2022年火电灵活性改造行业市场现状及发展空间分析 政策催化下火电灵活性改造服务迎来广阔发展空间

1.火电灵活性改造是推动新能源消纳的重要手段

1.1.新能源发电占比快速上涨，消纳问题日益凸显

新能源发电保持快速增长，占比稳步提升。随着双碳战略目标的提出，催生了以风光为代表的新能源发电的快速发展。根据国家发改委能源研究所发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》，预计2050年新能源发电量为9.66万亿千瓦时，占全年发电量的比例为64%，较2020年提升52个百分点，因此中国“十四五”、“十五五”期间，新能源发电量的占比均将快速提升。

新能源大规模并网带来消纳难题。电力系统由负荷、电网、电源三部分组成，为保持电网的稳定性，需要实现源荷动态平衡。新能源发电大比例接入，对电网系统的稳定带来挑战。在时间上，风光发电受自然环境影响，发电波动性较大，且出力往往同用电负荷不匹配。在空间上，风光装机主要分布在东北、华北北部和西北地区，与用电负荷较高的中东部地区存在空间上的不匹配。以湖北电网为例，如下图所示，从湖北五岳山风电场各季日均出力曲线来看，风电在夜间22时至次日4时之间出力最大，白天12时到17时出力较小。从湖北地区工作日典型负荷期限来看，湖北地区负荷在12时到17时处于峰值，而在23时至次日凌晨7时之间负荷较小，这种不匹配性会增大调峰压力，进一步增大新能源消纳难度。

从新能源消纳情况来看，十三五期间，全国新能源消纳情况持续好转。国家能源局数据显示，2016-2020年，全国弃风率由17%下降至3%，弃光率由10%下降至2%，新能源利用率得到显著提升，主要得益于电网企业持续深挖电网灵活调节潜力，推动跨省跨区输送管道的建设。

根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，2021年局部地区弃风弃光率有所提升，其中青海弃风率为10.7%，较2020年增长6个百分点，西藏弃光率为29.3%，较2020年增长3.9个百分点，新能源消纳的形势依然严峻，继续通过各种策略提升新能源消纳水平。

调峰能力不足是影响新能源消纳水平的重要因素。根据西北能源监管局发布的《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，2020年西北区域各省(区)依然会存在较为严重的弃风弃光，其主要原因为系统调峰能力不足和传输容量受限。随着西北区域电源电网发展，两大原因对弃风弃光影响发生变化。2015年，调峰能力不足已经是西北电网弃风弃光的主导因素。2020年，对于西北大部分省份来说，传输容量受限导致弃风弃光占比已经很小，调峰能力不足影响将愈加严重，因此为保障新能建设，维持弃风弃光率在合理范围，“十四五”期间，国家亟需通过加大调峰能力建设投入，来持续推动消纳水平的提升。

1.2.火电灵活性改造是解决新能源消纳的重要方式

电力装机中火电占比最大，火电是开展深度调峰重要的电源。目前，可以实施调峰的电源包括煤电、气电、水电、核电、抽水蓄能、电化学储能等，截至2021年底，全国火电机组装机容量为129678万千瓦，占2021年末全国发电装机容量的54.56%，火电机组是调峰最重要的电源之一。

煤电机组开展灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，可以在充分保障电网安全稳定运行的前提下，缓解可再生能源消纳的问题。相比之下，气电占比较小，天然气价格易受国际市场扰动；抽蓄受建设条件限制大，电化学储能前期投资成本高。

煤电机组灵活性改造后进行深度调峰具有显著经济性。根据《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，采用磷酸铁锂电池的单位发电成本为1.13元/度，采用煤电进行深度调峰成本最低。

综上，煤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，天然气价格易受国际市场影响，可以说火电灵活性改造将是“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一。

2.火电灵活性改造逐步发展，调峰辅助服务市场是关键

2.1.降低最小出力是火电灵活性改造最核心目标

火电灵活性通常指的是火电机组适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要包括调峰幅度、爬坡速率和启停时间等，其中降低最小出力，增加调峰幅度是火电灵活性改造最广泛和最主要的目标。对比国外领先水平，国内火电机组最小出力仍有很大优化空间。根据中电联2020年发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，目前煤电机组最小出力为50%-60%，供热机组在冬季供热期最小出力仅为75%-85%，目前国内试点项目经过灵活性改造后最小出力为30%-35%，供热机组在供热时最小出力为40%-45%。而从海外经验来看，丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国则为25%-30%，因此与国际领先水平相比，我国火电机组最小出力仍然有很大的优化空间。

依据火电灵活性改造深度不同，可将其分为三个阶段：1）运行管理优化阶段：资产性投入较少，重点从管理和运行上寻找潜力；2）控制系统优化阶段：加大灵活性改造投入，对于热电联产机组，多种蓄热装置投入使用；3）深度改造阶段：涉及多个目标，改造包括电厂内部多个子系统。

在深度改造阶段，对不同类型的煤电机组，依据技术特点的不同，可以采用不同的改造手段：

热电联产机组火电灵活性改造成本更高。由于不同类型的煤电机组采用的改造技术不同，在深度改造阶段投入的成本也不同，1）纯凝机组：包括锅炉、汽轮机等主体设备改造，也包括对控制和通信系统、燃料供应系统等辅助设备改造。2）供热机组改造：在常规火电机组改造基础上，进一步通过低压缸旁路、蓄热罐、电锅炉等方式，实现热电解耦，成本更高。（报告来源：未来智库）

2.2.火电灵活性改造逐步深入，“十三五”期间不及规划

国内火电灵活性改造最早以东北地区为试点。东北地区是中国风能资源最丰富的区域之一，“十二五”期间，东北地区电力装机快速提升，电源结构不合理问题逐年加重，调峰资源严重不足。此外东北地区热电机组比重过高，导致在供热期，调峰问题进一步加剧，弃风限电的频率和时间大幅增加。2016年，国家能源局下达两批灵活性改造试点项目通知，在东北地区遴选了22个燃煤发电项目开展灵活性改造试点推广。

国内煤电灵活性改造进程缓慢，“十三五”期间改造未达目标。根据国家发改委、国家能源局联合发布的《电力发电“十三五”规划（2016-2020年）》，提出在“十三五”期间，“三北地区”火电机组灵活性改造约2.15亿千瓦，改造完成后，“三北”地区增加调峰能力4500万千瓦。而根据国家电网2021年发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告》，“十三五”期间，“三北”地区实际完成灵活性改造8241万千瓦，对比“十三五”提出的火电灵活性改造目标来看，完成率仅为38.33%。

对比海外，火电灵活性改造仍有很大提升空间。中电联数据显示，我国煤电、抽蓄、气电等灵活性调节资源占比不到6%，相比而言，欧美等国灵活性调节资源占比较高，其中西班牙、德国、美国分别为34%、18%、49%。因此，对比欧美国家，国内灵活性资源占比仍有待提升。

2.3.调峰辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力

2.3.1．火电机组在深度调峰时成本显著上升，盈利能力不佳

电力辅助服务市场是针对保证电力系统安全稳定运行所需的辅助服务进行交易的市场，包括调峰、调频、有功备用等。根据国家能源局发布的《国家能源局综合司关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，在电力辅助服务补偿费用结构中，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%，调峰补偿费用占比最大。

从调峰辅助服务的类别来看，分为基本调峰服务与有偿调峰服务，有偿调峰辅助服务则包括实施深度调峰、应急启停、跨省调峰，其中深度调峰因为更频繁普遍而广受市场关注。目前可参与深度调峰的电源包括火电、核电、抽水蓄能、电化学储能等。

火电机组开展深度调峰时，成本显著提升。从成本端来看，主要包括改造成本、可变成本、机会成本三类。改造成本方面，不同机组特性、改造目标等条件差异带来的改造投资不同；可变成本方面，低负荷率运行带来供电煤耗增加，同时机组频繁参与深度调峰，相关主辅机、阀门等设备磨损增多、折旧加快；机会成本方面，机组长期参加深度调峰并在低负荷率下运行带来一定发电收益损失。

调峰辅助服务市场是火电灵活性改造盈利能力最重要的影响因素之一。从收入端来看，包括减少分摊成本以及获得调峰补偿。减少分摊费用方面，改造前，火电机组往往运行在深度调峰标准之上，需分摊其他深度调峰机组的补偿费用，改造后，该部分费用将消失。获得调峰补偿方面，根据调峰深度的不同，分阶段获得调峰补偿。

以东北地区为例，根据《东北电力调峰市场化补偿管理办法》对火电来说需要降低到52%以下即可得到补偿，并根据火电机组调峰深度的不同,采用阶梯式补偿及分摊机制，按照非线性比例“多减多得，少减多罚”的原则加大奖罚力度，以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。

火电机组参与深度调峰后运行成本增加较大，调峰激励不足导致盈利性较弱。参考郭庆丰所著的《火电机组深度调峰经济性分析》，以湖南省某电厂一台300MW亚临界参数机组和一台600MW超临界参数机组为例，300MW亚临界机组50%、40%、30%工况下供电煤耗分别较额定工况升高25.28g/kWh、43.66g/kWh、70.12g/kWh，600MW超临界机组50%、40%、30%工况下供电煤耗分别较额定工况升高29.25g/kWh、46.04g/kWh、73.32g/kWh。此外，机组频繁参与深度调峰，也带来相关运维成本、耗油均上升。

由于火电机组在深度调峰运行时成本显著上升，300MW机组基本处于亏损状态，600MW机组在解决30%负荷率时有可能实现盈亏平衡，表明在当前调峰补贴下，火电灵活性改造后参与深度调峰的盈利能力较弱。

2.3.2．不同地区调峰辅助服务补贴有较大差别，带来盈利能力显著不同

华北、东北、西北、华东、华中、南方等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。2019年上半年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦。截至2019年6月底，新疆、甘肃、山东、福建等近20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。

东北区域调峰补偿力度最大。根据国家能源局统计，2019年上半年，补偿费用为24.50亿元，占全国调峰补偿费用的54.16%，东北地区调峰辅助服务市场规模明显大于其他地区。分省份来看，调峰市场中辽宁月均费用最高。

对不同地区调峰补偿政策进行梳理，从补偿方式来看，大部分地区按照负荷率进行分阶梯式补偿，东北三省与新疆除按阶梯式补偿以外，还额外考虑是否处于供热期。从报价方式来看，南方区域还设定了固定补偿标准，其余地区采用区间补偿标准。综合来看，东北、山东补偿标准较高，南方地区补偿标准普遍很低。

3.政策催化叠加辅助服务市场发展，灵活性改造迎来机遇

3.1.调峰辅助服务市场机制逐步完善，火电灵活性改造盈利能力有望改善

国内火电灵活性改造的核心驱动力在于调峰辅助服务费用设置的合理性。目前，各地调峰辅助服务标准差异明显，以东北地区来看，东北地区调峰服务标准较高，带动了东北地区火电灵活性改造的快速发展，调峰辅助服务费用从2015年5亿元左右上升至2019年30多亿元规模，火电灵活性改造后参与调峰获得的收入也逐步为东北地区的电厂贡献了较多效益。

完善辅助服务机制，武汉、贵州两地大幅提高深度调峰补偿费用。2022年6月21日，华中能源局发布《华中能源管理局进一步完善湖北调峰辅助服务市场报价机制》，对深调市场每个档位提高0.05-0.1元/千瓦时，对比2020年发布的《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》的档位标准（第一档为0.2元/千瓦时，共设5档，每档提高0.1元/千瓦时），最大提高幅度为50%。此外，贵州能源监管办也在推进电力调峰辅助市场交易规则修订，预计将增大对煤电机组参与深度调峰的补偿力度，第一档、第二档、第三档补偿标准较《南方区域电力辅助服务管理实施细则》中的标准提高了172.73%。

3.2.政策催化下，火电灵活性改造服务迎来广阔发展空间

国家鼓励火电灵活性改造，为火电企业转型带来契机。2016年，国家能源局下达两批火电灵活性改造试点项目的通知，正式开启了火电灵活性改造示范工程建设。2018年，国家发改委、国家能源局发布《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，提出优先提升30万千瓦级别燃煤机组的深度调峰能力。2021年，国家发改委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，强调煤电机组灵活性改造应改尽改，促进清洁能源消纳，火电灵活性改造为火电企业的发展带来了转型契机。

地方政策不断加码，火电灵活性改造助力企业抢滩新能源业务。在国家政策驱动下，煤电机组灵活性改造显著加快，内蒙古、山东、贵州等地均陆续发布火电灵活性改造政策，根据2021年4月内蒙古自治区能源局下发的《关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知》，火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模按照不低于改造后增加的调峰空间50%的比例配置给开展灵活性改造的企业。在此形势下，具有调峰调频能力的电源企业将优先获得新能源建设指标，对火电企业拓展新能源发电业务或具有显著增益。

火电灵活性改造具备广阔发展空间。根据国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。假设悲观、中性、乐观情形下，“十四五”期间增加系统调峰能力分别为3000万千瓦、3500万千瓦、4000万千瓦。结合中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约为500元-1500元之间，则悲观情形下火电灵活性改造的市场空间为150-450亿元，中性情形下火电灵活性改造的市场空间为175-525亿元，乐观情形下火电灵活性改造的市场空间为200-600亿元。综上所述，在中性情形下，按照煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量平均成本1000元来计算，预计“十四五”期间火电灵活性改造市场空间约为350亿元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）