如何看待火电灵活性改造市场空间？

火电投资加速，灵活性改造空间广阔。

1、火电投资增速趋势明显，煤电核准装机规模扩大

新能源发电占比快速上涨，给电力系统灵活性及安全性带来巨大挑战。 目前我国新能源装机量和发电量快速上涨，2021 年风光发电量占比近 12%，装机量占 比 27%，随着新能源的大规模装机，新能源消纳问题日益严重，同时电源结构由可控连 续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变， 电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。

电力需求总体保持刚性增长，能源保供需求紧张，火电能源保障基础地位重要性再次强 调。2021 年当年全社会用电量净增量 8000 亿千瓦时，远远高于“十四五”以前历史最 高水平 5400 亿千瓦时。在用电需求刚性增长、新能源大规模装机且消纳问题、调峰负 荷不足的问题日益严重的背景下，近年来电力紧缺事件频发，火电作为基荷电源保供地 位的重要性得到进一步提升。火电投资增速迎来拐点。2021 年全国火电投资完成额提升至672 亿元，同比增长21.5%， 2022 年增长趋势更加明显，1-8 月累计实现火电投资完成额 480 亿元，同比增长 60%。

新增核准煤电装机规模不断提升。根据绿色和平数据，2021 年全国新增核准煤电装机约 18.55GW，同比减少了 57.66%，比“十三五”期间每年的平均核准装机减少了 34.91%， 总体反映了 2021 年 4 月提出“严控煤电项目”后，企业与地方政府逐步收紧对新煤电 项目的审批。但在 2021 年 9 月限电频发后，Q4 火电核准进度明显加快，第四季度装机 量比前三季度总和还要高出 45.85%。2022Q1 中国新增的核准煤电装机已达 8.63GW， 已达 2021 年全年总核准装机的 46.55%。

2、火电灵活性改造加速推进，业绩爆发预期在即

2.1、新型电力系统建设推进，火电灵活性改造重要性凸显

双碳目标牵引下构建以新能源为主的新型电力系统，主要面临三大挑战：电力支撑能力、 调频调压能力和灵活调节能力，亟需更多具有交流同步发电机特性的灵活调节电源。目 前，风电、光伏等新能源发电比例不断增高，但是又具有间歇性、随机性和波动性，很 难做为可靠电源参与电力平衡，电力支撑能力不足。同时，风电、光伏发电和直流输电 缺乏常规电源的转动惯量、调频、调压等功能，导致系统频率和电压的不稳定。而在灵活调节能力方面，根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，电力系统中灵活 调峰电源至少要达到总装机的 10%—15%，而我国灵活性电源占比还不到 6%。

但受资 源禀赋等因素限制，灵活调节电源建设远不及新能源、核电发展速度。抽水蓄能电站受 站址资源和建设工期限制，气电受气源、气价约束，发展规模有限。现阶段储能技术受 制于经济性、安全性，尚不具备大规模商业化应用条件。整个电力系统依然主要依靠火 电机组进行调节，火电的支撑作用依然重要。

煤电机组灵活性改造后进行深度调峰具有显著经济性。煤电长期作为我国发电主体，灵 活性资源丰富。据《储能的度电成本和里程成本分析》以及《广东“十三五”电源调峰 联合运行策略优化》，采用煤电深度调峰的单位发电成本为 0.05 元/度，抽水蓄能的单位 发电成本为 0.06 元/度，采用电源侧储能的单位发电成本为 0.75 元/度，煤电灵活性改 造单位成为最低，且深度调峰的成本也显著低于其他电源侧灵活性资源。火电灵活性改造的主要目标是：降低最小负荷以增加现有机组调峰能力。火电灵活性主 要是指火电机组的运行灵活性，其主要目标是使火电机组充分、及时响应电力系统的波 动性变化，最终提高电力系统整体灵活性。火电灵活性主要指标包括：最小负荷、爬坡 速率以及启停时间。

火电机组具备灵活性改造空间大、效果好、性价比高、周期短的特点，相比之下，抽蓄 受建设条件限制，电化学储能前期投入资本高且资源有限，天然气价格易受国际市场影 响，火电灵活性改造具备成为“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一的潜力。

2.2、政策支持逐步完善，火电灵活性改造市场空间进一步打开

火电灵活性改造政策支持不断出台，火电企业转型契机打开。“十三五”期间，我国规 划完成火电机组改造共计 2.2 亿千瓦。而截至 2020 年底，实际完成火电机组改造合计 约 8000 万千瓦，完成率仅为约三分之一。“十四五”期间政策再次加码，并传导到地 方，各省纷纷出台火电灵活性改造的相关规划，市场空间进一步打开，并预计在未来五 年内进入业绩爆发期。