一年多终于回爷爷家了！声音洪亮面色红润的87岁老爷子，下象棋依然把防守阵摆的密不透风，跟爷爷学了二十多年还是顾头顾不了尾！下午我在旁边偷偷吃粽子，爷爷偷偷看电视台播的闯关东，一边说着电视台最近放的老片子真好看，一边一个人物一个人物地拉着我详细地讲解人物关系，讲前二十多集都发生了什么。我爸我妈在旁边说“zxc你说你小脑瓜随谁了呀”，我说“这还看不出来，不很明显是隔代遗传么！”[可怜][可怜]
回家查了查颈椎病的骨科医院预约，看了看驾校报名流程，学了一会计算机体系结构，想在十一之后把好多事情做好！
虽然今天做了好多好多事，但还是因为答应了要求所以欠下很多很多很多道verilog代码题来不及做！！呜呜下次一定！[悲伤][悲伤]
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宝得适（BRITAX）新品双面骑士I-SIZE宝宝 儿童安全座椅
一个人开车带娃，好的安全座椅不仅保护着孩子，更是能让大人专心并且毫无压力的开车！孩子的安全座椅绝对不能将就！#母婴代理#
最近看了一台是刚刚上市的宝得适双面骑士i-size，0-4岁专龄专座，更有针对性的保护，发生危险的时候对重点部位的保护会更好！是可以新生儿坐到4岁都反向乘坐的，而且放脚的那块抗翻转板也可以调档，能把腿部空间增大，这种小细节的设计真的太用心了~
侧面有内置SICT侧面碰撞防护，加强侧翼能更好的防护保护头部安全，安装方式是宝得适的PivotLink支点链接系统，比一般的ISOFIX会更安全，分散向前冲击惯性，有效减小了头部向前位移和颈部拉力。
蛋形座舱除了全面包裹贴合，让宝宝更有安全感，EPS填充新生儿内衬垫，会比较硬，对小宝宝的腰部能有更好的支撑效果，保护脊椎的发育
这款非常推荐大家买，专业老牌的安全性是一般品牌根本没法比的！只有这种专业品牌的座椅上市之前是会反复做测试，像宝得适一台座椅的研发周期基本上就要3年左右，而且他们是有自己的碰撞实验室的，每年都会有上亿的费用投入在研发测试当中。特别是宝宝还在1岁以内的话这款是非常合适的选择。
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机构火电调研报告
要点总结
1. 甘肃的容量调峰补偿下，火电灵活性改造投资回收周期为3-5年，收益高，确定性强，改造积极性会比较高，灵活性改造成本比储能、抽蓄成本低很多，甘肃政策下储能回本周期大约为10年，且有一定不确定性。
2. 目前很多省份灵活性改造没有经济性，甘肃类似政策在其他省份应该会有推广，取决于各省需求，如三北地区消纳压力大的，会想办法刺激火电灵活性改造积极性，河南等华中区域也开始有相关刺激政策，华东区域暂时没有消纳压力，主要是缺电压力。
3. 目前绝大部分省份机组可以深调到40%，三北地区部分机组能达到30%，甘肃平均33%，山西38%，根据各省需求，未来会往深调到20%这个方向走，存量机组灵活性改造空间较大。
4. 国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段，今年冬天以及未来两年缺电可能都会比较严重，8月提出22-24年每年新增大量火电机组指标，9月提出今年开工火电机组数据进一步上调。新增机组会直接具备调峰能力。
甘肃市场
甘肃现状：新能源3000万千瓦，火电2500万千瓦，水电1000万千瓦，省内负荷1500万，外送1000万，十四五期间要达到7000万的新能源装机，新能源消纳压力很大。100万千瓦的火电机组，最低负荷从30%改造到20%，增加的调峰能力是100MW，而100MW的储能成本高，60MW/240MWh储能就需要4-5亿元，100MW成本是成倍往上涨，灵活性改造成本比储能、抽蓄成本低很多。
近期新出台了《甘肃电力辅助服务市场运营暂行规则》：甘肃负荷需求不高，全省一年调频总费用在2亿以内，而且它把调频申报价格的上限、储能新增指标都设定了范围，储能和火储联合设定的性能指标上限1.5，出清申报价格的上限12元每兆瓦，所以量做不大，重点在调峰容量市场。容量的意思就是只要做灵活性改造就能拿到补助，但还需要申报，报量、报价和参与出清，价格按月度出清的价格，但因为甘肃后面新能源上的非常快，所以省内火电厂只要参与灵活性改造都会有出清的需求，绝大部分机组会按上限来报价，并且我们测算除了检修期，其他时间应该都能拿到这个钱，它最大的优势在于不需要看实际参与多少，比如浙江去年全年调峰辅助市场的费用为0，就是因为缺电，导致没有需求。容量市场是华北首创，华北政策调峰每一档上限和甘肃非供热季补偿标准差不多，甘肃供热季有5个月，供热季机组调峰能力很差，所以甘肃供热季增加了2倍以上的补偿费用，这使得甘肃的补偿相比华北有大幅的增加。
经济性测算：以100万机组为例，第一档40%-50%，乘10%即100兆瓦，非供热季7个月、供热季5个月，一个月30天，非供热季10元/MW，供热季300元/MW，这一档计算方法：100*（7*30*10+5*30*300），如果机组能深调到20%，就是前五档都这样算然后加起来。假设每年检修时间是一个月到一个半月，按照降到20%，最后算下来，一年能拿5000万元，降到30%，一年能拿1500万，纯凝机组改造成本低，只能按非供热季算；如果降到40%，100万机组投资成本在1000万，如果降到30%，投资在3000万以上，如果降到20%，投资在1.5亿，也就是投资回收期3年。但是这里一方面没有考虑20%低出力水平下煤耗会增加20%以上，平常煤耗300克每度电，降出力之后会增加到350-400克每度电，在煤炭成本高的时候需要考虑；另一方面是现货市场，在新能源大发的时候现货市场是非常便宜的，在长协合约签订下，如果火电机组降出力运行，少发的这部分电可以赚现货和中长期的价差，假设长协是3毛，现货是4分，则火电厂可以净赚2毛6的价差。在计算是假设这两方面相互抵消，实际上现货市场赚的钱可能更多些。
电化学储能对比：储能在甘肃补偿标准的上限是固定300元每兆瓦每天，不像火电分档次。以60兆瓦，240兆瓦时来测算，因为储能充电时间越长，投资成本越高，所以算的时候按照单价*装机容量*4h*365天，算下来全年收益2600万减去损耗、检修大概是2500万左右。成本端，投资成本4.6亿，按照10年寿命周期，大概每年是要拿到4600万。缺的2000万，其中调频大概1000多万，再加上现货电能量市场，总共加起来大概2000万，IRR 10%左右，10年能够回本。但它不停的在调，电芯衰减很快，可能两三年就衰减了一大半，所以有些可能只有5年的寿命周期，那回收成本还是有点压力。
华北市场
9月16日发了两个细则最新版的征求意见稿，是在国家能源局两个细则基础上进行制定的，还包括调峰辅助服务市场、调峰容量市场。调峰辅助服务市场，调了才能给：（1）两个细则是给固定补偿；（2）各个省网的调峰辅助服务市场是仅限京津唐地区机组参与，其他地区不参与；（3）华北地区的调峰辅助服务市场是进行省间互济的平衡。对于京津唐地区机组有能力是可以参与三个辅助服务市场。华北地区新能源波动大，调峰需求大，市场规模月均1.3亿元。
调峰容量市场每一档和甘肃非供热季差不多，旧版是都按2毛5一度电，按实际调的。新版是出力在40-50%之间，补偿按1毛/度，出力小于40%，补偿按2.5毛/度。
华北调峰辅助服务市场补偿规模：22年1-7月两个细则补偿金额月均5000万左右，其中调峰3500万，调频1700万。5月之后市场停运，市场规模降到了2600万元每月。华北省间市场：全年运行，40-50%补偿4毛，30-40%补偿5毛，30%以下补偿6毛每度电，22年1-4月月均补偿金额6000万元；省内市场（京津唐）：每年11月-次年4月运行，22年1-4月，月补偿金额8000万元。22年1-7月，两个细则+省内+省间=9亿元左右，月均1.3亿元。
华北调峰容量市场补偿规模：21年11月首次提出，21年11月-22年12月31日为第一轮运行周期，运行好后期会持续。22年1-7月容量市场中标机组92台/月，补偿金额900万元/月，报价上限不高，未来上限可能会提高，有示范意义，这个市场是一个比较稳定的收益。
第三方如储能、虚拟电厂参与的辅助服务市场是20年底发布第一版，10MWH/30MWH以上的调节资源均可参与，申报价格上限6毛钱/度（调峰辅助服务市场发电侧最高的标准）。22年1-4月月均补偿1000万元左右，仅限京津唐地区，占辅助服务补偿金额20%左右。
华北两个细则对风光预测水平提出了非常高的要求，精度要求比其他区域要高，但比华东要低，精度不达标接受考核，有考核费用。超短期：日内实时，5Min滚动，精度大于等于90%（华东96-97%）；中短期：前一天，精度大于等于85%（华东风电93%，光伏95%）；中期：10天内，精度70-75%。
华东市场
地理条件限制，不可能像三北建风光大基地，最多是分布式光伏、海上风电，目前调峰需求不高，基本没什么费用，最大问题是缺电，今年最缺电就是西南和华东。华东的两个细则对调频费用从原来的电量补偿50元/MWH改成了3元/MW，即从原来电量的补偿变为里程的补偿。与辅助服务市场相比有缺陷，补偿金额不多。
河南市场
代表华中地区，没有甘肃、华北需求量那么大，6月底全省装机1.14亿，火电7000多万（占比60%以上），新能源装机3700万（占比32%）。近期发了相关通知，推动符合项目标准的1194万新能源应建尽建，2025年风光装机总量达到5000万，新增目标有调峰需求在。鼓励煤电企业灵活性改造，测算方法：新能源装机=1.4*火电调峰能力，未来新上的新能源装机规模为880万千瓦，对应的新增火电调峰能力约630万千瓦，按照每个机组新增10%的调峰能力，大约需要改造63GW的火电，2025年底都要完成。
河南辅助服务市场交易规则的变化历史：（1）20年政策：报价上限，第一档40-50%是3毛，30-40%是5毛，30%以下是7毛，若总费用太多需要进行调整，给每一档乘系数K，之前K是1，但发现每一档报价拉的不够开；（2）第一次改版，不同档位的系数不同，第一档K=0，第二档K=1，第三档K=2，也就是调峰深度越深，给的钱越多，鼓励做深度调峰，近期的通知里也是直接让改到25%的深度；（3）第二次改版，原来费用分摊主体为集中式新能源，现在增加了分布式新能源（10kv及以上纳入分摊），未来会将10kv以下分布式全部纳入分摊，因为费用越来越多。同时，火电机组有偿调峰基准修改了，如果只有80%上调能力（也就是最大负荷只能达到额定负荷的80%），基准会往下压，补偿金额就少了，激励机组增加上调节能力。
21年3月-22年2月费用波动情况：21年3-5月每月5000万-1亿元左右，6月只有1000万左右，7-8月1亿元，10月之后每月2亿元左右，21年3月-22年3月，月均补偿1.3亿元。22年2月历史最高，单月2.26亿元。河南省2台100万的机组，补偿-考核-分摊=2月结算费用500万元左右。火电机组承担了调峰任务，也承担了分摊和考核费用，所以22年2月总补偿2.26亿元，扣减后为1.8亿元左右。后面各个省分摊比例还会调整，未来会向用户侧、新能源进行分摊，提高火电灵活性改造积极性。
山东市场
现货的试点省份，最早17年5月就发布了辅助服务市场规则，包括调峰和调频两种，17年11月模拟试运行，18年3月开始结算试运行，今年年初开始长周期运行，需要现货、调峰深度融合，有了现货市场就不需要调峰市场了，主要通过现货和中长期合约价差进行套利。18年3-12月，调峰辅助服务市场总补偿金额1.56亿元，19年是6.5亿元，20年7.06亿元，19年均价7分6，20年均价是1毛3分4，19-20年现价不断在调整，原来是1毛，后面是1毛5。融合后很难区分是发电赚的钱还是调峰赚的钱，比如一台机组高峰期间每度电1元，低谷期间每度电-8分，机组出力从100万降到20万，则0-20万每度电卖出去是按-8分，假设签的长协50万是每度电5毛，则20万和50万之间相差的30就可以赚取5毛8的价差。这种方式在3、4月份，峰谷价差能超过1元，机组火电灵活性改造收益很大，如果到了7、8月峰谷价差小，只有2、3毛，则很难判断是不是绝对收回成本。
山东储能发展：山东主要发展是储能，9月初发布了储能的相关的文件，包括储能未来可以参与调频，现在主要参与调峰，可以拿容量电价，3月份开始是按火电装机同等规模去拿容量电价，3-6月份每个月拿的钱非常多，每月400多万，差不多储能一年就能回本；7月份改成储能每天充放电只有2小时，火电是24小时，所以相当于储能按火电÷24来算，经济性大幅下降，7月份拿30多万，储能就没法收回成本，所以后面又乘了两倍，不断在做调整。
Q&A
Q：未来几年火电投资是什么节奏？
A：国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，十三五末在11亿内，十四五末在13亿千瓦内，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段。
去年缺电，国家的侧重点是控制煤炭的价格，就是长协的比例覆盖到位，以及增加煤炭的供给，但今年发现缺电不仅仅是煤炭供给的问题，今年所有火电机组基本上达到了95%以上的负荷，但今年夏天还是缺电，说明其实是装机不足，对火电的态度发生了比较大的转变。22年7月全国缺口不到2000万千瓦，当时提出十四五期间新增指标3000万千瓦，当时就觉得是个很大的转变了，但到8月后缺口越来越大，最大的功率缺口超过了7000万千瓦，3000万的增量肯定不够，所以后面又提出22-24年每年新增大量火电机组指标，再到9月测算明后年缺口还会继续增加，所以调整为今年开工更大量的火电机组，包括燃煤和燃气，主要是燃煤。今年指标是有下达，但是这么短时间落实这么大体量装机难度很大，包括选址、规划等都是问题，以及找谁投资，因为火电厂从去年开始不断的亏，亏损面比较大，最近几个月央企才开始扭亏为盈，地方省属企业还是亏损比较大，但不管怎么样，大方向肯定是要上火电。另外一定是会针对火电提出各种各样的鼓励机制，比如容量电价，容量电价目前山东有，其他地方还没有，但是不排除后面陆续省份会去推。再比如灵活性改造，如果火电装机的指标没有放开，那么灵活性改造的意义就不是太大，因为容量就这么多，目前都改差不多了，那再推一些激励机制效果就不好。新增机组大部分是超超临界机组，它本身就要求是具有深调能力的灵活性机组，之前十四五期间规划是1.8亿中有1.5亿是灵活性机组，即本身就有调峰能力。
Q：未来两三年缺电的量化数据？
A：正常一年是新增8000万左右的负荷，但是今年负荷增加很大，夏天在有序用电之后，比去年还增加了1.4亿，缺口超过了7000万千瓦，今年冬天要看是不是寒冬，缺口范围在3000到5000万。明年如果正常按照8000万的增量来测算缺口会有接近一个亿，后年也是这个水平。未来火电装机要看具体的缺口情况，现在说不好，有可能调增，有可能调减
要点总结
1. 甘肃的容量调峰补偿下，火电灵活性改造投资回收周期为3-5年，收益高，确定性强，改造积极性会比较高，灵活性改造成本比储能、抽蓄成本低很多，甘肃政策下储能回本周期大约为10年，且有一定不确定性。
2. 目前很多省份灵活性改造没有经济性，甘肃类似政策在其他省份应该会有推广，取决于各省需求，如三北地区消纳压力大的，会想办法刺激火电灵活性改造积极性，河南等华中区域也开始有相关刺激政策，华东区域暂时没有消纳压力，主要是缺电压力。
3. 目前绝大部分省份机组可以深调到40%，三北地区部分机组能达到30%，甘肃平均33%，山西38%，根据各省需求，未来会往深调到20%这个方向走，存量机组灵活性改造空间较大。
4. 国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段，今年冬天以及未来两年缺电可能都会比较严重，8月提出22-24年每年新增大量火电机组指标，9月提出今年开工火电机组数据进一步上调。新增机组会直接具备调峰能力。
甘肃市场
甘肃现状：新能源3000万千瓦，火电2500万千瓦，水电1000万千瓦，省内负荷1500万，外送1000万，十四五期间要达到7000万的新能源装机，新能源消纳压力很大。100万千瓦的火电机组，最低负荷从30%改造到20%，增加的调峰能力是100MW，而100MW的储能成本高，60MW/240MWh储能就需要4-5亿元，100MW成本是成倍往上涨，灵活性改造成本比储能、抽蓄成本低很多。
近期新出台了《甘肃电力辅助服务市场运营暂行规则》：甘肃负荷需求不高，全省一年调频总费用在2亿以内，而且它把调频申报价格的上限、储能新增指标都设定了范围，储能和火储联合设定的性能指标上限1.5，出清申报价格的上限12元每兆瓦，所以量做不大，重点在调峰容量市场。容量的意思就是只要做灵活性改造就能拿到补助，但还需要申报，报量、报价和参与出清，价格按月度出清的价格，但因为甘肃后面新能源上的非常快，所以省内火电厂只要参与灵活性改造都会有出清的需求，绝大部分机组会按上限来报价，并且我们测算除了检修期，其他时间应该都能拿到这个钱，它最大的优势在于不需要看实际参与多少，比如浙江去年全年调峰辅助市场的费用为0，就是因为缺电，导致没有需求。容量市场是华北首创，华北政策调峰每一档上限和甘肃非供热季补偿标准差不多，甘肃供热季有5个月，供热季机组调峰能力很差，所以甘肃供热季增加了2倍以上的补偿费用，这使得甘肃的补偿相比华北有大幅的增加。
经济性测算：以100万机组为例，第一档40%-50%，乘10%即100兆瓦，非供热季7个月、供热季5个月，一个月30天，非供热季10元/MW，供热季300元/MW，这一档计算方法：100*（7*30*10+5*30*300），如果机组能深调到20%，就是前五档都这样算然后加起来。假设每年检修时间是一个月到一个半月，按照降到20%，最后算下来，一年能拿5000万元，降到30%，一年能拿1500万，纯凝机组改造成本低，只能按非供热季算；如果降到40%，100万机组投资成本在1000万，如果降到30%，投资在3000万以上，如果降到20%，投资在1.5亿，也就是投资回收期3年。但是这里一方面没有考虑20%低出力水平下煤耗会增加20%以上，平常煤耗300克每度电，降出力之后会增加到350-400克每度电，在煤炭成本高的时候需要考虑；另一方面是现货市场，在新能源大发的时候现货市场是非常便宜的，在长协合约签订下，如果火电机组降出力运行，少发的这部分电可以赚现货和中长期的价差，假设长协是3毛，现货是4分，则火电厂可以净赚2毛6的价差。在计算是假设这两方面相互抵消，实际上现货市场赚的钱可能更多些。
电化学储能对比：储能在甘肃补偿标准的上限是固定300元每兆瓦每天，不像火电分档次。以60兆瓦，240兆瓦时来测算，因为储能充电时间越长，投资成本越高，所以算的时候按照单价*装机容量*4h*365天，算下来全年收益2600万减去损耗、检修大概是2500万左右。成本端，投资成本4.6亿，按照10年寿命周期，大概每年是要拿到4600万。缺的2000万，其中调频大概1000多万，再加上现货电能量市场，总共加起来大概2000万，IRR 10%左右，10年能够回本。但它不停的在调，电芯衰减很快，可能两三年就衰减了一大半，所以有些可能只有5年的寿命周期，那回收成本还是有点压力。
华北市场
9月16日发了两个细则最新版的征求意见稿，是在国家能源局两个细则基础上进行制定的，还包括调峰辅助服务市场、调峰容量市场。调峰辅助服务市场，调了才能给：（1）两个细则是给固定补偿；（2）各个省网的调峰辅助服务市场是仅限京津唐地区机组参与，其他地区不参与；（3）华北地区的调峰辅助服务市场是进行省间互济的平衡。对于京津唐地区机组有能力是可以参与三个辅助服务市场。华北地区新能源波动大，调峰需求大，市场规模月均1.3亿元。
调峰容量市场每一档和甘肃非供热季差不多，旧版是都按2毛5一度电，按实际调的。新版是出力在40-50%之间，补偿按1毛/度，出力小于40%，补偿按2.5毛/度。
华北调峰辅助服务市场补偿规模：22年1-7月两个细则补偿金额月均5000万左右，其中调峰3500万，调频1700万。5月之后市场停运，市场规模降到了2600万元每月。华北省间市场：全年运行，40-50%补偿4毛，30-40%补偿5毛，30%以下补偿6毛每度电，22年1-4月月均补偿金额6000万元；省内市场（京津唐）：每年11月-次年4月运行，22年1-4月，月补偿金额8000万元。22年1-7月，两个细则+省内+省间=9亿元左右，月均1.3亿元。
华北调峰容量市场补偿规模：21年11月首次提出，21年11月-22年12月31日为第一轮运行周期，运行好后期会持续。22年1-7月容量市场中标机组92台/月，补偿金额900万元/月，报价上限不高，未来上限可能会提高，有示范意义，这个市场是一个比较稳定的收益。
第三方如储能、虚拟电厂参与的辅助服务市场是20年底发布第一版，10MWH/30MWH以上的调节资源均可参与，申报价格上限6毛钱/度（调峰辅助服务市场发电侧最高的标准）。22年1-4月月均补偿1000万元左右，仅限京津唐地区，占辅助服务补偿金额20%左右。
华北两个细则对风光预测水平提出了非常高的要求，精度要求比其他区域要高，但比华东要低，精度不达标接受考核，有考核费用。超短期：日内实时，5Min滚动，精度大于等于90%（华东96-97%）；中短期：前一天，精度大于等于85%（华东风电93%，光伏95%）；中期：10天内，精度70-75%。
华东市场
地理条件限制，不可能像三北建风光大基地，最多是分布式光伏、海上风电，目前调峰需求不高，基本没什么费用，最大问题是缺电，今年最缺电就是西南和华东。华东的两个细则对调频费用从原来的电量补偿50元/MWH改成了3元/MW，即从原来电量的补偿变为里程的补偿。与辅助服务市场相比有缺陷，补偿金额不多。
河南市场
代表华中地区，没有甘肃、华北需求量那么大，6月底全省装机1.14亿，火电7000多万（占比60%以上），新能源装机3700万（占比32%）。近期发了相关通知，推动符合项目标准的1194万新能源应建尽建，2025年风光装机总量达到5000万，新增目标有调峰需求在。鼓励煤电企业灵活性改造，测算方法：新能源装机=1.4*火电调峰能力，未来新上的新能源装机规模为880万千瓦，对应的新增火电调峰能力约630万千瓦，按照每个机组新增10%的调峰能力，大约需要改造63GW的火电，2025年底都要完成。
河南辅助服务市场交易规则的变化历史：（1）20年政策：报价上限，第一档40-50%是3毛，30-40%是5毛，30%以下是7毛，若总费用太多需要进行调整，给每一档乘系数K，之前K是1，但发现每一档报价拉的不够开；（2）第一次改版，不同档位的系数不同，第一档K=0，第二档K=1，第三档K=2，也就是调峰深度越深，给的钱越多，鼓励做深度调峰，近期的通知里也是直接让改到25%的深度；（3）第二次改版，原来费用分摊主体为集中式新能源，现在增加了分布式新能源（10kv及以上纳入分摊），未来会将10kv以下分布式全部纳入分摊，因为费用越来越多。同时，火电机组有偿调峰基准修改了，如果只有80%上调能力（也就是最大负荷只能达到额定负荷的80%），基准会往下压，补偿金额就少了，激励机组增加上调节能力。
21年3月-22年2月费用波动情况：21年3-5月每月5000万-1亿元左右，6月只有1000万左右，7-8月1亿元，10月之后每月2亿元左右，21年3月-22年3月，月均补偿1.3亿元。22年2月历史最高，单月2.26亿元。河南省2台100万的机组，补偿-考核-分摊=2月结算费用500万元左右。火电机组承担了调峰任务，也承担了分摊和考核费用，所以22年2月总补偿2.26亿元，扣减后为1.8亿元左右。后面各个省分摊比例还会调整，未来会向用户侧、新能源进行分摊，提高火电灵活性改造积极性。
山东市场
现货的试点省份，最早17年5月就发布了辅助服务市场规则，包括调峰和调频两种，17年11月模拟试运行，18年3月开始结算试运行，今年年初开始长周期运行，需要现货、调峰深度融合，有了现货市场就不需要调峰市场了，主要通过现货和中长期合约价差进行套利。18年3-12月，调峰辅助服务市场总补偿金额1.56亿元，19年是6.5亿元，20年7.06亿元，19年均价7分6，20年均价是1毛3分4，19-20年现价不断在调整，原来是1毛，后面是1毛5。融合后很难区分是发电赚的钱还是调峰赚的钱，比如一台机组高峰期间每度电1元，低谷期间每度电-8分，机组出力从100万降到20万，则0-20万每度电卖出去是按-8分，假设签的长协50万是每度电5毛，则20万和50万之间相差的30就可以赚取5毛8的价差。这种方式在3、4月份，峰谷价差能超过1元，机组火电灵活性改造收益很大，如果到了7、8月峰谷价差小，只有2、3毛，则很难判断是不是绝对收回成本。
山东储能发展：山东主要发展是储能，9月初发布了储能的相关的文件，包括储能未来可以参与调频，现在主要参与调峰，可以拿容量电价，3月份开始是按火电装机同等规模去拿容量电价，3-6月份每个月拿的钱非常多，每月400多万，差不多储能一年就能回本；7月份改成储能每天充放电只有2小时，火电是24小时，所以相当于储能按火电÷24来算，经济性大幅下降，7月份拿30多万，储能就没法收回成本，所以后面又乘了两倍，不断在做调整。
Q&A
Q：未来几年火电投资是什么节奏？
A：国家对火电的态度发生了较大的变化，之前火电不让上，指标卡的非常严，十三五末在11亿内，十四五末在13亿千瓦内，现在火电成为解决用电缺口、新能源消纳的重要手段。
去年缺电，国家的侧重点是控制煤炭的价格，就是长协的比例覆盖到位，以及增加煤炭的供给，但今年发现缺电不仅仅是煤炭供给的问题，今年所有火电机组基本上达到了95%以上的负荷，但今年夏天还是缺电，说明其实是装机不足，对火电的态度发生了比较大的转变。22年7月全国缺口不到2000万千瓦，当时提出十四五期间新增指标3000万千瓦，当时就觉得是个很大的转变了，但到8月后缺口越来越大，最大的功率缺口超过了7000万千瓦，3000万的增量肯定不够，所以后面又提出22-24年每年新增大量火电机组指标，再到9月测算明后年缺口还会继续增加，所以调整为今年开工更大量的火电机组，包括燃煤和燃气，主要是燃煤。今年指标是有下达，但是这么短时间落实这么大体量装机难度很大，包括选址、规划等都是问题，以及找谁投资，因为火电厂从去年开始不断的亏，亏损面比较大，最近几个月央企才开始扭亏为盈，地方省属企业还是亏损比较大，但不管怎么样，大方向肯定是要上火电。另外一定是会针对火电提出各种各样的鼓励机制，比如容量电价，容量电价目前山东有，其他地方还没有，但是不排除后面陆续省份会去推。再比如灵活性改造，如果火电装机的指标没有放开，那么灵活性改造的意义就不是太大，因为容量就这么多，目前都改差不多了，那再推一些激励机制效果就不好。新增机组大部分是超超临界机组，它本身就要求是具有深调能力的灵活性机组，之前十四五期间规划是1.8亿中有1.5亿是灵活性机组，即本身就有调峰能力。
Q：未来两三年缺电的量化数据？
A：正常一年是新增8000万左右的负荷，但是今年负荷增加很大，夏天在有序用电之后，比去年还增加了1.4亿，缺口超过了7000万千瓦，今年冬天要看是不是寒冬，缺口范围在3000到5000万。明年如果正常按照8000万的增量来测算缺口会有接近一个亿，后年也是这个水平。未来火电装机要看具体的缺口情况，现在说不好，有可能调增，有可能调减
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