新能源消纳系列报告（二）：火电灵活性改造：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期

火电灵活性改造：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期 新能源消纳系列报告（二） 2023年9月12日 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031 李春驰电力公用联席首席分析师 执业编号：S1500522070001联系电话：010-83326723 邮箱：lichunchi@cindasc.com 左前明能源行业首席分析师 执业编号：S1500518070001联系电话：010-83326712 邮箱：zuoqianming@cindasc.com 行业名称公用事业 行业深度报告 行业研究 证券研究报告 火电灵活性改造：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期 2023年9月12日 本期内容提要: “双碳”目标下新能源快速发展催生灵活性资源需求，火电灵活性改造为当前较为经济可行的灵活性调节方式。2010-2022年间，风光装机量年复合增长率为30.94%，风光发电量年复合增长率为 30.2%，未来风光装机与发电量有望保持增长。然而，由于新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现（详见信达能源2023 年5月9日发布的《新能源发展的消纳风险研究》）。我国灵活性调节能力先天不足，气电调峰效果好，但气源受限且燃料成本高；抽蓄建设周期长且受到地理条件限制；新型储能成本高且调节时长较短；煤电将有望发挥存量装机优势，通过灵活性改造继续挖潜机组调峰能力。 灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力，实现“热电解耦”是改造关键。对于纯凝机组，重点是实现低负荷状态下的稳燃与宽负荷 脱硝；对于热电联产机组，改造关键在于实现“热电解耦”，一方面进行机组本体改造，通过降低汽轮机出力水平减少发电；另一方面通过增加热储能设备，如热水罐储能、电锅炉固体储能等。不同调峰方法的选择需根据不同电厂情况因地制宜。根据国家能源局22个改造试点来看，90%皆为热电联产机组的灵活性改造，全部试点中35%采用热水蓄能改造，30%采用电热固体储能+电极锅炉的方式，加装储能装置或成为主要改造方向。 辅助服务市场发展是灵活性改造的核心驱动力之一。从改造经验看，东北地区辅助服务市场执行早、补偿标准高，灵活性改造推进 的速度最快。改造动力主要考察灵活性改造经济性，即看调峰补偿收入增加是否可以弥补灵活性改造成本与供电煤耗上升成本。我们对60万千瓦机组改造进行经济性测算，假设改造后最小出力降到 40%，一天中有三小时深度调峰，补偿价格为0.2元/kWh。经过灵 活性改造后，度电利润可增长0.006元至0.026元/kwh。全年税前超额利润达到1013.67万元；当最低负荷40%时、调峰补偿≥0.11元 /kWh，最低负荷30%、调峰补偿≥0.21元/kWh时，火电灵活性改造具有经济性。当前，根据各省区现行的调峰补偿标准，大部分地区出力在小于40%时，补偿标准大于0.2元/kWh，即具有灵活性改造推广的经济性。 火电灵活性改造市场空间广阔。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四🖂”期间将完成灵活性改造2亿千瓦，因此假设“十四 🖂”期间改造机组容量为2亿千瓦；远期看，60万千瓦及以下机组 （7.6亿千瓦）均需要改造，其中90%为热电联产机组，新增调峰能力20%。据我们测算，“十四🖂”期间市场待改造机组的本体改造费用约44.4~88.8亿元、热电解耦改造费用为316.44-497.88亿元；远期看市场空间来看，机组本体改造费用约135.1~270.22亿元、热电解 耦改造费用为961.98-1513.56亿元。 投资建议：火电灵活性改造关键是要解决低负荷稳燃及宽负荷脱硝。华光环能获得中科院热物理研究所“煤粉预热燃烧技术”的独家技术授权，可以大幅降低负荷的同时保证低NOx排放浓度，未来 有望伴随技术调试成功并进入商业化，或将成为公司业绩增长亮点；西子洁能通过持有赫普能源25%的股权切入火电灵活性改造市场，赫普能源在行业中竞争力较强，有望伴随灵活性需求提升而持续受益。宽负荷脱硝是机组改造的刚需，青达环保为宽负荷脱硝技术的主要供应商，公司同时经营电极锅炉系统、蓄热器系统等相关 业务，有望伴随灵活性改造需求增加而驱动业绩增长。更换等离子燃烧器有利于机组在低负荷状态下保证稳定燃烧，龙源技术是燃烧 器市场的龙头，等离子体燃烧器市场份额占比达到90%，且我们认为实控人国家能源投资集团内部有较大的改造需求，有望支撑公司 订单保持高景气趋势。建议关注有望受益火电灵活性改造相关标 的，华光环能、西子洁能、青达环保、龙源技术。 风险提示：火电灵活性改造进程缓慢，政策落地不及预期；辅助服务市场发展滞后；电厂盈利情况不佳导致实施改造的资金不足。 目录一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求6 1.1风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升6 1.2下游电价机制疏导不畅是灵活性改造推进不及预期的主要原因10 二、火电灵活性改造技术多样，因厂施策12 2.1火电灵活性改造路径12 2.2不同核心设备的竞争格局16 三、辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力19 3.1辅助服务市场由计划到市场，火电灵活性改造动力有望增强19 3.2火电灵活性改造市场空间测算20 3.3灵活性改造经济性测算23 四、公司梳理27 华光环能：“火改”+“制氢”业务有望成为业绩增长新动能27 西子洁能：熔盐储能技术拓展业绩成长空间29 青达环保：全负荷脱硝业务或将成为业绩主要增长点30 龙源技术：背靠央企的燃烧器龙头公司32 �、投资策略35 六、风险提示35 表目录表1：不同灵活性资源特点对比7 表2：主要灵活性资源调节能力对比8 表3：“十三🖂”期间火电灵活性改造相关政策10 表4：“十四🖂”期间火电灵活性改造相关政策11 表5：低负荷稳燃方案对比13 表6：3种宽负荷脱硝技术对比13 表7：热电联产机组改造路径对比15 表8：涉及热储能技术灵活性改造的部分公司17 表9：新旧细则内容对比19 表10：各地区火电灵活性改造配置新能源指标的政策要求20 表11：煤电灵活性改造技术路线及成本情况21 表12：燃烧器改造技术路线市场空间对比22 表13：宽负荷脱硝技术市场空间对比22 表14：储热技术市场空间对比22 表15：煤电灵活性改造经济性测算参数表23 表16：煤电灵活性改造经济性测算结果24 表17：调峰时长和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）24 表18：改造成本和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）25 表19：最小出力水平与调峰补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）25 表20：全国主要地区深度调峰基准值和补偿标准25 表21：2023年3月公司收购电厂情况28 表22：主要受益标的估值表35 图目录图1：2009-2022年风光发电装机量占比不断提升（万千瓦）6 图2：风光发电量占全社会用电比例超过10%（亿千瓦时；%）6 图3：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况7 图4：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理）7 图5：2022年主要国家发电量结构情况9 图6：灵活性提升成本与效益9 图7：各国火电机组调峰能力对比9 图8：东北地区弃风率大幅降低11 图9：2018年东北调峰补偿费用最高11 图10：火电灵活性改造思路梳理12 图11：汽轮机旁路供热改造示意图14 图12：切除低压缸进汽改造示意图14 图13：水蓄能系统示意图14 图14：电锅炉参与电厂调峰示意图14 图15：灵活性改造技术路线占比15 图16：等离子系统与微油系统经济性对比16 图17：国能集团给予龙源技术大量订单支持16 图18：不同锅炉负荷下的NOx原始排放质量浓度17 图19：我国辅助服务市场发展脉络19 图20：我国煤电机组容量分布21 图21：灵活性改造后机组成本与收入构成23 图22：公司业务布局27 图23：华光环能历年营收（亿元，%）27 图24：华光环能历年归母净利润（亿元，%）27 图25：华光环能2022年毛利结构（亿元，%）28 图26：华光环能历年ROE及销售毛利率情况28 图27：40t/h煤粉预热燃烧锅炉29 图28：煤粉预热燃烧技术实现超低Nox排放29 图29：西子洁能利润情况（百万元）29 图30：西子洁能2022年毛利结构29 图31：西子洁能青海德令哈50MW塔式熔盐项目30 图32：西子洁能电极锅炉30 图33：青达环保产品领域展示图30 图34：青达环保历年营业收入情况31 图35：青达环保历年归母净利润情况31 图36：青达环保净利率和毛利率31 图37：青达环保分业务收入（万元）31 图39：青达环保炉渣节能环保处理业务32 图41：青达环保全负荷脱硝业务32 图42：龙源技术股权结构图（2023H）33 图44：2022年龙源技术收入结构情况33 图45：龙源技术等离子点火系统34 一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求 1.1风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升 “双碳”目标推动我国风光装机占比和电量占比快速上升，系统消纳新能源的难度逐渐加大。从装机容量看，我国风光装机量从2010年的2984万千瓦增长至2022年的75805万千瓦，年复合增长率达30.94%，同时，根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，到2030年风光发电总装机容量达到12亿千瓦以上，较2022年增幅达到58.31%。从发电量看，2022年我国风光发电量为11900亿千瓦时，占总发电量的13.69%。国家能源局印发 《2023年能源工作指导意见》中提出，2023年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。《“十四🖂”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到 3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。我们预期高比例新能源接入将成为电力系统的发展趋势。风光发电具有随机性、波动性特点，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。2022年，蒙东、蒙西、甘肃、青海等新能源装 机量较高的地区，弃风率均超过5%。同时，需要注意的是，2010-2022年间，风电装机量 年复合增长率23.31%，光伏装机量年复合增速84.27%；相比之下，风电发电量年复合增速25.5%，光伏发电量年复合增速84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。 图1：2009-2022年风光发电装机量占比不断提升（万千瓦）图2：风光发电量占全社会用电比例超过10%（亿千瓦时；%） 30% 27% 24% 21% 19% 16% 14% 11% 7%9% 2% 3%5%6% 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 火电装机量水电装机量核电装机量风电装机量太阳能装机量占比 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 风电发电量太阳能发电量风光发电占比 13.7% 11.7% 9.5% 7.8% 6.5% 5.1% 8.6% 2.8%3.2% 4.0% 0.7% 1.2%1.6%2.1% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0% 资料来源：同花顺iFinD，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心 新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，需要灵活性资源配套来解决消纳问题。一方面，新能源发电受天气影响大，存在出力的不确定性；另一方面，新能源出力的同质性 导致同一时间集中出力，加剧新能源竞争；此外，新能源出力与电网负荷波动具有相反的特征，风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主