1、2022年火電靈活性改造行業(yè)市場現(xiàn)狀及發(fā)展空間分析1.火電靈活性改造是推動新能源消納的重要手段1.1.新能源發(fā)電占比快速上漲，消納問題日益凸顯新能源發(fā)電保持快速增長，占比穩(wěn)步提升。隨著雙碳戰(zhàn)略目標的提出，催生了以風(fēng)光為代表的新能源發(fā)電的快速發(fā)展。根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所發(fā)布的中國2050高比例可再生能源發(fā)展情景暨路徑研究，預(yù)計2050年新能源發(fā)電量為9.66萬億千瓦時，占全年發(fā)電量的比例為64%，較2020年提升52個百分點，因此中國“十四五”、“十五五”期間，新能源發(fā)電量的占比均將快速提升。新能源大規(guī)模并網(wǎng)帶來消納難題。電力系統(tǒng)由負荷、電網(wǎng)、電源三部分組成，為保持電網(wǎng)的穩(wěn)定性，需要實現(xiàn)源荷動

2、態(tài)平衡。新能源發(fā)電大比例接入，對電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定帶來挑戰(zhàn)。在時間上，風(fēng)光發(fā)電受自然環(huán)境影響，發(fā)電波動性較大，且出力往往同用電負荷不匹配。在空間上，風(fēng)光裝機主要分布在東北、華北北部和西北地區(qū)，與用電負荷較高的中東部地區(qū)存在空間上的不匹配。以湖北電網(wǎng)為例，如下圖所示，從湖北五岳山風(fēng)電場各季日均出力曲線來看，風(fēng)電在夜間22時至次日4時之間出力最大，白天12時到17時出力較小。從湖北地區(qū)工作日典型負荷期限來看，湖北地區(qū)負荷在12時到17時處于峰值，而在23時至次日凌晨7時之間負荷較小，這種不匹配性會增大調(diào)峰壓力，進一步增大新能源消納難度。從新能源消納情況來看，十三五期間，全國新能源消納情況持續(xù)好轉(zhuǎn)。國家

3、能源局數(shù)據(jù)顯示，2016-2020年，全國棄風(fēng)率由17%下降至3%，棄光率由10%下降至2%，新能源利用率得到顯著提升，主要得益于電網(wǎng)企業(yè)持續(xù)深挖電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)潛力，推動跨省跨區(qū)輸送管道的建設(shè)。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心發(fā)布的數(shù)據(jù)，2021年局部地區(qū)棄風(fēng)棄光率有所提升，其中青海棄風(fēng)率為10.7%，較2020年增長6個百分點，西藏棄光率為29.3%，較2020年增長3.9個百分點，新能源消納的形勢依然嚴峻，繼續(xù)通過各種策略提升新能源消納水平。調(diào)峰能力不足是影響新能源消納水平的重要因素。根據(jù)西北能源監(jiān)管局發(fā)布的西北區(qū)域新能源發(fā)展規(guī)劃及運行監(jiān)管報告，2020年西北區(qū)域各省(區(qū))依然會存在較為嚴重的

4、棄風(fēng)棄光，其主要原因為系統(tǒng)調(diào)峰能力不足和傳輸容量受限。隨著西北區(qū)域電源電網(wǎng)發(fā)展，兩大原因?qū)夛L(fēng)棄光影響發(fā)生變化。2015年，調(diào)峰能力不足已經(jīng)是西北電網(wǎng)棄風(fēng)棄光的主導(dǎo)因素。2020年，對于西北大部分省份來說，傳輸容量受限導(dǎo)致棄風(fēng)棄光占比已經(jīng)很小，調(diào)峰能力不足影響將愈加嚴重，因此為保障新能建設(shè)，維持棄風(fēng)棄光率在合理范圍，“十四五”期間，國家亟需通過加大調(diào)峰能力建設(shè)投入，來持續(xù)推動消納水平的提升。1.2.火電靈活性改造是解決新能源消納的重要方式電力裝機中火電占比最大，火電是開展深度調(diào)峰重要的電源。目前，可以實施調(diào)峰的電源包括煤電、氣電、水電、核電、抽水蓄能、電化學(xué)儲能等，截至2021年底，全國火電機

5、組裝機容量為129678萬千瓦，占2021年末全國發(fā)電裝機容量的54.56%，火電機組是調(diào)峰最重要的電源之一。煤電機組開展靈活性改造具有改造效果好、性價比高、周期短等優(yōu)點，可以在充分保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，緩解可再生能源消納的問題。相比之下，氣電占比較小，天然氣價格易受國際市場擾動；抽蓄受建設(shè)條件限制大，電化學(xué)儲能前期投資成本高。煤電機組靈活性改造后進行深度調(diào)峰具有顯著經(jīng)濟性。根據(jù)儲能的度電成本和里程成本分析以及廣東“十三五”電源調(diào)峰聯(lián)合運行策略優(yōu)化，采用煤電深度調(diào)峰的單位發(fā)電成本為0.05元/度，抽水蓄能的單位發(fā)電成本為0.06元/度，采用磷酸鐵鋰電池的單位發(fā)電成本為1.13元/度，采

6、用煤電進行深度調(diào)峰成本最低。綜上，煤電機組具備靈活性改造空間大、效果好、性價比高、周期短的特點，相比之下，抽蓄受建設(shè)條件限制，電化學(xué)儲能前期投入資本高，天然氣價格易受國際市場影響，可以說火電靈活性改造將是“十四五”期間推動新能源消納最重要的手段之一。2.火電靈活性改造逐步發(fā)展，調(diào)峰輔助服務(wù)市場是關(guān)鍵2.1.降低最小出力是火電靈活性改造最核心目標火電靈活性通常指的是火電機組適應(yīng)出力大幅波動、快速響應(yīng)各類變化的能力，主要包括調(diào)峰幅度、爬坡速率和啟停時間等，其中降低最小出力，增加調(diào)峰幅度是火電靈活性改造最廣泛和最主要的目標。對比國外領(lǐng)先水平，國內(nèi)火電機組最小出力仍有很大優(yōu)化空間。根據(jù)中電聯(lián)2020年

7、發(fā)布的煤電機組靈活性運行政策研究，目前煤電機組最小出力為50%-60%，供熱機組在冬季供熱期最小出力僅為75%-85%，目前國內(nèi)試點項目經(jīng)過靈活性改造后最小出力為30%-35%，供熱機組在供熱時最小出力為40%-45%。而從海外經(jīng)驗來看，丹麥煤電機組改造后最小出力低至15%-20%，德國則為25%-30%，因此與國際領(lǐng)先水平相比，我國火電機組最小出力仍然有很大的優(yōu)化空間。依據(jù)火電靈活性改造深度不同，可將其分為三個階段：1）運行管理優(yōu)化階段：資產(chǎn)性投入較少，重點從管理和運行上尋找潛力；2）控制系統(tǒng)優(yōu)化階段：加大靈活性改造投入，對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組，多種蓄熱裝置投入使用；3）深度改造階段：涉及多個目標

8、，改造包括電廠內(nèi)部多個子系統(tǒng)。在深度改造階段，對不同類型的煤電機組，依據(jù)技術(shù)特點的不同，可以采用不同的改造手段：熱電聯(lián)產(chǎn)機組火電靈活性改造成本更高。由于不同類型的煤電機組采用的改造技術(shù)不同，在深度改造階段投入的成本也不同，1）純凝機組：包括鍋爐、汽輪機等主體設(shè)備改造，也包括對控制和通信系統(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)等輔助設(shè)備改造。2）供熱機組改造：在常規(guī)火電機組改造基礎(chǔ)上，進一步通過低壓缸旁路、蓄熱罐、電鍋爐等方式，實現(xiàn)熱電解耦，成本更高。2.2.火電靈活性改造逐步深入，“十三五”期間不及規(guī)劃國內(nèi)火電靈活性改造最早以東北地區(qū)為試點。東北地區(qū)是中國風(fēng)能資源最豐富的區(qū)域之一，“十二五”期間，東北地區(qū)電力裝機快

9、速提升，電源結(jié)構(gòu)不合理問題逐年加重，調(diào)峰資源嚴重不足。此外東北地區(qū)熱電機組比重過高，導(dǎo)致在供熱期，調(diào)峰問題進一步加劇，棄風(fēng)限電的頻率和時間大幅增加。2016年，國家能源局下達兩批靈活性改造試點項目通知，在東北地區(qū)遴選了22個燃煤發(fā)電項目開展靈活性改造試點推廣。國內(nèi)煤電靈活性改造進程緩慢，“十三五”期間改造未達目標。根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的電力發(fā)電“十三五”規(guī)劃（2016-2020年），提出在“十三五”期間，“三北地區(qū)”火電機組靈活性改造約2.15億千瓦，改造完成后，“三北”地區(qū)增加調(diào)峰能力4500萬千瓦。而根據(jù)國家電網(wǎng)2021年發(fā)布的國家電網(wǎng)有限公司服務(wù)新能源發(fā)展報告，“十三五”期

10、間，“三北”地區(qū)實際完成靈活性改造8241萬千瓦，對比“十三五”提出的火電靈活性改造目標來看，完成率僅為38.33%。對比海外，火電靈活性改造仍有很大提升空間。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，我國煤電、抽蓄、氣電等靈活性調(diào)節(jié)資源占比不到6%，相比而言，歐美等國靈活性調(diào)節(jié)資源占比較高，其中西班牙、德國、美國分別為34%、18%、49%。因此，對比歐美國家，國內(nèi)靈活性資源占比仍有待提升。2.3.調(diào)峰輔助服務(wù)市場發(fā)展是火電靈活性改造的核心驅(qū)動力2.3.1火電機組在深度調(diào)峰時成本顯著上升，盈利能力不佳電力輔助服務(wù)市場是針對保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行所需的輔助服務(wù)進行交易的市場，包括調(diào)峰、調(diào)頻、有功備用等。根據(jù)國家能源局

11、發(fā)布的國家能源局綜合司關(guān)于2019年上半年電力輔助服務(wù)有關(guān)情況的通報，在電力輔助服務(wù)補償費用結(jié)構(gòu)中，調(diào)峰補償費用總額50.09億元，占總補償費用的38.44%，調(diào)峰補償費用占比最大。從調(diào)峰輔助服務(wù)的類別來看，分為基本調(diào)峰服務(wù)與有償調(diào)峰服務(wù)，有償調(diào)峰輔助服務(wù)則包括實施深度調(diào)峰、應(yīng)急啟停、跨省調(diào)峰，其中深度調(diào)峰因為更頻繁普遍而廣受市場關(guān)注。目前可參與深度調(diào)峰的電源包括火電、核電、抽水蓄能、電化學(xué)儲能等?；痣姍C組開展深度調(diào)峰時，成本顯著提升。從成本端來看，主要包括改造成本、可變成本、機會成本三類。改造成本方面，不同機組特性、改造目標等條件差異帶來的改造投資不同；可變成本方面，低負荷率運行帶來供電煤耗

12、增加，同時機組頻繁參與深度調(diào)峰，相關(guān)主輔機、閥門等設(shè)備磨損增多、折舊加快；機會成本方面，機組長期參加深度調(diào)峰并在低負荷率下運行帶來一定發(fā)電收益損失。調(diào)峰輔助服務(wù)市場是火電靈活性改造盈利能力最重要的影響因素之一。從收入端來看，包括減少分攤成本以及獲得調(diào)峰補償。減少分攤費用方面，改造前，火電機組往往運行在深度調(diào)峰標準之上，需分攤其他深度調(diào)峰機組的補償費用，改造后，該部分費用將消失。獲得調(diào)峰補償方面，根據(jù)調(diào)峰深度的不同，分階段獲得調(diào)峰補償。以東北地區(qū)為例，根據(jù)東北電力調(diào)峰市場化補償管理辦法對火電來說需要降低到52%以下即可得到補償，并根據(jù)火電機組調(diào)峰深度的不同,采用階梯式補償及分攤機制，按照非線性比

13、例“多減多得，少減多罰”的原則加大獎罰力度，以激勵發(fā)電企業(yè)加大提供調(diào)峰服務(wù)的意愿?；痣姍C組參與深度調(diào)峰后運行成本增加較大，調(diào)峰激勵不足導(dǎo)致盈利性較弱。參考郭慶豐所著的火電機組深度調(diào)峰經(jīng)濟性分析，以湖南省某電廠一臺300MW亞臨界參數(shù)機組和一臺600MW超臨界參數(shù)機組為例，300MW亞臨界機組50%、40%、30%工況下供電煤耗分別較額定工況升高25.28g/kWh、43.66g/kWh、70.12g/kWh，600MW超臨界機組50%、40%、30%工況下供電煤耗分別較額定工況升高29.25g/kWh、46.04g/kWh、73.32g/kWh。此外，機組頻繁參與深度調(diào)峰，也帶來相關(guān)運維成本、

14、耗油均上升。由于火電機組在深度調(diào)峰運行時成本顯著上升，300MW機組基本處于虧損狀態(tài)，600MW機組在解決30%負荷率時有可能實現(xiàn)盈虧平衡，表明在當前調(diào)峰補貼下，火電靈活性改造后參與深度調(diào)峰的盈利能力較弱。2.3.2不同地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)補貼有較大差別，帶來盈利能力顯著不同華北、東北、西北、華東、華中、南方等地區(qū)已建立區(qū)域和省級兩級調(diào)峰輔助服務(wù)市場。2019年上半年，全國除西藏外31個省（區(qū)、市、地區(qū)）參與電力輔助服務(wù)補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共4566家，裝機容量共13.70億千瓦。截至2019年6月底，新疆、甘肅、山東、福建等近20個?。▍^(qū)、市、地區(qū)）的調(diào)峰市場已投入運行（含模擬運行、試運行）。東北區(qū)域

15、調(diào)峰補償力度最大。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2019年上半年，補償費用為24.50億元，占全國調(diào)峰補償費用的54.16%，東北地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場規(guī)模明顯大于其他地區(qū)。分省份來看，調(diào)峰市場中遼寧月均費用最高。對不同地區(qū)調(diào)峰補償政策進行梳理，從補償方式來看，大部分地區(qū)按照負荷率進行分階梯式補償，東北三省與新疆除按階梯式補償以外，還額外考慮是否處于供熱期。從報價方式來看，南方區(qū)域還設(shè)定了固定補償標準，其余地區(qū)采用區(qū)間補償標準。綜合來看，東北、山東補償標準較高，南方地區(qū)補償標準普遍很低。3.政策催化疊加輔助服務(wù)市場發(fā)展，靈活性改造迎來機遇3.1.調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制逐步完善，火電靈活性改造盈利能力有望改善

16、國內(nèi)火電靈活性改造的核心驅(qū)動力在于調(diào)峰輔助服務(wù)費用設(shè)置的合理性。目前，各地調(diào)峰輔助服務(wù)標準差異明顯，以東北地區(qū)來看，東北地區(qū)調(diào)峰服務(wù)標準較高，帶動了東北地區(qū)火電靈活性改造的快速發(fā)展，調(diào)峰輔助服務(wù)費用從2015年5億元左右上升至2019年30多億元規(guī)模，火電靈活性改造后參與調(diào)峰獲得的收入也逐步為東北地區(qū)的電廠貢獻了較多效益。完善輔助服務(wù)機制，武漢、貴州兩地大幅提高深度調(diào)峰補償費用。2022年6月21日，華中能源局發(fā)布華中能源管理局進一步完善湖北調(diào)峰輔助服務(wù)市場報價機制，對深調(diào)市場每個檔位提高0.05-0.1元/千瓦時，對比2020年發(fā)布的湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）的檔位標準（第一檔

17、為0.2元/千瓦時，共設(shè)5檔，每檔提高0.1元/千瓦時），最大提高幅度為50%。此外，貴州能源監(jiān)管辦也在推進電力調(diào)峰輔助市場交易規(guī)則修訂，預(yù)計將增大對煤電機組參與深度調(diào)峰的補償力度，第一檔、第二檔、第三檔補償標準較南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細則中的標準提高了172.73%。3.2.政策催化下，火電靈活性改造服務(wù)迎來廣闊發(fā)展空間國家鼓勵火電靈活性改造，為火電企業(yè)轉(zhuǎn)型帶來契機。2016年，國家能源局下達兩批火電靈活性改造試點項目的通知，正式開啟了火電靈活性改造示范工程建設(shè)。2018年，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見，提出優(yōu)先提升30萬千瓦級別燃煤機組的深度調(diào)峰能力。

18、2021年，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知，強調(diào)煤電機組靈活性改造應(yīng)改盡改，促進清潔能源消納，火電靈活性改造為火電企業(yè)的發(fā)展帶來了轉(zhuǎn)型契機。地方政策不斷加碼，火電靈活性改造助力企業(yè)搶灘新能源業(yè)務(wù)。在國家政策驅(qū)動下，煤電機組靈活性改造顯著加快，內(nèi)蒙古、山東、貴州等地均陸續(xù)發(fā)布火電靈活性改造政策，根據(jù)2021年4月內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局下發(fā)的關(guān)于實施火電靈活性改造促進新能源消納工作的通知，火電靈活性改造后新增的新能源消納規(guī)模按照不低于改造后增加的調(diào)峰空間50%的比例配置給開展靈活性改造的企業(yè)。在此形勢下，具有調(diào)峰調(diào)頻能力的電源企業(yè)將優(yōu)先獲得新能源建設(shè)指標，對火電企業(yè)拓展新能源發(fā)電業(yè)務(wù)或具有顯著增益?；痣婌`活性改造具備廣闊發(fā)展空間。根據(jù)國家發(fā)改委、能源局發(fā)布關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能