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煤电产业大有可为 2023年1月14日证券研究报告|行业深度分析师张津铭执业证书编号 S0680520070001 打造极致专业与效率汇报框架 2 ▎电力供需格局紧张，火电重启保障能源安全 ◆电力系统安全性电力供需格局紧张电力系统安全性电力供需格局紧张 ◆火电重启保障能源安全 ▎电力系统灵活性不足，火电灵活性改造空间广阔 ▎煤电大规模新建，相关设备产业链充分受益 ▎煤电产业链钢管公司情况介绍 ▎煤电产业链灵活性改造公司情况介绍 ▎投资策略 ▎风险提示 3 ✓ 经济增长保持合理区间，电力需求将持续增长。据国网研究，预计“十四五”期间中国GDP年均增速5.5-6.0，电力弹性系数在0.8-1.4之间。 ✓ 电能替代广度深度进一步拓展，电气化水平稳步提升。据国网研究，预计“十四五期间”中国电能替代量约7000亿千瓦时。资料来源wind，国盛证券研究所电力系统安全性电力供需格局紧张 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势图表22060年电能占终端用能比重有望超60 图表32030年重点行业电能替代规模（亿千瓦时）图表1能源转型背景下，“十四五”期间弹性系数维持高位资料来源中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望，国盛研究所资料来源中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望，国盛研究所 4 ✓ 产业转型升级，电力需求结构不断优化。随着我国经济迈入高质量发展阶段，中远期经济将保持稳定增长，产业结构持续优化，先进制造业和现代服务业双轮“驱动，实现中国制造” 与“中国服务”并举。预计到2030年，我国第二产业比重降至 37，第三产业比重提升至57。随着产业结构的转型升级，电力需求结构也将持续优化。图表5“十四五”期间三产居民用电保持高速增长资料来源wind，国盛证券研究所图表6“十四五”期间三产居民用电比重持续提升 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势图表42020-2060我国产业结构变化预测电力系统安全性电力供需格局紧张资料来源中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望，国盛证券研究所资料来源wind，国盛证券研究所 5 ✓ 产业转型升级，电力需求结构不断优化。具体表现为 ➢ 一产农业现代化发展加速； ➢ 二产计算机通信等电子设备制造业和专用装备制造业保持快速发展； ➢ 三产以互联网行业为代表的“新经济”、电动车、5G通信等持续迅猛发展。将带动第三产业用电快速增长。资料来源wind，国盛证券研究所图表8电动车和信息服务业用电增速迅猛 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势图表7计算机通信等电子设备和专用设备制造业用电快速增长资料来源wind，国盛证券研究所电力系统安全性电力供需格局紧张 6 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势图表9全社会用电量及累计同比（亿千瓦时，）资料来源Wind，国盛证券研究所 ✓ 社会总体用电量保持刚性增长态势。 2021年全年经济增长8.1，带动全社会用电量实现10.3反弹式增长，当年全社会用电量净增量8000亿千瓦时，远远高于“十四五”以前历史最高水平5400亿千瓦时。 ✓ 随着经济发展内需持续扩大，产业结构转型升级，我们预计电力需求将保持中速刚性增长，“十四五”期间中国全社会用电量年均增长5.05.6，2025年全社会用电量约9.8万亿千瓦时。电力系统安全性电力供需格局紧张 7 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势 ✓ “十四五”“十五五”期间电力供需偏紧，火电需求仍维持高位。 ✓ 根据2016-2021年水/核/风/光的年均复合增速分别为3.3、9.6、17.4和32.1，结合各项能源规划的政策目标 ➢ 2025年非化石能源消费比重达20（2030年前碳达峰行动方案） ➢ 水电“十四五”“十五五”分别新增4000万千瓦装机（2030年前碳达峰行动方案） ➢ 核电2025年实现装机7000万千瓦。（“十四五”现代能源体系规划） ➢ 到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到12 亿千瓦以上（2030年前碳达峰行动方案） ✓ 我们对“十四五”全国电源装机结构进行测算，预计“十四五”期间，水/核/风/光分别以3、7、 13、23的年均复合增速增长，结合此前“十四五”期间用电需求测算出2025年全社会用电量约9.8 万亿千瓦时，倒推火电装机需求，在此期间依然维持高位。电力系统安全性电力供需格局紧张 8 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势，图表10“十四五”“十五五”全国电源装机结构测算资料来源Wind，国盛证券研究所 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025E 2030E 发电量（亿千瓦时） 47306 49865 53721 56801 57399 60228 64529 69947 73269 76264 83768 102058 118314 用电量（亿千瓦时） 47026 49657 53225 55213 55500 59198 63077 68449 72255 75110 83128 98492 117544 各电源发电量（单位亿千瓦时）水电 6681 8556 8921 10601 11127 11748 11947 12321 13021 13553 13401 15882 18009 核电 872 983 1115 1332 1714 2132 2481 2950 3487 3662 4075 5356 6643 风电 741 1030 1383 1598 1856 2409 3046 3658 4053 4665 6556 11226 14375 太阳能 6 36 84 235 395 665 1178 1769 2240 2611 3270 9185 17570 火电 39003 39255 42216 43030 42307 43273 45877 49249 50465 51770 56463 60304 61717 各电源装机量（单位万千瓦）水电 23298 24947 28044 30486 31954 33207 34411 35259 35804 37028 39092 42926 47393 核电 1257 1257 1466 2008 2717 3364 3582 4466 4874 4989 5326 7000 8517 风电 4623 6,142 7652 9657 13075 14747 16400 18427 20915 28165 32848 51892 65341 太阳能 212 341 1589 2486 4218 7631 13042 17433 20429 25356 30656 71385 110578 火电 76834 81968 87009 93232 100554 106094 111009 114408 118957 124624 129678 144473 142985 ✓ “十四五”“十五五”期间电力供需偏紧，火电仍需保持较高利用小时数。据我们测算，2025年/2030年全国总体发电量约为10.2和 11.8万亿千瓦时，为满足电力供需，其中2025年仍需火电发电量超过6万亿千瓦时，火电装机超14亿千瓦；按照水电/核电/风电/光伏平均利用小时数分别为3800/7800/2200/1300小时计算，到2030年火电利用小时数仍需保持约平均4300小时的较高水平才能保障电力整体供需平衡。电力系统安全性电力供需格局紧张电源类型受阻系数火电常规燃煤火电 8 ；供热机组 1 5 水电 1 0 （夏）； 4 0 （冬）风电 9 5 光伏 1 00 （晚高峰无法出力）核电 0 9 ✓ 用电高峰期易产生负荷缺口，电力平衡需求突出。电力系统运行需要实时平衡，包括电力平衡和电量平衡，可用装机需满足区域内尖峰负荷需求。电力平衡的关键要求是顶峰容量（可用装机容量）≥最大负荷（1备用率），而可用容量Σ电源装机（1-受阻系数）。在电源装机一定的条件下，受阻系数越大，可用容量就会越少，尖峰负荷的电力平衡压力也会随之加剧。随着新能源装机比例的提升，可用容量增量远远不及装机量的增量，2022年全国电力最高负荷约达13亿千瓦时，顶峰容量约14亿千瓦时，两者差值空间逐渐缩小。 ✓ 顶峰负荷仍需火电“压舱”。随着风、光等新能源比例提升，需要同步增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，才能应对用电负荷的增长，火电“压舱石”作用依然得到重视。 ◼需求端电力需求总体保持刚性增长态势图表11风电、光伏受阻系数显著高于常规电源资料来源LCOE的局限性如何正确把握新能源与传统电源之间的关系，南方能源观察，国盛证券研究所图表122011-2021年我国电源装机结构及可用容量变化（万千瓦）电力系统安全性电力供需格局紧张资料来源wind，国盛证券研究所 10 ✓ 近几年火力发电量整体呈上升态势，2021年我国火力发电量为58059亿千瓦时，同比增长8.4，而在需求维持刚性增长叠加2022年来水偏枯的背景下，截至2022年11月我国火力发电量为52953亿千瓦时，同比上升0.8； ✓ 虽然水电、风电和核电等可再生能源发电量占比逐年提升，2021年底已分别达14.6、8.1、5.0，但火电仍然是国内最主要的电力来源，截至2022年10月，火电占比仍高达69.3。 ◼供应端火力发电增速回落，仍为主力供应部分资料来源Wind，国盛证券研究所资料来源Wind，国盛证券研究所图表14火电占比情况图表13火电发电量及累计同比（亿千瓦时）电力系统安全性电力供需格局紧张 11 ✓ 煤电受限，装机回落。受制于政策端（双碳以及能耗双控）和煤价影响，根据电规院数据，“十一五”期间新增火力发电容量年均6400万千瓦，随后逐步回落，2021年为2803千瓦，到2022年上半年仅为740千瓦，煤电建设“十三五” 期间火电核准装机容量大幅下滑，导致火电投资额持续下降。 ✓ 能源供应脆弱，煤电重要性再次显现。2021和2022年的限电事件，反映目前能源供应脆弱，电源系统配置不足，煤电装机不足，无法体现其灵活调峰能力，煤电在能源供应体系中的重要性显现。 ◼供应端煤电装机整体不足，托底保障能力减弱资料来源电规总院，国盛证券研究所图表15煤电建设积极性不高，导致托底保障能力减弱（万千瓦）电力系统安全性电力供需格局紧张 12 ✓ “十四五”期间全国电力供需紧张地区数量预计增加至7个。由于需求侧工业生产阶段性恢复、夏季持续高温天气带动负荷快速上涨，供给侧能耗双控、来水偏枯、煤炭价格上涨等因素制约电力供应能力，近两年电力供需总体偏紧， 2021年近20个省级电网陆续采取有序用电措施，2022年又有将近30个省市发布有序用电方案。根据电规总院测算，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2022年全国电力供需紧张地区为5个，到2024年将增至7个。 ◼供需偏紧多重因素造成局部电力供需偏紧图表162022年全国电力供需紧张地区5个资料来源电规总院，国盛证券研究所图表172024年全国电力供需紧张地区将增至7个电力系统安全性电力供需格局紧张资料来源电规总院，国盛证券研究所 ✓ 政策端释放信号。2021年新增火力发电容量仅为2803千瓦，2022年到2023年国家发改委每年核准8000万千瓦煤电项目。 ✓ 火电投资增速迎来拐点。2021 年全国火电投资完成额提升至672 亿元，同比增长21.5，2022 年增长趋势更加明显， 1-11月累计实现火电投资完成额736亿元，同比增长38.3。 ✓ 新增核准煤电装机规模不断提升。2021年全国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少了57.66，比“十三五”期间每年的平均核准装机减少了34.91。但在2021年9月限电频发后，Q4 火电核准进度明显加快，Q4装机量比前三季度总和还要高出45.85。2022年1-11月火电项目核准规模已超65GW，超过2021年核准总量三倍以上。图表18火电投资增速迎来拐点图表19新增核准煤电装机规模大幅提升（单位万千瓦）资料来源绿色和平，财新网，国盛证券研究所 ◼火电投资增速趋势明显，煤电核准装机规模扩大 13 火电重启保障能源安全资料来源 wind，国盛证券研究所汇报框架 14 ▎电力供需格局紧张，火电重启保障能源安全 ▎电力系统灵活性不足，火电灵活性改造空间广阔 ◆ 电力系统灵活性风光占比持续提升，电力系统挑战加剧 ◆ 电力系统灵活性应对高比例新能源，急需提高灵活性资源 ◆ 火电灵活性改造优势突出规模大经济性；央地政策加码支持；电力市场逐步完善保障盈利空间 ◆ 火电灵活性改造实现路径 ◆ 火电灵活性改造市场空间巨大 ▎煤电大规模新建，相关设备产业链充分受益 ▎煤电产业链钢管公司情况介绍 ▎煤电产业链灵活性改造公司情况介绍 ▎投资策略 ▎风险提示电力系统灵活性风光占比持续提升，电力系统挑战加剧 15 ◼风光发电量占比持续提升，电力系统挑战加剧 ✓ 双碳目标下2021年风光发电量占比近12，装机量占比27。 ✓ 随着新能源的大规模装机，新能源消纳问题日益严重，同时电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变，电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。资料来源 wind，国盛证券研究所图表20我国风光发电量及占比（单位亿千瓦时）图表21我国风光装机量及占比（单位GW）资料来源 wind，国盛证券研究所 ✓ 风、光季节性波动较大。风电、光伏电源出力强依赖于资源特性，其最大发电功率随持续时间而下降明显。在以常规电源为主的风光低比例系统中，核心任务是具有经济性地安排常规机组开机和发电计划以满足负荷需求实时响应。而在风光中高比例的电力系统中，风、光电源波动加剧导致局部时段源荷不平衡，需要调峰调频增强系统稳定性。 16资料来源考虑风光出力季节性波动的储能容量配置，国盛证券研究所 ◼风光发电量占比持续提升，电力系统挑战加剧图表22风电出力季节性波动电力系统灵活性风光占比持续提升，电力系统挑战加剧图表23光伏出力季节性波动电力系统灵活性风光占比持续提升，电力系统挑战加剧 17资料来源全国新能源消纳监测预警中心，国盛证券研究所图表24我国2021年累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率图表25我国2021年累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率资料来源全国新能源消纳监测预警中心，国盛证券研究所 ✓ 风光比例提升，弃风弃光等新能源消纳问题亟待解决。随着风光等新能源比例的大幅提升，风、光发电剧烈波动而导致容量短缺失负荷和弃电的双重风险更为凸显，对于灵活性资源的需求更为迫切。 ◼风光发电量占比持续提升，电力系统挑战加剧 ✓ 新型电力系统建设推进，火电灵活性改造重要性凸显。新型电力系统新能源发电比例不断增高，主要面临三大挑战电力支撑能力、调频调压能力和灵活调节能力。 ✓ 电力系统灵活性主要体现在当系统电力供求时，可以“向下调节”减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当系统电力供求时，可以“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。向上灵活性不足会导致电力短缺；向下灵活性不足会造成弃风、弃光。 ✓ 我国电力系统灵活性资源短缺。根据中电联发布的煤电机组灵活性运行政策研究，电力系统中灵活调峰电源至少要达到总装机的1015，而我国灵活性电源占比还不到6。以甘肃省为例，现阶段最大调峰能力为730万千瓦左右，而省内调峰实际需求为850-1050万千瓦。 18资料来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究，国盛证券研究所 ◼我国电力系统急需提高灵活性电源占比资料来源煤电机组灵活性运行政策研究，国盛证券研究所图表26电力系统的“上”“下”灵活性不足图表27各国灵活性电源占比（截至2018年底）电力系统灵活性应对高比例新能源，急需提高灵活性资源火电灵活性改造优势突出规模大经济性 19 ✓ 电力系统的灵活性资源可以来自电源侧、电网侧和用户侧。 ✓ 电源侧灵活性资源包括可控的传统电源（水电、核电、火电）和相对可控可调度的可再生能源（光热、生物质、地热等）等，其中火电又分为燃气、燃油和燃煤机组。资料来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究，国盛证券研究所 ◼电源侧灵活性资源中火电深度改造具有技术成熟、深度调峰和经济性优势图表28灵活性资源特点及经济性比较灵活性资源煤电深度改造气电抽水蓄能电源侧储能优点深度调峰技术手段成熟，可普遍适用于煤电机组，改造后的机组最小出力可达到额定出力的20-30 1. 启停速度快，100 全负荷启动只需9-10min 2. 占地少，用水量少 3. 适合在可再生能源富集区对系统进行调节 4. 适合在负荷中心建设 100 全负荷启动需2-3min 1. 响应速度快，充放电时间为毫秒级 2. 可多次调节缺点 1. 响应调节速度慢，冷启动需5小时 2. 改造后的机组煤耗增加，寿命缩短，污染增加 1. 建设投资成本高 2. 天然气价格高受选址条件约束和经济性限制，建设规模有限 1. 受技术条件限制，目前尚不具备大规模建设条件 2. 建设投资成本高增加4.5万千瓦调节能力的资源成本（万元） 1350-2250 14850 22500 8000-10000 火电灵活性改造优势突出规模大经济性 20 ✓ 火电总体规模大，可提供大量灵活性资源。火电长期作为我国发电主体，灵活性资源体量庞大。其中，气电燃料成本较高。煤电机组作为调峰机组使用时频繁启停、爬坡、降出力对机组寿命损耗较大，但煤电机组长期作为我国发电主体，在新能源渗透率快速提升背景下，可通过灵活性改造贡献灵活性资源。 ✓ 煤电机组灵活性改造后进行深度调峰具有显著经济性。煤电深度调峰的单位发电成本为0.05元/度，灵活性改造单位成本较低，且深度调峰的成本也显著低于其他电源侧灵活性资源。资料来源wind，国盛证券研究所 ◼火电灵活性资源规模大，煤电深度改造最具经济性图表292009-2021年我国发电装机结构图表30煤电机组深度调峰单位发电成本低于其他电源侧灵活性资源（单位元/KW·h）资料来源储能的度电成本和里程成本分析，广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化，国盛证券研究所 21资料来源国家能源局，工信部，国家发改委，国盛证券研究所 ◼政策支持逐步完善，火电灵活性改造空间进一步打开 ✓ 火电灵活性改造政策支持不断出台，火电企业转型契机打开。“十三五”期间，我国规划完成火电机组改造共计 2.2 亿千瓦。而截至2020 年底，实际完成火电机组改造合计约 8000 万千瓦，完成率仅为约三分之一。时间政策发布部门重要内容 2021-2 国家发改委关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。 2021-4 国家能源局 2021年能源工作指导意见研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。 2021-11 国家发改委全国煤电机组改造升级实施方案灵活性改造制造。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五 ”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 30004000 万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦。 2021-12 国务院 “十四五”节能减排综合工作方案推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，持续推动煤电机组超低排放改造。 2022-1 国务院要素市场化配置综合改革试点总体方案支持完善资源市场化交易机制。支持试点地区完善电力市场化交易机制，提高电力中长期交易签约履约质量，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。 2022-8 工业和信息化部加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划的通知推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动 ”。加快推进燃气轮机研究开发。图表31国家出台政策支持火电灵活性改造火电灵活性改造优势突出央地政策加码支持 22 资料来源各省发改委、各省能源局、国盛证券研究所时间政策发布部门重要内容 2022-3 河南省发改委河南省扩大有效投资十条措施推动煤电转型升级，力争全年完成煤电节能和灵活性改造200万千瓦。 2022-4 黑龙江人民政府黑龙江省“十四五”节能减排综合工作实施方案大力推动煤电机组节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，能够满足电力和热力需求的地区原则上不再新增煤电规模。到2025年，煤炭消费比重下降到60左右。 2022-5 安徽省发改委安徽省推进资源型地区高质量发展“十四五”行动方案加快火电灵活性改造，按1.1-1.5倍配置调峰容量，提高煤电机组深度调峰能力，鼓励开展快速启停改造。 2022-5 天津市人民政府天津市“十四五”节能减排工作实施方案有序推动自备燃煤机组改燃关停，推进现役煤电机组节能升级和灵活性改造。完成30万千瓦及以上热电联产电厂周边燃煤锅炉改燃关停任务。 2022-5 浙江省人民政府浙江省能源发展“十四五”规划到2025年，煤电发电量占省内发电量比重下降至50左右。实施煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，研究推动30万千瓦级煤电机组实行延寿、等容量替代或转为应急备用电源。到2025年，煤电装机达到5370万千瓦，装机占比低于40。 2022-6 辽宁省人民政府辽宁省“十四五”节能减排综合工作方案推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。持续推动煤电机组超低排放改造。 2022-7 吉林省人民政府吉林省碳达峰实施方案加快升级现役煤电机组，积极推进煤电供热改造、节能降耗改造和灵活性改造。大力推动煤炭清洁高效利用。到2025年，全省煤炭消费量控制在9000万吨以内，煤炭消费比重下降到59.7。 2022-8 广西壮族自治区人民政府广西能源发展“十四五”规划推进煤电机组灵活性改造“应改尽改”，力争改造后最小发电出力达到额定出力的30及以下，鼓励供热机组实现全部或部分热电解耦，引导燃煤自备电厂主动调峰。 2022-8 山东省能源局山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）为保障公平竞争，对市场化项目配套的不同类型储能，按照储备容量（可存储电量，MWh进行统一折算，储能容量折算标准如下按计划按标准完成灵活性改造任务的煤电机组，以新增深调能力（MW）的10*8小时折算储能容量。 2022-11 贵州省人民政府关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）对未开展灵活性改造的，原则上不配置新能源建设指标；对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标。对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。图表32各地出台政策支持火电灵活性改造火电灵活性改造优势突出央地政策加码支持 23 ◼电力现货市场建设加速，火电灵活性改造效益有望提升火电灵活性改造优势突出电力市场逐步完善保障盈利空间资料来源国盛证券研究所图表33按交易标的划分电力市场结构 ✓ 电力市场按照交易标的的不同，可以划分为电能量市场、辅助服务市场和容量市场。按照交易时间的不同，又可以划分为中长期市场和现货市场。 ✓ 其中，辅助服务市场有利打开电力系统灵活性资源的盈利空间。辅助服务包括有功平衡服务（调频、调峰、备用、转动惯量和爬坡等）、无功平衡服务（自动电压控制等）和事故应急及恢复服务。目前来看调峰服务占辅助服务补偿收入的 50以上，参与调峰的主体以火电厂、燃机为主。 ✓ 容量市场补偿机制保障电力可靠性资源的经济性空间。由于新能源占比不断提高，火电等常规电源装机利用小时数将逐年下降，但火电作为“压舱石”并转为调节电源和备用保障电源对于保障电力系统安全性依然具有重要意义，引入容量补偿机制保护火电等利益空间。 24资料来源面向高比例新能源消纳的西北调峰辅助服务市场机制及实践，国盛证券研究所 ◼电力现货市场建设加速，辅助服务市场机制逐步完善 ✓ 辅助服务市场机制逐步完善。2022年11月，国家能源局发布全国电力现货市场基本规则（征求意见稿），全面加速电力市场建设，通过现货市场交易机制回归电力商品属性，反映供需关系，同时达到新能源消纳和调峰的效益。 ✓ 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。 ✓ 据电规总院测算，“十四五”末期我国辅助调峰服务年补偿资金将显著扩大，达到约800亿元。图表342019年西北区域调峰辅助服务市场运营情况火电灵活性改造优势突出电力市场逐步完善保障盈利空间图表35典型地区深度调峰辅助服务市场最高限价资料来源面向新能源消纳的调峰辅助服务市场研究综述，国盛证券研究所地区江苏山东青海贵州东北所属电网华东电网华北电网西北电网南方电网东北电网交易品种深度调峰、启停调峰深度调峰、停机调峰深度调峰、启停调峰实时深度调峰、启停调峰实时深度调峰、启停调峰出清方式价格优先，响应速率优先按价格优先、容量优先、时间优先原则集中优化出清价格优先按价格优先、容量优先参与单边竞价价格优先价格机制深度调峰最高限价0.6元/ kW·h 按档位阶梯式限价按档位阶梯式限价按档位阶梯式限价按档位阶梯式限价有偿调峰基准额定容量的40 直调公用机组按最大可调出力的70，并网自备电厂根据自供负荷确定。非供热机组、供热机组的非供热期额定容量的50供热机组的供热期按西北能监局核定的最低负荷。机组额定容量的50 非供热期纯凝火电机组按负荷率50；热电机组按负荷率 48。供热期纯凝火电机组按负荷率48；热电机组按负荷率50。补偿机制电厂深度调峰费用Σ （第i档调峰电量第i 档报价）启停调峰深度调峰补偿费用按燃煤、燃气机组申报价格结算。直调公用机组按各档阶梯出清电价结算；自备电厂按补偿价格结算。深度调峰费用Σ（第i档深度调峰电量第i档实际出清电价）应急启停调峰按各级别机组市场出清价格结算。深度调峰费用Σ（该交易时段机组深度调峰容量深度调峰容量成交价）启停调峰费用Σ所有机组启停调峰交易报价。深度调峰费用Σ（第i档深度调峰电量第i档实际出清电价） k（供热期k1；非供热期 k0.5）启停调峰费用根据市场出清价按台次结算。分摊方式由并网发电厂按当月平均运行容量比例分摊。由并网电厂按发电量/上网电量共同分摊。（直调公用机组深调至最大可调出力的40以下时不参与分摊）。由网内风电、太阳能发电、水电及出力高于分摊基准的火电机组按发电量分摊。（火电机组负荷率越高，分摊比例越高）以市场主体交易日上网电量为基准，考虑不同电源峰谷差率分摊。实时深度调峰费用由负荷率高于有偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂分摊（供热期，风电场、光伏电站、核电厂按电量的2倍参与分摊）启停调峰费用按实时深度调峰费用承担比例分摊。 25 资料来源面向新能源消纳的调峰辅助服务市场研究综述，各地能源局，国盛证券研究所 ◼电力现货市场建设加速，辅助服务市场机制逐步完善图表36典型地区电厂参与调峰辅助服务市场机制火电灵活性改造优势突出电力市场逐步完善保障盈利空间 26 ◼容量补偿机制探索推广，火电安全保供价值有望兑现 ✓ 容量市场补偿机制探索推广，保障火电灵活性改造收益空间。未来火电机组在电力系统中更多承担灵活调节和容量支撑的作用，将面对新能源电量替代、利用小时数下滑等问题，通过容量市场鼓励火电投资改造。 ✓ 2022年 9月 20日，根据甘肃省发布的甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则，在调峰容量市场建设初期，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。 ✓ 2022年12月1日，根据国家能源局西北监管局分布的西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿），调峰容量补偿火电分档申报最高可达200元/MW日，顶峰容量补偿火电最高达40元/MW日。火电灵活性改造优势突出电力市场逐步完善保障盈利空间资料来源国家能源局西北监管局，国盛证券研究所图表37西北区域两类容量交易火电机组报价区间（征求意见稿）调峰容量交易火电机组各档位报价区间档位火电机组出力区间报价区间（元/（MW·日）） 1 [额定容量40，额定容量50） 0，5] 2 [额定容量30，额定容量40） 5，15] 3 [额定容量20，额定容量30） 10，75] 4 [额定容量10，额定容量20） 75，145] 5 [0，额定容量10） 145，200] 顶峰容量交易火电机组报价区间（不分档）火电机组出力区间（不分档）报价区间（元/（MW·日）） [额定容量95，符合相关规定的最大容量] 5，40] 27 ✓ 火电灵活性改造的主要目标是降低最小负荷以增加现有机组调峰能力。 ✓ 火电灵活性主要是指火电机组的运行灵活性，其主要目标是使火电机组充分、及时响应电力系统的波动性变化，最终提高电力系统整体灵活性。 ✓ 火电灵活性主要指标包括最小负荷、爬坡速率以及启停时间。 ✓ 火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。 ◼火电灵活性改造的主要目标资料来源考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划，国盛证券研究所图表38火电灵活性改造涉及各子系统图示火电灵活性改造实现路径火电灵活性改造实现路径 28资料来源考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划，国盛证券研究所图表39火电灵活性改造各技术路线 ✓ 火电灵活性改造技术路线多元，纯凝机组和热电联产机组的改造路径有所差异，侧重于煤电机组的不同系统。要结合机组实际运行工况选择不同的技术方案，体现“一厂一策”。 ◼ 火电灵活性改造技术路线火电灵活性改造实现路径 29资料来源中电联，国盛证券研究所图表40不同机组灵活性改造深度对比 ✓ 目前我国在运煤电机组一般最小出力为50～60，冬季供热期仅能低至75～85。 ✓ 纯凝机组改造路线取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性。目前国内试点示范项目通过灵活性改造，最小技术出力可低至30～35额定容量，部分机组可以低至20～25。 ✓ 热电联产机组改造路线热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术，切除低压缸技术，余热回收供热技术，主、再蒸汽减温减压供热技术等。改造后，热电联产机组最小技术出力达到40～ 50额定容量，部分“热电解耦”改造最小技术出力可进一步降低。 ◼ 火电灵活性改造针对纯凝机组和热电联产机组有不同路线改造前改造后国内纯凝机组 50-60 20-35 国内热电联产机组 75-85 40-50 丹麦 - 15-20 德国 - 25-30 火电灵活性改造市场空间巨大 30 ✓ 关于开展煤电机组改造升级的通知中提到，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 30004000 万千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦，改造成本约6000W-8000w。假设在乐观、中性和保守情况下，“十四五”期间火电灵活性改造年均市场空间40-133亿元，五年总体市场空间在200-667亿元。乐观中性保守 “十四五”需改造装机量（万千瓦） 50000 35000 20000 单机组容量（MW） 600 改造机组数量（台） 833 583 333 灵活性改造单机组整体成本（亿元） 0.8 0.7 0.6 “十四五”期间年均潜在市场（亿元） 133 82 40 “十四五”总体潜在市场规模（亿元） 667 408 200 资料来源国盛证券研究所 ◼火电灵活性改造未来市场空间巨大图表41“十四五”期间火电灵活性改造市场空间测算