缺电问题：四川缺电问题是个系统的工程，超出了想象。年初预测今年可能会高温，但是没想到达到历史极值。从年初情况来看水电恢复了，水电大省水电发电量上升多，煤电发电量下降，只有四川煤电还在正增长，表明需求比较好。
二产情况：今年经济仍然是疲软的，去年疫情带来的出口激增很多都是刚性的（纺织等生活必需品），今年这方面会回落。今年有色行业比去年强，云南、西北引入的产业，去年限电损失今年都补回来了，增长都比较高；建设相关行业（水泥、钢铁）仍然不是很景气；新能源汽车、光伏制造、风电整机制造、硅等涉及新能源制造的都还在增长。这些产能很多的上游、中间环节都在我国中西部地区，只有整合在东部地区。
用电增长：这几年用电增长比较多的省份包括河南、河北、湖南、湖北、江西、安徽、四川。今年因为高温+长江中下游、黄河下游干旱带来的影响比较大，7月用电同比增长6%，居民用电同比增长26%。从增量贡献上看，居民+三产增长贡献接近100%，二产同比减少。8月份四川居民用电增长接近一倍。
近两年限电的差异：去年是干旱+煤价太高了，煤电没发电意愿。今年无法解决的来水问题。四川7月水电发电量还在增长，8月开始断崖式下降，发电量可能同比减少50%，这是很少见的。我国水电站主要有调节丰枯和发电两大用途，今年因为干旱大型水库都在向下游放水，影响了发电。
需求侧响应的作用：需求侧响应是把峰值砍下来，现在是腰部的负荷都达不到，所以需求侧响应没什么作用。
外送电量：四川主要送华东地区，乌、白部分送华南地区。目前可以减少对华东、华南的超额电量，但考虑到中长期协议约束+江浙现货市场计划，是不可能大规模调整的。lkq总理之前要求6个经济大省不惜一切代价拉动经济，如果把他们减少这部分的发电量会影响经济，财政转移支付能用的钱更少。
蓄水预期：今年不太可能在9~10月补偿7~8月欠下的中长协电量了，哪怕来水同比增长也要先把长江的水蓄上。根据我国“特色”，今年估计不会在进行清算、偏差考核等工作了。
跨省调度：西北、华北的发电量可以调度到西南地区，宁夏、山西、新疆，可能对湖北、湖南、重庆、四川有一点“返送”作用。此外国网、南网还在考虑减少华中和西南的水电外送来解决现在的缺电问题。
电力系统保供的长远方案：
（1）每年新增装机的从以电量为平衡转向电量+富裕度平衡，因为新能源不确定性增加，所以要增加更多的装机；
（2）新增装机的类型：1）新能源：目前占比13%，占比达到15%是个槛，需要调峰资源以及电网的配套建设；2）水电、核电：按目前计划继续执行；3）煤电：预计要把2030年投产的装机提前到2025年以前投产，提升装机投产节奏，主要投产的区域为大型清洁能源基地和煤电资源不够的地区；4）灵活性机组：主要靠煤电灵活性改造和抽水蓄能。
（3）由于煤炭资源是我国可以控制的，所以煤电还是要继续建设的，作为电力系统安全性的保障非常重要，不能“有米没有碗”；
（4）电力市场建设还会继续，现货市场建设受本次缺电影响可能会放缓，容量电价目前需要进一步扩大试点。根据容量电价的性质，凡是能参与调峰调频的电源都应该享受容量电价。
（5）在新能源装机占比达到25%~50%的时候，智能微电网、虚拟电厂可能会起决定性作用，下一步这方面的投资相关政策还会出台。
【Q&A】
Q：当前煤炭价格下，火电发电意愿不太明确。未来火电的收入方式是否会变成上网电价+调频（即调频成为主要收入来源）？
A：煤炭方面，今年1月发改委开始要求中长期全覆盖，5月开始巡查，要求8月之前全覆盖，不符合的全部罚款，现在中长协已经降低到570~770元/吨的价格范围中了，电量需求上升后，煤价又有一定增长。火电发电的意愿不是问题，没有意愿一说，因为都是央企国企需要听从政府安排。去年是在高价期安排检修，今年电价上升了20%所以都会积极发电。调峰会直接在现货市场中体现价值；调频预计会通过辅助服务市场来体现。
Q：交易电量对高耗能不设置上限，但看起来并没有很高，这是为什么？
A：高耗能各地方不一样，判定是交给各省的，比如硅在云南就不算高耗能。各地方都没做，一方面是因为不明确，另一方面是因为电力企业属于央企而高耗能则是地方企业，地方肯定不愿意把这价格抬到20%以上来影响当地经济，所以各地发改委都不想出台相关政策，总体还是因为经济不太好。
Q：是否可以理解为高耗能规则都落地但实际执行不力？
A：发改委的文件中高耗能行业大类是明确的，但是高耗能名单是各省报名单上去备案，现在各地都还没报上去，名单也没明确截止时间，现在这一阶段还是保障经济增速比较重要。
Q：去年和今年都出现缺电，从市场的角度来看是否是因为电价太便宜，运营商新建新项目的意愿不是很强，后续装机建设是否会出现这样的情况？
A：现在是不会把价格拉上去，大幅提高电价不符合我国情况。我国的电量和电价是能够保障平衡有余，保障基本发展就行了。我国电力市场没这么简单，电力市场主要是补贴给了居民和农业，占了20%~25%，平均下来某个省的工商业用电价格比居民农业高一毛七，分摊的比较多。目前中央还没决定把一产和居民用电的电价提高。我们后续的投资是要按节奏来的，不能影响碳达峰、碳中和目标，煤电建好之后不会大发，而是更多的作为备用。
Q：既然煤电会提速，那新能源装机增速是否会提高？还是等储能都装好？
A：风光目标仍是“十四五”新增9亿，现在增速肯定比规划快，原计划每年5000万千瓦的光伏，现在每年都9000~10000万千瓦，其中分布式增长很快，整县推进、渔光互补项目都在加速。
煤电方面不知道是否会突破原定目标（专家认为会突破）。
储能发展的确需要加快，主要靠煤电灵活性改造与制造，水电改造，抽水蓄能建设来解决。“十四五”会开工1.8亿千瓦的抽蓄项目，预计2025年会投产一些小型抽蓄项目，大项目要2030年才能投产，下一步应关注抽蓄投资从哪里来。
Q：您说的碳中和规划有提前布局是什么？
A：这次就是用双碳目标把新型制造业拉起来：通信系统，新能源智慧化；电动汽车；新能源制造（光伏风电设备组件制造、智能化）。
Q：电网要更智能化，按现有的水平，现在离智能化远吗？还要多少投入？
A：中西部地区差的还有点远。真正的智能化在末端，因为机组不大，所以末端改造要大幅度进行（微电网、源网荷储）。以后可能是电网、集成商、用户自己来做相应的改造，电源则是分布式、集中式相结合。
Q：虚拟电厂在冀北运行较多，但盈利模式还不太明确，能否举例解释？
A：冀北冬凉夏暖，所以需要现货来解决电力供需问题，因此先试点虚拟电厂和需求侧响应。以张家口为例，张家口有很多虚拟电厂，若两个供电局的电压在一个等级上，那大平台就会把发电侧和用户侧的负荷进行调节。由于发电侧有自己的监控装机，因此只需要集成商在用户侧装上监控装机，得到负荷曲线，然后报给大电网，由电网来进行调度参与辅助服务。通过辅助服务得到的收益由集成商和用户进行分配，在这中间用户可以不出任何成本而白赚钱。
Q：独立运营商是否可以参与？
A：可以。
Q：缺电会导致装机发展加速吗？
A：会，现在经济不好，需要用基础设施建设来拉动经济，此次缺电是推动力。
Q：投产新火电肯定亏钱，需要容量电价补偿，是分摊给工商业电价？
A：按道理要传导下去，现在还没决定疏导方式，还是由发电集团承担相应成本。灵活性改造方面，政府对灵活性改造给予了补助，灵活性改造机组还能从辅助服务中赚取更多收益。如果利用小时数不够，新投产的火电作为保障作用的话政府肯定是会补偿的，例如云南火电利用小时只有1300左右，水电中提取的基金就会拿来补助火电。经历此次事件后，以及四川投产的火电也会得到补助。
Q：去年和今年哪次缺口更大？各省限电政策不一样，具体区别。
A：去年是煤价大涨，煤价大涨导致的没法发电，是全国性的问题，缺口很大，结合能耗双控直接导致多地拉闸限电。今年主要是高温带来，最开始是华北地区电力供需紧张，之后才转移到华东、华中、西南地区，导致三产和居民用电大增。后来四川水电不好才引起的限电。这次限电对四川、重庆影响大，对华东影响没那么大。四川、重庆、湖北是硬缺电，华东缺的是高峰负荷（需求侧响应），先通过需求侧响应主动解决，如果不够就开始按名单有序用电。
Q：各水库9月还是补水为主，之后温度下降，川渝降水增加，什么时候能恢复到缺口被补齐？
A：预计今年9~10月用电还是偏紧，具体还要看来水情况。往年9~10月蓄水都是为春节后开工的枯水期准备的，今年还要观望。如果冬季供暖期间西电东送电量还没补上来，可能对煤电、煤价会有影响。发改委说煤炭保供保价要维持到明年冬天，预计还会在高压监管下。
Q：山东的容量电价，对机组盈利性的改善如何？
A：容量电价一般有三种：稀缺电价，给标高电价，吸引投资方；补偿电价，政府部门核定，三年为一监管周期，作为可调度的资源，用边际价格定价；竞争电价，政府发布每年的需求，各方竞标获得电价。
现在大家都在调研山东，山东之前标杆电价很低，但是风电成本很高，所以用容量电价来补偿一点。投资方面，还是看煤炭价格趋势、投资价格趋势问题。
Q：以目前的形势来看有哪些方面抽蓄政策会出台来激发投资积极性？
A：现在两部制电价，加上容量部分进输配电价就是鼓励投资积极性，只不过纳入输配电价核算的规则还没出台。资本市场应当关注抽蓄投资的标的，如南网抽蓄资产注入文山电力、国网新源可能上市等事件，此外还可以关注参股抽水蓄能项目的标的。
Q：火电灵活性改造迫切性如何，各省的政策和价格机制如何？
A：2018年时因为市场传导机制不行所以没改造，现在强制性要求改造，主要通过政府补贴+辅助服务补偿+煤电延寿来提高经济性。从成本上来看，煤电灵活性改造只要300~500元/kW，远低于抽水蓄能和电化学储能的成本，发电企业有做这件事的积极性。
Q：“十四五”必须要灵活性改造的火电机组大概有多少？
A：（专家记不清具体数字了）“十三五”火电基本都不是灵活性机组。气电、抽蓄等灵活性机组只占总装机的3%。“十四五”末气电+抽蓄+煤电灵活性改造+需求侧响应要达到总装机的24%，还是低于美国和西欧，预计要2030年末才能达到美国和西欧的水平。
