚临界机组基本是2000年左右、21世纪初投用的300MW机组，正常状态供电煤耗平均约320g/kWh。

而10年左右至今主流建设的60万千瓦和百万千瓦的超临界/超超临界机组正常煤耗可达300/280g/kWh，极个别先进机组可达250-260g/kWh。

目前国内纯凝工况下的最低电负荷约为40%-50%，提升灵活性技术将使纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力普遍达到30%~35%额定容量，部分条件具备机组预期不投油稳燃时纯凝工況最小技术出力达到 20%~25%。同时需注意到，国内现有超超临界锅炉投产时间较晚，系统设备及技术均相对较新。

相较于直流锅炉（超临界以后水不是蒸汽，所以没有汽包），老的亚临界锅炉蓄热能力大且没有转态需求，深度调峰性能更为突出。老旧通过深度调峰改造，可以很好的完成深度调峰任务。更重要的是，这批老旧机组，大多都已完成折旧。

具体通过案例了解：

（按入炉标煤850元/吨计算。参考国电江苏25年最近一期入炉标煤831.48元/吨）

Eg1：660MW超超临界机组。600MW负荷下，供电煤耗277.31g/kWh，度电燃煤成本0.2357元/kWh；深度调峰30%负荷运行。200MW时，供电煤耗352.85 g/kWh。度电燃煤成本0.2999元/kWh；30%深度调峰度电煤耗增加75.54g/kWh，度电成本增加0.0642元/kWh。

Eg2：660MW超超临界机组。50%深度调峰时，度电煤耗311.53g/kWh；30%深度调峰时，度电煤耗347.73g/kWh；数据与eg1类似，大致可验证其数据的一般性。

Eg3：660MW超临界机组。25%深度调峰时，度电煤耗365.19g/kWh；不再赘述。

Eg4：300MW亚临界机组，100%负荷率，度电煤耗310.97g/kWh，度电燃煤成本0.2643元/kWh；30%负荷率，度电煤耗367.85g/kWh，度电燃煤成本0.3127元/kWh；

660MW超超临界，即使具备深度调峰能力，30%深度下，度电成本增加六分五！

300MW亚临界机组，100%深度下，度电燃煤成本比660MW超超临界机组高出0.0286元/kWh，接近2.9分价差。而30%深度调峰状态下，价差只有0.0128元/kWh，不到1.3分。更重要的是这亚临界机组已过折旧期。

因此对于不同类型的机组，运行策略很明显，老旧机组改造去调峰，回收期不到3年，捡钱。先进机组仍然保持70%左右平均负荷率，由于先进机组效率高，因此仍然能通过电量回收剩下的一半固定成本。

那这部分先进机组的电能量价格呢？为什么26年长协电价那么低？

仍然回到1501号文原文：

“其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况”

“国家发展改革委强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保机制平稳实施。”

这里以回大专栏中2025年国电江苏公司的债券募集说明书中数据举例说明，公司最近三年及一期：
售电价： 471.07 411.83 396.96 343.84
入炉标煤：1044.14 963.21 955.59 831.48

售电价与入炉标煤基本成比例。煤价仍是电量电价的锚，但未必是平均上网电价的锚。

@山湖水 大佬之前有一个观点，煤价高利于电力。正是这里的逻辑，煤炭煤电价格稳定，才能为新能源的盈利、发展和投资打开空间。本人持同样观点，电力行业需要煤炭去产能。

另外有朋友将江浙电价低归因于新投产火电机组过多，供大于求。

我认为这话对也不对，不是简单的供需量关系。

我认为正确的逻辑是，新投产的低成本先进火电机组多，在竞争充分、合理反映燃料成本的情况下，老旧机组无力在电能量市场与新机组抗衡。同时又被辅助市场吸引，在电力市场化机制下，半被迫半利诱转向辅助市场，最终导致电能量价格低。

再回到23年容量价值出台的那个问题：

为什么以先进高效机组年固定成本做为全国煤电机组统一标准？

答：“既鼓励先进高效机组建设，又引导服役期长的机组发挥容量价值。”

另外为什么江浙电价格外低的问题？

如田湾核电八台机组合计超过900万千瓦，要知道核电发电小时可以稳定高达7800h，将挤占基荷电源空间。以及其他多种因素。山湖水大佬的文章已有充分论述。

我这里要想补充的是，在这么低的电价下，电厂仍然有自己的盈利空间。这里可见@回收再利用 回大专栏中提到的国能江苏公司债券募集书。

这就是市场机制的巧妙之处。通过利润，引导高效机组和服役期长的机组分别发挥作用。

三、具体江苏市场

回到具体的2025江苏电力市场。

回大专栏中提到的国能江苏公司，令人难以置信的数据。平均上网电价343.84。国能江苏公司发布文章显示“2025年，江苏公司全年累计完成发电量795.54亿千瓦时，同比增加30.86亿千瓦时。其中，火电利用小时5315小时、高出“五大”均值508小时，区域市场占有率110.58%，再创历史新高。”

5315小时。什么概念？承担基础负荷的火电机组火电设计标准是年发电5500小时。

一年8760小时，除去每年的各级检修，正常运行时间可能是7700小时左右。5315小时意味着所属发电机组全年平均负荷率在70%左右。

作为参考，火电一般度峰迎夏月份的月均负荷率可达80%以上，个别晚高峰才会计提95%以上满负荷运行。

国能江苏公司全年平均负荷率在70%左右，意味着全年极少参与深度调峰市场。

一般50%以下才开始有偿调峰。

有朋友贴出华电和国信在江苏的数据，对343.84电价提出疑问。这里以国信为例，

2024H1燃煤机组平均上网电价0.4681元/kWh，利用小时数2354。

2024年燃煤机组平均上网电价0.4683元/kWh，利用小时数4937。

2025H1燃煤机组平均上网电价0.4288元/kWh，利用小时数2059。

等比推算25年浙江国信燃煤机组利用小时数4318。

25年全年利用小时数预计相差约1000小时！假设申报30%深度，那调峰小时数可能高达2650小时，在午间低电价时段，可能签约量/发电量极少，处于深度调峰状态。一台66万机组年调峰电量（50%-30%）可能高达3.5亿度。那综合容量电价、辅助费用和电能量电价，再除以相对较少的发电量，完全有可能做到平均上网电价0.4288元/kWh。而国能江苏的343.84元/kWh，则应该是在5315小时下，几乎没有参与辅助市场的情况下，或签约了相当量低电价时段的，纯电能量价格。

不过很遗憾，我个人没有江苏辅助市场的出清信息，只能简单作此推测解释。

斜体均为推测内容，仅供参考，需读者自行判断。

根据最新网络信息，2025年8月1日起，江苏调峰辅助服务市场，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则,调峰辅助服务市场价格上限为391元/兆瓦时。感谢@ClarkXiang。提供的信息

以上全文，请各位指点。@回收再利用 @爱投资的小人书 @山湖水

文中有部分内容来自网络文章，侵权联系即删。

本文仍有未完成部分，后续可通过梳理江苏各大发电集团主力发电机组的型号和装机结构来进一步验证此猜测。