电力的工作底稿

这个文 把我以前的观点再写一遍

电力是个加工厂

火电是赚点火差的。

现在新能源大发情况下。

整个电力系统成本就是4部分。

新能源建设成本

各种辅助服务成本

系统保障性成本

火电燃料

新能源建设总成本按照折旧、利息等摊销完除以总电量，就是新能源单价。

这里面就没有什么新能源边际发电量成本为零。

有人说了，消纳不了的边际为零。

那就是两个数，消纳电价和边际新能源电价。

现在的电力系统实际就是一个求最优解过程

第一、火电容量等于系统最大需求多少系数?

到底是1.1还是1.2。

目前暂定值是1.15，原来不到1.1。

第二 储能、包括抽蓄，应该定为系统负荷多少比例？

前面说了，储能投资和火电投资差不多，按照4小时计算。

但是四小时储能一年最大输出，差不多也就是1000小时。

简单算，想要储能替代火电，新能源发两度储一度来算，就是每2000小时，要投资和火电容量差不多大的储能容量。

接近于新建火电机组的1.2倍，接近于保留存量机组10倍。

有了这两个大数。

对当下政策就有了彻底的了解了。

第一是火电成本超预期下降。

中国各省的新能源标杆平价上网电价原来都定在0.4左右 ，这个也是火电标杆电价。

西北减一毛。

原来的方案是觉得，新能源成本下降的快，火电下降的慢，

所以24年以前的底稿都是部分平价上网，新能源差额部分和火电竞争，新能源是有绝对优势的。

当下的情况，是火电各省成本都超预期下降。

沿海省份降到0.3-0.35区间。

西北省份，火电高小时数，实际成本不到0.2元。

这就带来问题，去年136号文的新能源机制电价实际在各省都很难和火电竞争了。

那就需要做各种调整。

第二、就是抽蓄、储能等等

从系统角度看都是电力生产的保障成本。

比如抽蓄，这本来不是必然和新能源的组合。

火电又是一个特殊存在。

就是既可以作为能源生产环节也可以作为能源保障环节。

前两年算过一个数。

就是能源生产，火电点火差要求也就是0.14左右，有3分利。

现在看，100大机组只要0.12内就有3-4分。

简单算，即使火电平时不赚钱，那么如果保障费能给度电4毛，一年发3000度电，即使平时保本，就靠一年1000小时的额外费用，度电给4毛，火电就有暴利。

而抽蓄和储能 不给容量电价的话，只靠4毛钱可能还不够。

这中间就有一个要点。

我一直说的，

如果按照用户用电，储能、抽蓄和火电比，劣势太大。

不仅仅是成本电价价上涨，储一度电，并发不出一度电。

化学能大约只有0.85，抽蓄大约0.75度。

这个背景下，再看114文就一目了然。

就是双重引导。

火电要向两个放向去。

一个是主力机组，赚点火差。

一个是辅助服务、保障机组，赚服务费。

抽蓄、储能，目前成本有点高，要适度发展。

火电的经济效益和重要性，再次得到加强！