火电灵活性改造行业发展驱动因素及趋势有哪些？

能源发展政策驱动，火电灵活性改造迎提速。

驱动 1：政策。 中央层面：《 “十四五”能源体系规划》赋予煤电基础保障性和系统 调节性定位，煤电机组新建、灵活性改造迎提速。2021 年 10 月、 2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局先后发布《全国煤电机组 改造升级实施方案》、《“十四五”能源体系规划》，明确：1）根据发 展需要合理建设先进煤电、充分发挥现有煤电机组应急调峰能力， 有序推进支撑性、调节性电源建设。2）存量煤电机组灵活性改造 应改尽改，力争到 2025 年，煤电机组灵活性改造规模累计超过 200GW，增加系统调节能力 30-40GW。

地方层面：部分省份将火电灵活性改造与获取新能源指标挂钩，要 求加快火电灵活性改造。

驱动 2：引入市场化补偿促火电灵活性改造 。国家层面，修订《规定》、《办法》，深化电力辅助服务市场机制建 设。国家能源局修订发布的《电力并网运行管理规定》（下称《规定》）、 《电力辅助服务管理办法》（下称《办法》）。《办法》通过：1）增加 辅助服务交易品种细化了辅助服务市场细分类别，较好地体现了火 电机组的容量效益；2）在不同品种辅助服务市场中竞争确定收益， 引导不同机组根据自身灵活性合理选择目标细分市场，避免本应提 供不同类型服务的资源挤占同一品种补偿交易空间，有利于引导煤电灵活性改造技术路线的整体优化。

地方层面，更新调峰激励细则方案，激励火电企业加速改造进度。 安徽、福建、河南、甘肃等省份于 2022 年 4 月-9 月相继发布电力 辅助服务市场运营相关规则，具体如下：

甘肃：调峰容量市场补偿费用在调峰能力未降至额定容量 50% 以下的火电机组未参与调峰容量市场交易的火电机组、新能源 电场、水电厂、市场化电力用户之间进行分摊。深度调峰上限 为 10 元/MW〃日至 3600 元/MW〃日不等。

 河南：完善“按效果付费”辅助服务补偿机制。调峰补偿价格 报价上限暂为 0.3 元/千瓦时。

 福建：要加大对火电机组深度调峰、启停调峰补偿力度，并增 设深度调峰容量市场交易品种。深度调峰按充电电量最高上限 1 元/kWh,深度调峰容量交易按调峰容量 950 元/MW〃日。

安徽：电网企业代理购电的工商业用户按照月度总用电量计算 在安徽调频市场中分摊/分享总费用以及净收支费用，参考电网 企业代理购电损益分摊/分享流程，确定调频辅助服务费用折合 度电水平，随其他电费一起结算。储能调峰上限 800 元/MWh。

火电核准投资高增，灵活性改造力度加大。趋势 1：2022 年火电核准上量、投资显著加快。核准装机方面，经 对公开披露信息梳理，22Q1-Q3，国内核准火电装机分别达 8.6/16.3/25.5GW，前三季度核准合计 50.4GW。电规总院判断当前 电力供应存在较大不确定性，部分“十三五”结转煤电项目建设工期 之后，预计 2022-2024 年分别新增煤电装机 40、50、50GW。我 们认为，火电建设缺口较大，近期火电核准提速侧面验证电规总院 上述判断，核准、建设提速有助于保障电力供应保障安全。投资进 度方面，2022 年 1-8 月，国内火电电源基本建设投资达 480 亿元， 同比高增 60%。

趋势 2：火电企业加大灵活性改造招标力度，部分企业量化火电灵 活性改造指标。根据公开披露信息，国电电力 2022 年 7 月表示火 电机组完成灵活性改造容量比例超过 65%，国家能源集团 2022 年 8 月份表示将规划高质量灵活性改造目标，机组调峰能力在“十三 五”末基础上增加 770 万千瓦。