新型电力系统系列3：火电灵活性改造专题—火电转型正当时，灵活性改造迎机遇

“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题。随着“双碳”目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风、光等可再生能源发电高速发展。据Wind数据，2022年前8月，新增电源装机中太阳能发电和风电合计占比高达63.28%。据国家能源局预测今年风光发电量占全国用电量比重有望超12%。随着风光并网占比的快速提升，其间歇性波动的特征带来了愈发严重的消纳难题。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022年前8月，蒙东地区、蒙西地区风电利用率仅为89.7%和90.7%，西藏的光伏利用率仅为81.7%。当前电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大，电力系统的灵活性急需提升。 电力系统灵活性需求提升，煤电或将率先发挥作用。电能不易于大规模、长时间储存，因此无论是以化石能源为主的传统电力系统还是新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力供需平衡都是电力系统的核心。电力系统中包括电源侧、电网侧、用户侧、储能等各个环节均可提升灵活性，我国电网的调节能力整体来说较为欠缺，当前调峰资源主要以电源侧为主，由于投资成本和周期的限制，未来很长一段时间电源侧将持续扮演关键角色。我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，当前煤电机组存量较大，随着风光并网增多，煤电机组发电小时数或将不断减小，煤电机组必将在接来下很长一段时间的调峰资源中扮演重要的作用。 灵活性改造的目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。常规煤电机组最低稳定的负荷率为50%左右，而电力系统的灵活性需求是要达到20%或者更低的负荷率水平，并且可以实现快速的调节。因此灵活性改造的主要目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。对于纯凝机组来说，主要包括：稳燃技术、制粉系统改造、汽机侧滑压曲线优化、宽负荷脱硝、控制系统优化等手段；对于热电联产机组来说，主要是实现热电解耦，具体包括：储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等技术路线。 辅助服务市场加速建设，火电灵活性运行具备经济性。近年来，我国电力辅助市场建设加速，火电深度调峰已经在新能源装机发展初期发挥了重大作用。据国家能源局综合司通报2019年上半年电力辅助服务有关情况显示，2019年上半年参与电力辅助服务补偿费用达130.31亿元，调峰占比最高达38.44%。目前深度调峰仍为稀缺资源，据各能监办、能监局公布的补偿标准，多地最低负荷率档位的电量补偿标准上限接近1元/kWh，参与调峰利润水平远超发电上网。经初步测算，在本文的假定条件下，300MW的煤电机组进行灵活性改造后可实现每年税前利润增加25.00万元。敏感性分析表明，利润受补偿标准、每日参与调峰时长、改造最低负荷以及煤价较为敏感，同时改造造价和折旧年限对其也有一定的影响。当前假设下，补偿标准0.29元/kWh为灵活性改造运行的盈亏平衡点。综合对比发现，西北、东北以及南网区域，目前补偿标准较高，火电灵活性改造市场有望率先打开。 投资建议：重点推荐华光环能，建议关注青达环保、西子洁能和东方电气。华光环能为老牌锅炉制造商，深耕锅炉制造业多年具有较高的技术水平和客户资源。公司与中科院合作研发的煤粉燃烧预热技术完美适配煤电灵活性改造，技术优势明显，兼顾宽负荷率和超低NOx排放，可实现15~115%负荷范围内连续稳定运行同时大幅降低环保端支出。 目前该技术已完成关键技术和中试研究，技术推广后有望为公司带来强劲的业绩增长点。青达环保主要致力于节能降耗以及环保减排设备的设计、制造和销售，全负荷脱硝和蓄热罐产品可用于火电灵活性改造。全负荷脱硝业务营收近年来高速增长，未来随着灵活性市场进一步打开，公司将充分受益。西子洁能是余热锅炉龙头，产品市占率高覆盖面广，具备灵活性改造优势，同时熔盐储能技术未来也有在灵活性改造中发挥重大作用。东方电气是全球最大的能源装备制造企业集团之一，经过多年的发展，形成了“六电并举、六业协同”的完整产业格局。公司具备100万千瓦等级机组、大型循环流化床锅炉等领先的火电产品，电站锅炉年销量占全国电站锅炉新增装机量的40%。此外公司水电产品国际领先，水轮机组产量占全国新增水电装机量的59.26%。2022年以来，火电投资加速，公司凭借先进的技术和优秀的产品将充分受益。 风险提示：政策执行不及预期；项目推进不及预期；市场竞争加剧；项目收益测算偏差的风险：研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 1.“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题 1.1.新能源装机快速增长，风光发电量持续走高 新能源发电装机占比快速增高，高比例新能源并网成必然趋势。随着“双碳”战略目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风电、太阳能等可再生能源迎来了高速发展，使得以火电为主的传统电源系统正向以风电、光伏发电等为主的清洁电源系统转变。受技术更新、成本降低及政策影响，2015年以来中国可再生能源发电进入高速增长通道。根据Wind数据，截至2021年末，风电、光伏装机容量占比分别达到13.82%、12.90%，而火电装机容量占比已由2009年的74.49%下降至54.56%，呈现逐年下降的趋势。2022年前8月累计新增发电装机中，太阳能发电和风电合计占比高达63.28%，可再生能源装机占比维持高位。2021年9月22日发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》报告中提出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2021年末，我国电源总装机容量约为23.77亿千瓦，由此可见，高比例新能源将成为未来我国电力系统的必然发展趋势和重要特征。 图表1：2009-2021全国发电装机容量结构 图表2：2022年前8月累计新增发电装机容量结构 2022年风光发电量占比有望超12%。根据Wind数据，截至2022年8月，风光装机累计达6.94亿千瓦，占全部电源装机的28.18%。随着装机量的快速增长，风光发电量同样大幅增长，2022年前8月风光发电量累计达5908.90亿千瓦时，占全国发电量10.56%，同比增长1.55pct。 据国家能源局发布的《2022年能源工作指导意见》预估，今年全国风光发电量占全国用电量比重有望超12%。 图表3：2016- 2022M8 风光电装机量占比 图表4：2012- 2022M8 风光发电量占比 1.2.风光特性带来消纳难题，电力系统亟需加速转型 资源分布不均造成消纳难题，部分地区弃风弃光持续恶化。我国西部风能太阳能资源丰富，区域电力系统中风光新能源装机容量和发电量均居国内首位，而西部地区电力需求增速不及新增装机带来的电力供应，造成了供需不平衡愈发严重。根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年8月全国新能源并网消纳情况》，内蒙古地区弃风最为严重，蒙东地区和蒙西地区8月风电利用率分别为94.9%和99.1%，1-8月风电利用率分别为89.7%和90.7%；西藏弃光最为严重，8月光伏利用率为89.3%，1-8月光伏利用率为81.7%。根据前瞻产业研究院数据，截至2021年，内蒙古弃风电量和弃风率分别为50.6亿千瓦时和8.9%，同比增长1.2pct。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2021年，西藏地区弃光电量和弃光率分别为4.3亿千瓦时和19.8%，同比下降5.6pct。 根据华经产业研究院数据，截至2021年，中国风电弃风率3.1%，同比微增。 图表5：2008-2021内蒙古弃风电量和弃风率 图表6：2019-2022Q1西藏弃光电量和弃光率 图表7：2011-2021全国风电弃风率 风光间歇性波动性特征，新能源装机带来消纳难题。相比于传统化石能源，风电和光伏具有间歇性、波动性及对天气依赖性较大的特征，对电网安全稳定运行有危害性，目前无技术可解决。“十三五”期间我国新能源消纳水平较好，然而随着新能源高速新能源发展，消纳问题也随之凸显，“十四五”期间，国内新能源将继续保持年均约1亿千瓦的高速发展势头，是“十三五”计划的1.4倍。风电具有反调峰特性，如风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的安全性和稳定性造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。我国新能源消纳基础薄弱，新能源并网同时引发电源侧和电网侧难题，可以导致在负荷高峰期的容量充足性不足、系统灵活性不足等问题。据丹麦能源署测算，对于一个风电装机容量超过5GW的电力系统来说，1m/s的风速变化可能造成超过500MW的发电装机变化。因此，如果电力系统不够灵活，这种巨大的发电量变化就可能导致弃风、电网拥塞和不平衡。 图表8：山西省典型大风季风电出力曲线和负荷曲线 图表9：湖北省典型光伏出力曲线 新场景下电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大。新场景具有新能源种类丰富、可再生能源接入占比较高和系统不确定性较大等典型特征。旧场景下的原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求，而在新场景下，电力系统主要发生了以下四点变化：1）与原始负荷曲线相比，新场景下净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升；2）随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了传统电源，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低；4）传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。 图表10：新旧场景下电力系统净负荷曲线示意图 1.3.丹麦经验值得参考，电力市场是灵活性的关键驱动力 丹麦可再生能源发电占比超50%，电力安全依旧保持极高水平。过去20余年，丹麦的可再生能源发电占比由12%提升至50%，一举成为电力系统中可再生能源所占比重最高的国家。同时，过去10年间丹麦的电力供应安全性平均值为99.996%，能够在可再生能源占比如此之高的情况下保持电力供应安全，丹麦成功转型的经验值得参考。在电力系统从基于热电厂转变为大幅依赖可再生能源发电的过程中会遇到很多挑战和障碍，其中的核心难题就是灵活性需求的不断增长，如何能够以合理的成本，在维持高供电安全性的同时应对发电量的不确定性和可变性，是我国建立新型电力系统过程中必须要解决的难题。 纵观过去20年的发展，整体可以分为四个阶段： （1）2000-2009，可再生能源发电占比12%-20%：电力系统中可再生能源比例尚且不高，通过现有热电厂灵活性运营以及与邻近国家的联网线路就可以满足灵活性需求。自2005年起，热电联产厂从提供基础负荷转变为成为关键的灵活性来源。在电力市场方面，热电联产厂的收入从依赖传统的三段式电价制度转变为参与能形成每小时电价的电力市场推动了其运营灵活性的发展。 （2）2010-2015，可再生能源发电占比22%-44%：随着可再生能源发电占比快速提升，对灵活性措施的投资也大幅提升。此时热电联产厂必须进行深度的灵活性改造以适应当前的需求。在电力市场方面，在原有的与邻国联网线路的基础上，推动了欧洲统一的日前市场建立，提供了接入更广泛的平衡区域以及更便宜的灵活性来源的途径。 （3）2016-2020，可再生能源发电占比超50%：此时电力系统中可再生能源发电占主导地位，仅仅依靠热电联产厂和联网线路已无法满足灵活性需求，此时依靠聚合商机制推动了需求侧灵活性的释放，让消费者从被动消费转变为主动消费，电力系统灵活性资源由电源侧侧向用户侧过渡。在电力市场方面，启动的欧洲跨境日内市场，改善了可再生能源自行平衡日内发电量偏差的能力，因为大量的买方和卖方推动了竞争，提高了市场流动性，推动了整个欧洲范围内日内交易的效率提升。 （4）2020-2030，可再生能源发电占比计划达100%：整体上朝着提高终端能源消费部门耦合和推动需求侧灵活性发展的方向转移，手段包括采用新技术、创新性地使用现有技术、数字化和数据驱动的经营模式等。 预计电力市场交易依然会是灵活性的主要驱动力，而市场设计将不断演进，从而推动灵活性水平