公用事业行业电力系列报告(一)：火电灵活性改造-破新能消纳困境，筑火电转型之基

火电灵活性改造是短期推动新能源消纳的重要手段。随着双碳战略的提出，以风光为代表的新能源发电占比快速提升，新能源大规模并网带来消纳难题。虽然在“十三五”期间全国新能源消纳情况持续向好，但2021年局部地区弃风弃光率仍有所回升，其中青海地区弃风率为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。在此形势下，增大调峰能力已是迫在眉睫。 目前，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，其中煤电机组具备灵活性改造效果好、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，因此可以说火电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一。 火电灵活性改造逐步深入，调峰辅助服务市场是关键。降低机组最小出力是火电灵活性改造最核心的目标，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%，对比海外标准，国内火电机组最小出力仍然有较大优化空间。从改造进程来看，2016年国内火电灵活性改造以东北地区为试点，并逐步向西北、华北、华东等地拓展。据国家电网数据显示，“十三五”期间，“三北”地区实际完成火电灵活性改造8241万千瓦，占全国火电灵活性改造的50.84%，目标完成率仅为38.33%，主要是由于“十三五”期间调峰辅助服务市场发展较缓，市场化不足。从改造经济性来看，调峰辅助服务市场是火电灵活性改造盈利能力重要的影响因素之一，调峰辅助服务补贴是火电灵活性改造主要的收入来源，且不同地区调峰辅助补贴政策有较大差别。从补贴力度来看，国家能源局数据显示，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，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。 政策叠加辅助服务市场发展，火电灵活性改造迎来发展机遇。从辅助服务市场机制来看，有效的调峰辅助服务补贴制度是推动火电灵活性发展的核心要素，以东北地区为例，由于“十三五”期间，东北调峰辅助服务补贴较高，带动了区域火电灵活性改造规模的快速提升，并成为全国性标杆。2022年6月，湖北、贵州两地大幅提高深度调峰补偿费用，其中湖北对深调市场每个档位提高0.05-0.1元/千瓦时，贵州则预计将在每档标准上提高172.73%，火电灵活性改造的盈利能力将有望改善。从政策端来看，“十四五”期间，国家大力鼓励火电企业发展灵活性改造，强调存量煤电机组应改尽改，预计“十四五”期间将完成2亿千瓦，对应市场空间约为350亿元。地方政策也在持续加码，内蒙古地区明确具有调峰调频能力的火电企业将优先获得新能源建设指标，利于火电企业抢占新能源发展高地，将进一步刺激企业开展火电灵活性改造的积极性。 投资建议：双碳战略下，新能源消纳问题日趋突出以及国家能源保供和火电企业转型的迫切要求，火电灵活性改造受到广泛关注，国家不断出台政策推动火电灵活性改造的发展。同时，辅助服务市场日趋成熟，调峰辅助服务机制的逐步完善也将成为火电灵活性市场发展的强大动力。建议关注：拟收购赫普能源，积极布局火电灵活性调峰储能改造解决方案的【西子洁能】；掌握火电灵活性改造核心技术及产品的【青达环保】；火电转型新能源标的【华能国际】；积极布局风电的新能源运营商【龙源电力】 风险提示：政策推进不及预期、辅助服务市场发展不及预期、技术创新不及预期。 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。 图1：2011-2050E年中国各类电源发电量（10亿千瓦时） 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。 图2：湖北工作日典型负荷曲线 图3：湖北节假日典型负荷曲线 图4：2014年湖北五岳山风电场各季日均出力曲线 图5：2014年湖北汉川光伏电站各季日均出力曲线 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。 图6：2012-2021年中国风电弃风量（亿千瓦时）和弃风率 图7：2015-2021年中国光伏弃光量（亿千瓦时）和弃光率 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。 图8：2020-2021年全国分地区弃风率情况 图9：2020-2021年全国分地区弃光率情况 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。 表1：西北区域各省（区）弃风弃光原因模拟结果对比 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。 图10：2021年全国各类发电装机容量 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。 表2：各类电源调峰技术特点的对比 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。 图11：各类有偿调峰方式的单位发电成本 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。 表3：国内外煤电机组灵活性改造前后最小出力对比 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。 图12：火电灵活性改造进程 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： 表4：火电灵活性改造主要技术路线 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。 图13：灵活性改造涉及子系统示意图 图14：热电联产机组实现热电解耦的主要策略 图15：混凝土储热在热电联产机组灵活性改造中的应用 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。 表5：2016年东北地区开展火电灵活性改造的22个试点项目 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%。 图16：“十三五”期间，全国火电灵活性改造容量 图17：“十三五”期间，火电灵活性改造后增加调峰能力 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