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-德邦证券.pdf-solarbe文库

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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 [Table_Main] 证券研究报告 | 行业专题火电 2022 年 07 月 02 日公用事业优于大市（维持）证券分析师倪正洋资格编号 S0120521020003 邮箱 nizy＠ tebon.com.cn 联系人郭雪邮箱 guoxue＠ tebon.com.cn 市场表现相关研究电力系列报告（一）火电灵活性改造 -破新能消纳困境，筑火电转型之基 [Table_Summary] 投资要点  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 -34 -26 -17 -9 0 9 2021-07 2021-11 2022-03 沪深 300 行业专题火力发电 2 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明改造的发展。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。行业专题火力发电 3 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明内容目录 1. 火电灵活性改造是推动新能源消纳的重要手段 6 1.1. 新能源发电占比快速上涨，消纳问题日益凸显 . 6 1.2.火电灵活性改造是解决新能源消纳的重要方式 . 8 2. 火电灵活性改造逐步发展，调峰辅助服务市场是关键 . 10 2.1.降低最小出力是火电灵活性改造最核心目标 . 10 2.2.火电灵活性改造逐步深入， “十三五 ”期间不及规划 . 12 2.3.调峰辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力 . 14 2.3.1．火电机组在深度调峰时成本显著上升，盈利能力不佳 . 14 2.3.2．不同地区调峰辅助服务补贴有较大差别，带来盈利能力显著不同 . 17 3.政策催化叠加辅助服务市场发展，灵活性改造迎来机遇 . 22 3.1.调峰辅助服务市场机制逐步完善，火电灵活性改造盈利能力有望改善 . 22 3.2.政策催化下，火电灵活性改造服务迎来广阔发展空间 23 4. 投资建议 25 5. 风险提示 25 行业专题火力发电 4 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图表目录图 1 2011-2050 年中国各类电源发电量（ 10 亿千瓦时） 6 图 2湖北工作日典型负荷曲线 . 6 图 3湖北节假日典型负荷曲线 . 6 图 4 2014 年湖北五岳山风电场各季日均出力曲线 7 图 5 2014 年湖北汉川光伏电站各季日均出力曲线 7 图 6 2012-2021 年中国风电弃风量（亿千瓦时）和弃风率 7 图 7 2015-2021 年中国光伏弃光量（亿千瓦时）和弃光率 7 图 8 2020-2021 年全国分地区弃风率情况 . 7 图 9 2020-2021 年全国分地区弃光率情况 . 7 图 10 2021 年全国各类发电装机容量及占比 . 8 图 11主要调峰方式的度电成本对比 9 图 12火电灵活性改造进程 10 图 13灵活性改造涉及子系统示意图 11 图 14热电联产机组实现热电解耦的主要策略 . 11 图 15混凝土储热在热电联产机组灵活性改造中的应用 . 11 图 16 “十三五 ”期间，全国火电灵活性改造容量 . 13 图 17 “十三五 ”期间，火电灵活性改造后增加调峰能力 13 图 18截至 2018 年底，各国灵活性电源占比 13 图 19 2019 年上半年电力辅助服务补偿费用构成（单位亿元） . 14 图 20东北调峰辅助服务市场分类 14 图 21火电机组开展深度调峰的成本分析 . 15 图 22火电机组开展深度调峰的收入分析 . 15 图 23 根据火电机组调峰深度的不同，采用 “阶梯式 ”补偿及分摊机制 15 图 24深度调峰服务边际出清价格 16 图 25机组深度调峰时盈亏曲线 . 17 图 26 2019 年上半年全国调峰服务补偿费用情况 18 图 27 2019 年上半年调峰市场月均补偿费用 . 19 图 28东北调峰辅助服务费用的历年变化 . 22 表 1西北区域各省（区）弃风弃光原因模拟结果对比 . 8 表 2各类电源调峰技术特点的对比 9 表 3国内外煤电机组灵活性改造前后最小出力对比 . 10 行业专题火力发电 5 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表 4火电灵活性改造主要技术路线 11 表 5 2016 年东北地区开展火电灵活性改造的 22 个试点项目 12 表 6调峰机组盈亏分析 16 表 7 2019 年上半年电力辅助服补偿基本情况统计表（单位家、万千瓦、万元、） . 17 表 8华北地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） . 19 表 9西北地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） . 20 表 10东北及新疆地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） 20 表 11华中地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） . 20 表 12华东地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） . 21 表 13南方地区火电机组调峰补偿政策（单位元 /千瓦时） . 21 表 14武汉、贵州两地大幅调高深度调峰补偿费用 22 表 15国家鼓励火电灵活性改造的政策 23 表 16地方鼓励火电灵活性改造的政策 23 表 17十四五火电灵活性改造市场空间测算 . 24 行业专题火力发电 6 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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）资料来源国家发改委能源研究所，德邦研究所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资料来源发改委，能源局，各省级电网典型电力负荷曲线，德邦研究所资料来源发改委，能源局，各省级电网典型电力负荷曲线，德邦研究所 2 5 12 22 34 49 58 63 64 0 10 20 30 40 50 60 70 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 2011 2015 2020E 2025E 2030E 2035E 2040E 2045E 2050E 火电水电核电风电光伏其他风光发电量占比行业专题火力发电 7 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 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资料来源侯婷婷等所著湖北省典型地区风电和光伏电站出力特性分析，德邦研究所资料来源侯婷婷等所著湖北省典型地区风电和光伏电站出力特性分析，德邦研究所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）和弃光率资料来源贝壳投研，华经产业研究院，华夏能源网，全国新能源消纳监测预警中心，德邦研究所资料来源贝壳投研，华经产业研究院，华夏能源网，全国新能源消纳监测预警中心，德邦研究所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资料来源全国新能源消纳监测预警中心，德邦研究所资料来源全国新能源消纳监测预警中心，德邦研究所 0 5 10 15 20 0 100 200 300 400 500 600 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 全国弃风量（亿千瓦时）弃风率 -右轴 0 2 4 6 8 10 12 14 0 20 40 60 80 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 全国弃光量（亿千瓦时）弃光率 -右轴 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 全国河北山西山东蒙西蒙东辽宁吉林黑龙江江西河南湖南陕西甘肃青海宁夏新疆贵州云南 2020 2021 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 全国河北山西山东蒙西蒙东辽宁吉林黑河南湖南陕西甘肃青海宁夏新疆西藏贵州云南 2020 2021 行业专题火力发电 8 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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省区弃风原因弃光原因调峰能力不足传输容量受限调峰能力不足传输容量受限 2015 年 2020 年 2015 年 2020 年 2015 年 2020 年 2015 年 2020 年陕西 - 95.70 - 4.30 - 89.60 - 10.40 甘肃 52.10 74.20 47.90 25.80 39.60 69.90 60.40 30.10 宁夏 85.80 94.20 14.20 4.80 89.50 96.60 10.50 3.40 青海 - 96.50 - 3.50 69.80 93.20 30.10 6.70 新疆 74.10 92.30 25.80 7.70 73.00 90.10 27.00 9.80 资料来源西北能源监管局，西北区域新能源发展规划及运行监管报告，德邦研究所 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资料来源国家统计局，德邦研究所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。 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 火电水电核电风电光伏装机容量（万千瓦）行业专题火力发电 9 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表 2各类电源调峰技术特点的对比序号电源调峰方式主要特点 1 煤电机组 1）煤电机组装机容量在我国电源中占比最大，调节能力大。 2）低负荷调峰、启停调峰和停机调峰模式，调峰能力最高可达 60。 3）机组参与调峰后，除发电指标、能耗指标下降外，检修间隔、检修费用、临检次数等指标也会一定程度上升。 2 燃气轮机电厂 1）启停方便、响应速度快，调峰能力高于火电厂 3 常规水电 1）最为经济、易于调度，调峰能力可达到 100 2）电网常规水力资源不足，建设条件较好的大中型水电站基本已开发。 3）常规水电中相当一部分是小水电，调节能力十分有限。 4 核电 1）具有一定的调峰能力，仅在电网调峰极其困难的时期如春节、国庆等才降功率运行。 5 抽水蓄能电站 1）电力系统重要的调峰电源之一，具有调峰填谷双重功能 2）反应迅速、运行灵活、启停方便 3）抽水蓄能电站建设受建设条件的限制较大 6 电化学储能电站 1）前期投资比较高，性价比较低 2）全自动化控制，响应快速，控制精度比较高，可全容量调节资料来源北极星火力发电网，德邦研究所整理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资料来源天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比，广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化，德邦研究所整理综上，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。 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 单位发电成本（元 /千瓦时）行业专题火力发电 10 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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改造前改造后国内纯凝机组 50-60 30-35 国内热电联产机组 75-85 40-45 丹麦煤电机组 / 15-20 德国煤电机组 / 25-30 资料来源中电联，煤电机组灵活性运行政策研究，德邦研究所整理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资料来源火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景潘尔生等著，德邦研究所在深度改造阶段，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行业专题火力发电 11 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表 4 火电灵活性改造主要技术路线机组类型技术特点灵活性改造需求技术方案纯凝机组低负荷运行能力强，负荷调节灵活需解决制煤、锅炉、汽轮机、辅机、排放系统的负荷运行适应性问题（ 1）磨煤机改造；（ 2）低负荷稳燃；（ 3）汽机系统适应性改造供热机组热电耦合，供热时负荷调节能力差增加供热能力，降低供热时的强迫出力，或利用热储能实现热电解耦（ 1）汽轮机旁路供热；（ 2）低压缸零出力；（ 4）电极锅炉；（ 5）固体储热资料来源北极星电力网，德邦研究所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资料来源郭通等所著的考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划，德邦研究所图 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资料来源基于“以电定热”的热电厂灵活性改造鲁棒性方案选择，大连理工大学，德邦研究所整理资料来源热储能在火电厂灵活性改造中的应用，火力发电网，德邦研究所行业专题火力发电 12 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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 个试点项目编号省份集团电厂名称装机容量（万千瓦）投产年份类型参数冷却方式 1 辽宁华能丹东电厂 1、 2 号机组 235 1998 抽凝亚临界湿冷 2 辽宁华电丹东金山热电厂 1、 2 号机组 230 2012 抽凝亚临界湿冷 3 辽宁国电大连庄河发电厂 1、 2 号机组 260 2007 纯凝超临界湿冷 4 辽宁国电投本溪发电公司 1、 2 号机组新建工程 235 2015 开工抽凝超临界湿冷 5 辽宁国电投东方发电公司 1 号机 135 2005 抽凝亚临界湿冷 6 辽宁国电投燕山湖发电公司 2 号机组 160 2011 抽凝超临界空冷 7 辽宁铁法煤业调兵山煤矸石发电有限责任公司 230 2009/2010 抽凝亚临界空冷 8 吉林国电双辽发电厂 1、 2、 3、 4、 5 号机组 233（ 1、 2 号） 1994/1995 1、 4 号抽凝， 2、 3、 5 号纯凝 1、 2、 3、 4 号亚临界， 5 号超临界湿冷 234（ 3、 4 号） 2000/2000 166（ 5 号） 2015 9 吉林国电投白城发电厂 1、 2 号机组 260 2010 抽凝超临界空冷 10 黑龙江大唐哈尔滨第一热电厂 1、 2 号机组 230 2010 抽凝亚临界湿冷 11 甘肃国投靖远第二发电有限公司 7、 8 号机组 233 2006/2007 纯凝亚临界湿冷 12 内蒙古华能华能北方临河热电厂 1、 2 号机组 230 2006/2007 抽凝亚临界湿冷 13 内蒙古华电包头东华热电有限公司 1、 2 号机组 230 2005 抽凝亚临界湿冷 14 内蒙古神华国华内蒙古准格尔电厂 433 2002/2007 抽凝亚临界湿冷 15 广西国投北海电厂 1、 2 号机组 232 2004/2005 抽凝亚临界湿冷 16 河北华电石家庄裕华热电厂 1、 2 号机组 230 2009 抽凝亚临界湿冷 17 吉林华能华能吉林发电有限公司长春热电厂 1、 2 号机组 235 2009/2010 抽凝超临界湿冷 18 吉林大唐大唐辽源发电厂 3、 4 号机组 233 2008/2009 抽凝亚临界湿冷 19 吉林国电国电吉林江南热电有限公司 1、 2 号机组 233 2010/2011 抽凝亚临界湿冷 20 黑龙江华能华能伊春热电有限公司 1、 2 号机组 235 2015 抽凝超临界湿冷 21 黑龙江国电国电哈尔滨热电有限公司 1、 2 号机组 235 2013/2014 抽凝超临界湿冷 22 内蒙古国电投国家电投通辽第二发电有限责任公司 5 号机组 160 2008 抽凝亚临界空冷资料来源国家能源局，德邦研究所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。行业专题火力发电 13 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 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资料来源国家电网，国家电网有限公司服务新能源发展报告，德邦研究所资料来源国家电网，国家电网有限公司服务新能源发展报告，德邦研究所对比海外，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仍有待提升。图 18 截至 2018 年底，各国灵活性电源占比资料来源中电联，德邦研究所 1185 3378 3678 447 7521 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 华北东北西北华中华东灵活性改造容量（万千瓦） 0 200 400 600 800 1000 华北东北西北华中华东供热期（万千瓦）非供热期（万千瓦） 6 34 18 49 0 10 20 30 40 50 60 中国西班牙德国美国行业专题火力发电 14 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.3.调峰辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力 2.3.1．火电机组在深度调峰时成本显著上升，盈利能力不佳电力辅助服务市场是针对保证电力系统安全稳定运行所需的辅助服务进行交易的市场，包括调峰、调频、有功备用等。根据国家能源局发布的国家能源局综合司关于 2019 年上半年电力辅助服务有关情况的通报，在电力辅助服务补偿费用结构中，调峰补偿费用总额 50.09 亿元，占总补偿费用的 38.44，调峰补偿费用占比最大。图 19 2019 年上半年电力辅助服务补偿费用构成（单位亿元）资料来源国家能源局，德邦研究所从调峰辅助服务的类别来看，分为基本调峰服务与有偿调峰服务，有偿调峰辅助服务则包括实施深度调峰、应急启停、跨省调峰，其中深度调峰因为更频繁普遍而广受市场关注。目前可参与深度调峰的电源包括火电、核电、抽水蓄能、电化学储能等。图 20 东北调峰辅助服务市场分类资料来源北极星电力网，德邦研究所整理火电机组开展深度调峰时，成本显著提升。从成本端来看，主要包括改造成本、可变成本、机会成本三类。改造成本方面，不同机组特性、改造目标等条件差异带来的改造投资不同；可变成本方面，低负荷率运行带来供电煤耗增加，同时机组频繁参与深度调峰，相关主辅机、阀门等设备磨损增多、折旧加快；机会成本方面，机组长期参加深度调峰并在低负荷率下运行带来一定发电收益损失。备用 , 47.41 调压 , 5.51 调峰 , 50.09 调频 , 27.01 其他 , 0.29 行业专题火力发电 15 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 21 火电机组开展深度调峰的成本分析资料来源火电灵活性改造的现状、关键问题及发展前景潘尔生等著，德邦研究所整理调峰辅助服务市场是火电灵活性改造盈利能力最重要的影响因素之一。从收入端来看，包括减少分摊成本以及获得调峰补偿。减少分摊费用方面，改造前，火电机组往往运行在深度调峰标准之上，需分摊其他深度调峰机组的补偿费用，改造后，该部分费用将消失。获得调峰补偿方面，根据调峰深度的不同，分阶段获得调峰补偿。图 22 火电机组开展深度调峰的收入分析资料来源火电灵活性改造的现状、关键问题及发展前景潘尔生等著，德邦研究所整理以东北地区为例，根据东北电力调峰市场化补偿管理办法对火电来说需要降低到 52以下即可得到补偿，并根据火电机组调峰深度的不同 ,采用阶梯式补偿及分摊机制，按照非线性比例“多减多得，少减多罚”的原则加大奖罚力度，以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。图 23 根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”补偿及分摊机制资料来源东北电力调峰辅助服务市场监管办法编制说明，德邦研究所其中，上图中，深调峰服务的产品实际结算价格为各档边际出清价格，即该档内当日各电厂按报价顺序实际调用到的最后一台机组深调峰服务报价。行业专题火力发电 16 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 24 深度调峰服务边际出清价格资料来源刘永奇等所著的东北电网电力调峰辅助服务市场设计与实践，德邦研究所火电机组参与深度调峰后运行成本增加较大，调峰激励不足导致盈利性较弱。参考郭庆丰所著的火电机组深度调峰经济性分析，以湖南省某电厂一台 300MW 亚临界参数机组和一台 600MW 超临界参数机组为例， 300MW 亚临界机组 50、 40、 30工况下供电煤耗分别较额定工况升高 25.28g/kWh、 43.66 g/kWh、 70.12g/kWh， 600MW 超临界机组 50、 40、 30工况下供电煤耗分别较额定工况升高 29.25g/kWh、 46.04 g/kWh、 73.32g/kWh。此外，机组频繁参与深度调峰，也带来相关运维成本、耗油均上升。结合调峰补贴收入，计算火电机组调峰盈亏情况如下表所示。表 6 调峰机组盈亏分析项目 300 MW 亚临界机组 600 MW 超临界机组负荷率 / 50 40 30 50 40 30 基准负荷率 / 50 50 50 50 50 50 补贴标准 /元 /kWh 0 0.2 0.3 0 0.2 0.3 总成本增加 /元 /h 7274 11379 18 310 11499 18265 28014 总补贴收入元 /h 0 6 000 15000 0 12000 30000 盈亏 /（元 /h） -7 274 -5 379 -3310 -11 499 -6265 1986 资料来源郭庆丰所著火电机组深度调峰经济性分析，德邦研究所由于火电机组在深度调峰运行时成本显著上升， 300MW 机组基本处于亏损状态， 600MW 机组在解决 30负荷率时有可能实现盈亏平衡，表明在当前调峰补贴下，火电灵活性改造后参与深度调峰的盈利能力较弱。行业专题火力发电 17 / 26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 25 机组深度调峰时盈亏曲线资料来源郭庆丰所著火电机组深度调峰经济性分析，德邦研究所 2.3.2．不同地区调峰辅助服务补贴有较大差别，带来盈利能力显著不同华北、东北、西北、华东、华中、南方等地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场。 2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦。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（含模拟运行、试运行）。表 7