近期，火电又热闹起来。
去年10月，本公众号发表了一篇文章《从若干数据看电力结构的争议话题》，更有媒体改名为《重估火电价值》转载而被广为传播，在新能源浪潮下也让火电感受到了一丝温暖。
今夏，四川地区电力紧张，让电力系统的安全性和稳定性话题，继去年东北地区拉闸限电之后，再次引起舆论关注，也再次让火电成为流量热点。
一时间，火电价值重构的观点，喧嚣尘上。
但是，我们终究不能逞一时之快，而对不同电源的价值观矫枉过正，我们有必要站在电力系统现状及发展趋势的角度来正确认识火电。
短期确是“压舱石”
毫无疑问，火电仍然是绝对主力。
截至2021年12月底，我国发电装机容量约23.8亿KW，同比增长7.9%。其中，火电装机容量13.0亿KW（占比54.6%），同比增长4.1%；风电装机容量约3.3亿KW（占比13.9%），同比增长16.6%；光伏装机容量约3.1亿KW（占比13.0%），同比增长20.9%。
2021年度，我国发电量总计81122亿KWh，同比增长8.1%。其中，火电发电量57702.7亿KWh（占比71.1%），同比增长8.4%；风力发电量6526亿KWh（占比8.0%），同比增长40.5%；光伏发电量3259亿KWh（占比4.0%），同比增长25.1%。
无论装机量，还是发电量，我国仍然严重依赖于火电，火电以54.6%的装机量贡献了71.1%的发电量。
目前，我国的电力峰值负荷在12亿KW左右，截至去年底的火电装机量为13亿KW。
可见，我国火电装机基本覆盖峰值负荷，成为保障我国总体电力稳定的绝对支撑，名副其实的“压舱石”，这也是我国电力系统总体稳定的根本原因。
长期增量有限，重在结构优化
从总量上看，目前我国13亿KW的火电装机，基本匹配我国的电力峰值负荷。如果各类电源正常出力，是不应该存在“拉闸限电”问题的。
言外之意，我国火电装机已经基本够用，这也是近年火电保持低速增长的底层逻辑。
关键是如何应对不正常的情况，从去年的东北，到今年的四川，这个问题愈发突出。
尽管我国火电总装机覆盖了全国峰值，但区域结构存在差异，东部地区火电占比较高，西南地区水电占比较高，西北、东北地区新能源突出，比如山东火电发电量占比高达89%，四川火电发电量占比仅13%。
我国电力资源结构不平衡，水电与火电布局存在明显的区域差异，西部水电多而火电少，东部火电多而水电少，突发情况下两者难以互相支援，今夏四川地区电力危机正是区域电力结构不平衡的结果。
在现有电力系统下，火电占比越高，灵活性越大，电力系统相对稳定；火电占比越低，灵活性越差，电力稳定性风险越大。
另外，随着供给端新能源占比提高，需求端应用场景多元化，调峰压力会越来越明显，火电在很长一段时间都需要发挥不可替代的“压舱石”作用。
总之，火电在总量上的增长必要性已经不大，后续无非是针对局部电源特点及电网稳定性需要，进行结构优化布局，有的地方增加，有的地方减少。
从电力销售到辅助服务
火电，确实迎来阶段性价值重构。
火电通过灵活性改造，在电力销售收入的基础上增加辅助服务收入，甚至成为主要收入来源。
2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。此后，各个地方开始进行市场化探索。
以河南为例，2021年电力调峰辅助服务补偿费用合计13.5亿元，同比增长95.5%。
2021 年12 月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，按照“谁受益、谁承担”的原则，进一步完善了辅助服务考核补偿机制。
未来，电力辅助服务市场规模还将大幅增长。
目前，针对光伏、风电等新能源与火电等传统能源之间的关系逐渐明确，火电在新能源占比逐渐提升背景下保障电力稳定的商业价值得到体现，火电灵活性改造的积极性也得到了提高。
从碳排放的角度，优先保障风电、光伏应发尽发，而让火电来参与灵活性调节。同时，从市场经济的角度，风电、光伏再向火电支付补偿费用。
火电也从传统电力系统中的电力提供商，向新型电力系统中的辅助服务商转变，角色转变的同时，商业价值也在重构。
新能源和火电实现了阶段性双赢。
价值调整，不改去化趋势
火电，在新型电力系统中注定被削弱。
2021年9月，我国“碳达峰、碳中和”纲领性文件《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出，“构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力”。
2022年1月，高层会议强调，“要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。
随着新能源占比提升，电力系统结构也愈加丰富和复杂，对电力系统稳定性要求越来越高。
有研究表明，新能源占比超过15%之后，电力系统的稳定性压力将加速。
尽管短期对火电仍然存在一定依赖，但随着新型电力系统的不断完善，尤其是储能和特高压的不断扩容，对火电依赖必然会逐渐降低，毕竟火电的碳排放更高。
第一，新能源配套储能、独立储能、抽水蓄能等各类储能设施的不断扩容，会对冲新能源占比提升的稳定性压力，进而会不断降低对火电辅助服务的要求。
以抽水蓄能为例，目前我国已建成抽水蓄能3249万KW，在建5393万KW，根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万KW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿KW左右。
今年6月，南方能源监管办发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》，将新型储能、抽水蓄能等纳入并网主体管理，首次明确独立储能电站参与电力辅助服务补偿标准。
第二，特高压增速加快，新能源消纳能力提升，对火电辅助服务依赖性也会逐渐降低。
“十四五”期间，仅国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余千米，变电换流容量3.4亿千瓦，总投资3800亿元，其中，2022年计划开工“10交3直”共13条特高压线路。对比“十三五”期末规模，“十四五”期间特高压线路长度增加超过60%，在压抑多年之后，特高压建设终于走上快车道。
此外，发展更加低碳、灵活的天然气、生物质发电站，也是对冲火电的重要手段。
无论是储能每增加1KWh，还是特高压每增加1KM，对火电的灵活性依赖就会有所降低。
言外之意，电力辅助服务规模会逐渐增大，但火电在其中的份额也会随之降低，只是这个过程比较漫长且难以预料。
总之，应对新能源占比不断提升，新型电力系统也在不断完善，尤其是储能配套建设和特高压电网建设，这些因素未来都会削弱火电在灵活性调节方面的作用。
火电短期仍然是我国电力系统的“压舱石”，在电力供应和辅助服务方面仍然占据主导，但必须面对火电总量基本够用的现实，短期存在价值优化空间，但长期随着新型电力系统的不断完善，尤其是储能和特高压的可见扩容，火电在辅助服务方面的价值也会回落。
