新型电力系统系列报告一：火电灵活性改造：推火电变革，促新能源消纳

投资要点 风光发电不足，未来电力供应压力持续。我国风光装机增速快，但发电效率不高致使发电量不足，21年我国风光发电量9826亿kwh，占全社会用电量比例12%，风光发电量增量2550亿kwh，仅占全社会用电量增量的32%，难以弥补用电量增量缺口。风光发电间歇性与用电双峰特征存在矛盾，风光资源集中于西北部与用电负荷集中于东南部存在矛盾，此外夏季气温不断创新高，综合导致21年全国电力供应净缺口3975亿kwh。未来3年随着全社会用电量的持续增长，电力供应压力将延续。 火电将继续发挥“兜底能源”作用，新增装机及投资额有所增长。在能源转型过渡期，风光发电不足，仍须火电、水电及核电等常规能源支撑电力需求。考虑火电利用小时数较高、发电技术成熟、发电燃料丰富、建设周期短和投资成本低等显著优势，将会是电力保供最佳电源选择。自2021年以来，国家发布各种电力保供政策中以支持火电为主，火电“兜底能源”作用凸显，预计十四五期间，煤电新增装机将迎来反弹式增长，22-24年合计新增装机140GW；煤电投资额也将大幅提升，22年1-7月已实现405亿元，同比增长70%，预计22-24年火电投资额有望实现约4000亿元。 新能源消纳不足，电力系统不稳定，火电灵活性改造价值彰显。风光发电具有间歇性与波动性特征，出力和负荷不匹配问题较大，风光电力大规模并网会对电网稳定性造成较大冲击。“十三五”期间，我国弃风弃光率已降至4%以下，但青海、新疆、河北等西北地区弃风弃光率高企不下，风光消纳形势依然严峻。火电灵活性改造以0.05元/kwh度电成本，相对于抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站等灵活性改造方式，有明显成本优势。在促进新能源消纳及提升电力系统稳定性需求下，火电灵活性改造价值得以彰显。 火电灵活性改造调峰服务是重点，行业发展驶入快车道。火电灵活性改造三大灵活性指标：最小出力、启停时间、爬坡速度，核心目标是降低最小出力，即增加深度调峰能力。“十三五”期间，我国火电灵活性改造完成率仅38.3%，纯凝机组、热电联产机组深度调峰能力分别为30%-35%、40%-50%，距离丹麦15%-20%的深度调峰能力还有较大差距。灵活性电源装机不足6%，距离24%装机目标仍有18pp提升空间。根据《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》，明确调峰容量补偿标准：火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿。按增加调峰容量计算，中性情境下火电灵活性改造未来市场规模有望实现约350亿元；按灵活性改造容量测算，火电灵活性改造市场规模可达120-360亿元。 风险提示：电力保供及火电灵活性改造政策不及预期、火电灵活性改造投资额不及预期、改造技术不达标、改造进程缓慢等。 1新能源出力不足，火电保供价值凸显 1.1风光发电占比较低，电力供应仍然偏紧 22年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加大负荷压力。对比过去几年，由于气候变暖，22年气温创历史新高，进而导致全社会用电量明显增长，8月全社会用电量达8536亿千瓦时，同比增长12.2%，用电负荷大增逐渐显现出电力供应不足的问题。在以新能源发电为主体的新型电力系统转型过程中，如何保障电力供应成为亟待解决的问题。 图1：22年夏季全国平均气温高于往年（℃） 图2：22年夏季全社会用电量高于往年（亿kwh） 风光发电量高速增长但贡献仍然较低，难以弥补每年用电量增量。截至2021年底，我国风光装机规模为9826GW，在总装机中占比26.7%。风光装机量提升带动发电量相应增长，发电量占比由6.6%增至11.8%，5年增长5.2pp，虽提升幅度较大，但发电量占比仍较低。每年全社会用电量增量显著高于风光发电量增量，2021年风光发电量增量仅为用电量增量的32.2%。风光电力供应不足，用电量增量缺口需要常规能源发电弥补。 图3：2021年风光发电量占比约为11.8% 图4：风光发电量增量显著小于全社会用电量增量（亿kwh） 新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题： 风光发电具有间歇性，但用电呈现“日内双峰、冬夏双峰”特点。我国用电情况呈现典型“日内双峰，冬夏双峰”的特点。而风光发电受到光照强度、风力强度等影响，发电具有随机性、间歇性、波动性等特点。风光发电能满足一般用电需求，但对短时大增的用电量需求无能为力，电力系统调峰仍需核电、火电、水电等常规发电方式支撑。“十四五”期间新能源装机增速快，但核、火、水电装机增速不足，导致电力供应缺口难以填补。 图5：四季典型日内负荷曲线呈现“日内双峰” 图6：国网经营区日最大负荷变化呈现“冬夏双峰” 风光资源分布不均，局部地区缺电现象频现。我国风光资源多分布于内蒙古、青海、甘肃和新疆等西北地区，而用电需求集中于江浙沪等东南沿海地区，再加上特高压等远距离送电渠道建设不成熟，共同导致了西北地区弃风弃光，而东南地区缺电的矛盾现象。加大常规能源电力供应以及跨区远距离输电将有效解决这一矛盾现象。 图7：我国海陆风力资源分布情况（W/平方米） 图8：我国太阳能资源分布情况（ kwh/m2 ） 未来3年电力保供压力大，电力供应紧张地区数量将增加。根据电规总院发布的《未来三年电力供需形势分析》，考虑我国各类电源装机情况，以及电源/电网/特高压输送/储能装机等工程进展情况，预计22年我国电力供需紧张地区有5个（安徽、湖南、江西、重庆、贵州），供需偏紧地区有12个；23年我国电力供需紧张地区有6个，新增山东省，供需偏紧张地区有17个；24年我国电力供需紧张地区有7个，新增湖北省，供需偏紧张地区有10个。以电力实际备用率（=1-最大负荷/保证可用装机容量）作为电力平衡的核心指标，未来3年我国电力系统实际备用率呈逐年下降趋势，电力负荷缺口持续扩大，电力保供局势依然紧张。 图9：未来3年全国电力供需形势更为紧张 21年全国电力供应总缺口达3975亿千瓦时，我国电力需求未来预计保持刚性增长势态。21年全国合计14个省市电力盈余7841亿千瓦时，合计16个省市电力缺口11815亿千瓦时，全国电力总缺口3975亿千瓦时。从地域来看，新疆、宁夏、甘肃等西北地区电力盈余量较大；上海、广东、山东等东南那沿海地区电力缺口较大，风光出力不足，将进一步凸显火电等传统电源保供地位。而我国全社会用电量保持稳定增长势态，21年我国全社会用电量8.3万亿千瓦时，同比增长10%，净增8000亿千瓦时，显著高于“十二五”和“十三五”期间年均增量水平，根据电规总院分布的《未来三年电力供需形势分析》，预计22-24年分别实现8.7/9.2/9.6亿千瓦时用电水平。 图10：21年全国电力供应总缺口达3975亿千瓦时 图11：全社会用电量呈现刚性增长态势 1.2火电兜底保供作用凸显，投资建设有望加速 电力供应偏紧背景下，火电兜底保供作用凸显。21年核电/火电/水电平均利用小时数分别为7778/4354/3622小时，风电/光伏平均利用小时数受自然资源限制，显著小于常规电源，分别为2246/ 1163小时。而核火水3种常规电源中，火电兜底作用明显，21年火电装机规模占比55%，发电量占比高达67.9%。 图12：21年火电利用小时数高达4354h 图13：21年火电发电量占比达67.9% 火电相比核电及水电，具有建设周期短、建设成本低等优势。对于火电，我国煤炭资源丰富，火电机组建设周期短，建设成本低，且发电效率较高（35-40%），稳定性较强，作为我国主力电源，将继续保障电力供应。对于核电，建设周期较长，建设成本较高，且铀矿资源较为短缺，核电选址空间有限，放射性大，装机量较低，无法充当电力供应主力。 对于水电，建设周期很长，建设成本也很高，水资源丰富但来水不稳定，无法供应稳定电力。综合考虑，火电是保障电力供应最佳电源选择。 图14：火电建设周期最短约为1.5年 图15：2020年火电单GW造价最低为0.30万元/GW 全国电力供应短缺显现明显，各地出台保障政策以火电支撑为主。21年8月受南方地区来水偏枯和煤炭价格高企影响，火电机组顶峰能力不足，南方区域4省（区）、蒙西实施有序用电措施。21年9月后全国临时检修机组容量增加，有序用电范围进一步扩大，个别地区出现了拉闸限电情况。为此，国家迅速出台一系列政策措施，加快煤炭产能释放，促使煤炭价格高位回落，火电承担起保障电力供应主要责任。政策支撑使得电力保供能力逐步增强，火电发电量增加将有效缓解全国电力供需紧张压力。 表1：21年以来火电支撑电力保供相关政策/会议 电力保障要求强化火电地位，火电装机有所提速。“十二五”煤电年均新增49GW，“十三五”年均新增36GW，从2011年-2020年，煤电关注度逐渐降低，新增装机量也呈现降低势态。但近两年电力需求加大，多地电力供需缺口大，国家出台多项电力供应保障政策，火电“压舱石”作用凸显。自21Q4以来火电单季度核准装机规模显著增长，22年1-8月火电核准装机40.8GW，而21Q1-Q3火电核准装机仅为3.03GW。预计“十四五”期间，煤电新增装机将有所提速，22-24年合计新增装机140GW，年平均装机达46.7GW。 图16：22-24年预计新增装机140GW 图17：21Q4以来火电单季度核准装机量显著增长 火电投资建设有所提速，未来3年有望带动产业链投资额约4000亿元。“十三五”期间火电年均投资833亿元，相较“十二五”有所下滑，2020年投资额为568亿元，2021 年火电投资额有所提速达707亿元，同比增速24.5%；22年1-7月火电投资额达405亿元，同比增长70.2%。 图18：2022年1-7月投资额达405亿元（+70.2%） 按照20年平均单位造价测算，未来3年火电投资额可达4580亿元。根据电规总院发布的《火电工程限额设计参考造价指标》显示，20年我国2*660MW机组的新建/扩建造价分别为3636/3119元/kw，2*1000MW机组的新建/扩建造价分别为3309/3022元/kw，两类型机组投资额合计216亿元。根据上述单位造价取平均值为3271.5元/kw，根据电规总院《未来三年电力供需形势分析》显示，2022/2023/2024年火电装机规模预计为40/50/50GW，由此测算出未来3年火电投资额分别为1309/1636/1636亿元，合计4580亿元。 表2：2020年两种类型机组造价指标情况 表3：未来3年火电投资额预计（按20年平均单位造价测算） 按照21-22年投资额平均增速测算，未来3年火电投资额近4000亿元。根据中电联数据显示，21年火电投资额707亿元，同比增速24.5%，22年1-7月火电投资额405亿元，同比增速70.2%。2022年有关火电灵活性改造的政策频出，火电核准和装机增速，火电灵活性改造作为火电盈利转向的主要方向，预计未来3年火电投资额也将保持较高增速。 21年和22年火电投资额同比增速平均水平为47.4%，保守估计未来3年火电投资增速为35%，以2021年火电投资额707亿元为基础，算出2022/2023/2024年火电投资额分别为955/1289/1740亿元，合计投资额3983亿元。 表4：未来3年火电投资额预计（按21-22年投资额平均增速测算） 设备购置费用为火电投资的主要部分，其中主机设备费用占比59%。根据电规总院2020年发布的《火电工程限额设计参考造价指标》，以2*1000MW机组为例，机组的费用结构包括建筑工程费用、设备购置费用、安装工程费用、其他费用，其中设备购置费用在机组总投资额中占比42.2%，是最主要的部分。机组设备费用支出包括锅炉、汽轮机、汽轮发电机、其他，其中主机设备占比过半为59%。 图19：2*1000MW机组费用结构 图20：2*1000MW机组设备费用占比 2火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大 2.1新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段 我国风光装机发电量双增，促风光消纳重要性日渐提升。21年我国风光装机量占比达27%，发电量占