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1、 1/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 行业研究报告 慧博智能投研 火电灵活性改造行业深度:火电灵活性改造行业深度:驱动因素、发展驱动因素、发展趋势趋势、产业链及相关企业深度梳理、产业链及相关企业深度梳理 双碳战略下,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问题日趋突出。在此形势下,增大调峰能力迫在眉睫。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。相比之下,抽水蓄能受建设条件限制,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。而煤电机组具备灵活性改造效果好、性价比高、周期短的特点。因此,火
2、电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源消纳最重要手段之一。以下我们就重点讨论火电灵活性改造这种手段,从火电灵活性改造内涵、驱动因素、市场价值、产业现状、产业链及关联企业、产业未来发展等方面,分析关于火电灵活性改造的缘起、现状和产业发展走向。目录目录 一、火电灵活性改造概况.1 二、驱动因素分析.4 三、市场价值分析.8 四、产业现状分析.11 五、商业模式及收益率分析.13 六、产业链分析.14 七、相关企业.16 八、发展趋势分析.25 九、参考研报.26 一、一、火电灵活性改造概况火电灵活性改造概况 1、相关概念相关概念 根据绿色和平:中国电力系统灵活性的多元提升路径研究,电力系统灵活性是
3、指:为了保持电力供需动态平衡,电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不确定性的能力。2/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 其中,火电灵活性通常是指火电机组的运行灵活性,即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力,主要指标包括调峰幅度、爬坡速率、启停时间。为解决可再生能源的消纳问题,实现电力系统的快速响应,火电灵活性改造的核心目标是降低最小出力、快速升降负荷、减少启停时间。2、不同发展阶段盘点、不同发展阶段盘点 试点阶段试点阶段:为探索适合我国火电灵活性改造的技术路线,国家能源局于 2016 年 6 月选择了 16 个项目开展灵活性
4、改造试点推广(抽凝机组 14 个+纯凝机组 2 个),7 月又新增了 6 个抽凝机组作为第二批试点项目。两批试点共涉及 22 个项目,总容量约 1700 万千瓦,主要分布在辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、广西、河北等七个省份。XYpX8WiXdWrQuMsQ6MaOaQnPqQsQtQjMmMqRlOrQrO7NqQwPuOtPmMvPsOoM 3/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 推广阶段推广阶段:国家发改委和能源局在电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)中提出:“全面推动煤电机组灵活性改造十三五期间,三北地区热电机组灵活性改造约
5、1.33 亿千瓦,纯凝机组改造约 8200万千瓦;其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦(合计约 2.2 亿千瓦);改造完成后,增加调峰能力4600 万千瓦,其中三北地区增加 4500 万千瓦。”然而,实际推进进度大幅低于预期,截至 2019 年底完成灵活性改造容量仅 5775 万千瓦,进度约 1/4。火电灵活性改造进度缓慢的主要原因在于缺乏合理和持久的市场回报机制,使得为电力系统提供灵活性的企业难以获得与建设、运行成本相匹配的收益。未来展望未来展望:2021 年 10 月国家发改委和能源局发布关于开展全国煤电机组改造升级的通知,提出:“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
6、瓦,增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦”。预计“十四五”期间火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间,主要源于:“十三五”期间电网系统通过自身机制的优化,包括推进跨区域省间富余可再生能源电力的日前现货交易等大幅提升了可再生能源的消纳能力,降低弃风弃光率。但随着双碳目标的推进,可再生能源装机和发电量预计仍会大幅提升,仅靠电网系统内部的优化很难实现可再生能源的快速消纳,储能建设和火电灵活性改造的迫切程度提升。在激励机制上,调峰辅助服务市场的完善,将火电灵活性改造与储能容量和可再生能源装机挂钩政策预计将提升火电企业进行灵活性改造的积极性。3、技术分类、技术分类 在机组调峰深度不断深
7、入的过程中,火电灵活性改造可大致分为三个阶段:第一阶段调峰深度在 50%-60%的阶段,主要通过对机组运行进行管理控制来实现;第二阶段调峰深度在 60%-70%的阶段,主要 4/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 通过改造控制系统和细化设备监控管理来实现;第三阶段调峰深度在 70%-80%的阶段,对火电机组进行深度改造来实现,具体改造包括:火焰稳燃、水动力稳定性、给水泵稳定性、汽轮机最小通流容量、机炉协调控制等子系统的改造。根据改造机组的不同,火电灵活性改造分为:纯凝机组改造和热电联产机组改造。其中纯凝机组改造后调峰深度更大,而热电联产机组“以热定
8、电”的特征限制了调峰深度。纯凝机组改造,目标是实现深度调峰、快速启停和快速爬坡,主要改造锅炉和脱硝装置。改造关键是保障机组在低负荷状态下稳定运行,其中主要是解决锅炉在低负荷状态下稳定燃烧以及脱硝装置在低负荷状态下投运等问题。等离子无油、微油点火以及富氧燃烧等助燃技术帮助锅炉在低负荷下稳定运行;省煤器烟气旁路、省煤器水侧旁路、热水在循环、分隔省煤器等技术助力解决入口烟温低的问题。热电联产机组改造,目标是实现热电解耦,主要改造汽轮机或增加蓄热罐/电极锅炉等。用其他热源代替汽轮机供热,使得在满足供热需求的同时能降低机组最小出力,从而提升机组灵活性和调峰深度。热电联产机组改造技术分为两大类:涉及汽轮机
9、本体的技术改造,不涉及热电厂的设备本体改造。前者的具体改造包括:汽轮机旁路供热、低压缸零出力、低压缸高背压循环水供热;后者的具体改造包括:热水罐储热、电极锅炉供热、电锅炉固体储热。二、二、驱动因素分析驱动因素分析 1、电网端:新能源消纳推动灵活性改造电网端:新能源消纳推动灵活性改造 5/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 新能源消纳问题愈发严重亟需加强调峰资源建设。新能源消纳问题愈发严重亟需加强调峰资源建设。由于资源禀赋问题,消纳问题自我国提出双碳目标便是制约我国新能源发展的重要因素。我国一次能源典型特征便是“多煤少气”,而天然气发电由于快速响应能
10、力和 0100%调峰能力,是最适合新能源发电的传统电源之一。在世界主要国家中,德国、英国、意大利的新能源电量占比已达到了较高水准,而这三个国家无一例外都具有较高的天然气发电比例。而从装机结构来看,我国灵活性电源装机(天然气发电和抽水蓄能)占比很低,导致我国在新能源发电量占比仍很低的情况下,面临较为突出的新能源消纳问题。从全国新能源消纳监测预警中心公布的数据来看,今年前 9 个月我国风电、光伏消纳率 96.5%和 98.2%,整体处于较为理想状态,但分省区来看则情况不容乐观。其中风电有 6 个省区消纳率低于 95%,分别为新疆、吉林、青海、甘肃、蒙西、蒙东,其中蒙西已低于 90%。光伏整体情况较
11、好,仅青海、西藏低于95%(且均低于 90%)。但新疆、青海、甘肃、内蒙古均为我国未来新能源大基地的主力地区,新能源消纳问题不容乐观。事实上我国很早就意识到了这一问题并进行政策支持,鼓励充分发挥各项电源调节优势来促进新能源消纳,其中最适应我国国情、潜力最大的方向即为抽水蓄能、煤电灵活性改造和新型储能。其中抽水蓄能自 2021 年 4 月发布关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见后实行“两部制”电价,容量电价部分保证抽水蓄能项目 6.5%的资本金内部收益率。良好、顺畅的价格机制有效提升了抽水蓄能建设积极性。但毕竟抽水蓄能建设周期长达 58 年,短期内难以发挥较大作用,因此煤电灵活性改造便成为了
12、更为重要的补充。6/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 2、政策端:政策端:政策推动灵活性改造政策推动灵活性改造,“两个细则两个细则”对灵活性改造愈发友好对灵活性改造愈发友好 我国存量煤电机组近 12 亿千瓦,但煤电平均调峰能力仅 50%左右。贵州关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)指出: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。如果能将全国煤电机组调峰能力增加 10%,就能新增 2.4 亿千瓦的新能源消纳能力,而目前煤电灵活性改造成本约 5001500 元/kW,目前抽水蓄能和电化学储能的建造成本约
13、 6000 元/kW 和 4000 元/kW,即使考虑每 kW 储能具备的调峰能力是煤电灵活性改造的 2 倍,煤电灵活性改造成本依然具备优势,考虑到煤电利用小时数更高,实际度电成本优势更加突出,煤电在未来相当一段时间内仍然是我国的主体电源,因此不论新建灵活煤电还是对存量机组进行灵活性改造,都具有性价比优势。2021 年 8 月国家发改委发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知,文中明确将开展灵活性改造的煤电纳入调峰能力范畴,且超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例(时长 4 小时以上)配建调峰能力,按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。此
14、后国家和地方层面都出具政策引导煤电参与调峰。7/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 3、地方上:、地方上:提高火电深度调峰补偿,改进收益机制提高火电深度调峰补偿,改进收益机制 政策鼓励固然重要,但关键在于收益机制。事实上,我国并非从双碳目标提出后才开始实施大规模灵活性改造,电力十三五规划中计划十三五末热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到 1.33 亿千瓦和 8600 万千瓦,但根据中电联数据,截至 2019 年仅完成 5775 万千瓦,不及规划目标的 27%。主要原因是深度调峰辅助服务补偿标准偏低,已完成的改造项目收益不及预期,影响了系统调
15、节能力的进一步释放。今年以来各地新出台的“两个细则”均对火电深度调峰补偿进行了不同程度的提高。以广东省为例,2022 版“两个细则”相比于 2020 版,深度调峰补偿均有了不同程度提高,40%以下深度调峰补偿标准提高了至少 6 倍以上。8/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 此外 2021 年 12 月发布修订版电力并网运行管理规定和电力辅助服务管理办法(简称新版“两个细则”)提出辅助服务费用按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”原则确定补偿方式和分摊机制,按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度,补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主
16、体共同分摊。各地新版两个细则均将市场化用户纳入到辅助服务分摊范围内,具体到调峰辅助服务来看:南方区域和华北区域将调峰补偿费用一分为二,发电侧和用户侧各承担固定比例的费用,发电侧不提供调峰服务的机组按电量分摊,用户侧按用电量分摊;甘肃省则将不提供调峰服务的机组以及用户放到一起,统一按照发电量或用电量分摊;华东区域有偿调峰则完全由电力用户承担。三、三、市场价值分析市场价值分析 1、新能源出力不足,新能源出力不足,需要常规能源弥补需要常规能源弥补 22 年夏季年夏季气温创历史新高,全社会用电量增长加大负荷压力气温创历史新高,全社会用电量增长加大负荷压力。对比过去几年,由于气候变暖,22 年气温创历史
17、新高,进而导致全社会用电量明显增长,8 月全社会用电量达 8536 亿千瓦时,同比增长12.2%,用电负荷大增逐渐显现出电力供应不足的问题。在以新能源发电为主体的新型电力系统转型过程中,如何保障电力供应成为亟待解决的问题。风光发电量高速增长但贡献仍然较低,难以弥补每年用电量增量风光发电量高速增长但贡献仍然较低,难以弥补每年用电量增量。截至 2021 年底,我国风光装机规模为 9826GW,在总装机中占比 26.7%。风光装机量提升带动发电量相应增长,发电量占比由 6.6%增至11.8%,5 年增长 5.2pp,虽提升幅度较大,但发电量占比仍较低。每年全社会用电量增量显著高于风光发电量增量,20
18、21 年风光发电量增量仅为用电量增量的 32.2%。风光电力供应不足,用电量增量缺口需要常规能源发电弥补。新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题。风光发电具有间歇性,但用电呈现“日内双峰、冬夏双峰”特点。我国用电情况呈现典型“日内双峰,冬夏双峰”的特点。而风光发电受到光照强度、风力强度等影响,发电具有随机性、间歇性、波动性等特点。风光发电能满足一般用电需求,但对短时大增的用电量需求无能为力,电力系统调峰仍需核电、火电、水电等常规发电方式支撑。“十四五”期间新能源装机增速快,但核、火、水电装机增速不足,导致电力供应缺口难以填补。9/26
19、2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 风光资源分布不均,局部地区缺电现象频现风光资源分布不均,局部地区缺电现象频现。我国风光资源多分布于内蒙古、青海、甘肃和新疆等西北地区,而用电需求集中于江浙沪等东南沿海地区,再加上特高压等远距离送电渠道建设不成熟,共同导致了西北地区弃风弃光,而东南地区缺电的矛盾现象。加大常规能源电力供应以及跨区远距离输电将有效解决这一矛盾现象。未来未来 3 年电力保供压力大,电力供应紧张地区数量将增加年电力保供压力大,电力供应紧张地区数量将增加。根据电规总院发布的未来三年电力供需形势分析,考虑我国各类电源装机情况,以及电源/电网/特高压
20、输送/储能装机等工程进展情况,预计22 年我国电力供需紧张地区有 5 个(安徽、湖南、江西、重庆、贵州),供需偏紧地区有 12 个;23 年我国电力供需紧张地区有 6 个,新增山东省,供需偏紧张地区有 17 个;24 年我国电力供需紧张地区有7 个,新增湖北省,供需偏紧张地区有 10 个。以电力实际备用率(=1-最大负荷/保证可用装机容量)作为电力平衡的核心指标,未来 3 年我国电力系统实际备用率呈逐年下降趋势,电力负荷缺口持续扩大,电力保供局势依然紧张。2、火电兜底保供作用凸显,投资建设有望加速火电兜底保供作用凸显,投资建设有望加速 电力供应偏紧背景下,火电兜底保供作用凸显电力供应偏紧背景下
21、,火电兜底保供作用凸显。21 年核电/火电/水电平均利用小时数分别为7778/4354/3622 小时,风电/光伏平均利用小时数受自然资源限制,显著小于常规电源,分别为2246/1163 小时。而核火水 3 种常规电源中,火电兜底作用明显,21 年火电装机规模占比 55%,发电量占比高达 67.9%。10/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 3、火电灵活性改造火电灵活性改造市场市场价值价值凸显凸显 在促进新能源电力消纳及提升电力系统灵活性需求下,火电灵活性改造价值得以彰显在促进新能源电力消纳及提升电力系统灵活性需求下,火电灵活性改造价值得以彰显。目
22、前,我国电力系统灵活性调节方式有:需求侧相应、抽水蓄能、火电灵活性改造、电化学储能、燃气轮机等。其中火电灵活性改造具有技术成熟、建设周期短、投资成本低、调节效果好,综合性价比高等优势,而抽水蓄能存在投资成本高、投资周期长且抽放水有 25%电能损失等缺点,电化学储能存在投资成本高、能量密度低、使用寿命短、环保性和安全性难有保障等缺点。故相比较而言,火电灵活性改造是提升电网调节能力的最佳选择。火电灵活性改造同时兼具促进风光电力消纳和提升电力系统稳定性/灵活性的双重作用。11/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 四、产业现状分析四、产业现状分析 1、火电
23、灵活性火电灵活性改造试点项目加速推进,改造试点项目加速推进,“十四五十四五”规划改造规划改造 2 亿千瓦亿千瓦 火电灵活性改造试点项目陆续完成,热储能改造较多火电灵活性改造试点项目陆续完成,热储能改造较多。2016 年,国家能源局下发了两批次煤电灵活性改造试点项目清单,共计 22 个,总规模为 1699 万千瓦,其中 15 个项目位于东北三省,其余分布在内蒙古、甘肃、广西和河北。22 个火电项目中有 2 个涉及纯凝机组改造,其余均为供热机组灵活性改造。在这 22 个火电厂灵活性改造试点项目中,采用最多的是热储能技术,其中采用单罐热水储能技术的电厂有 7 个,采用电热固体储热和电极锅炉项目的电厂
24、有 6 个,采用低压缸零出力技改的电厂有 2 个,采用汽轮机低压缸高背压改造的电厂有 1 个,涉及制煤和稳燃脱硝系统改造的电厂有 4 个。截至 2020 年10 月,22 个项目中的 8 个火电项目已经改造完成。12/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 存量机组应改尽改,存量机组应改尽改,“十四五十四五”规划改造规划改造 2 亿千瓦亿千瓦。“十三五”期间,由于缺乏有效的刺激政策以及灵活的市场机制,改造进度大幅低于预期。据国家电网 2021 年服务新能源发展报告统计数据,“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火电机组改造 1.62 亿千瓦,其中“三北
25、”地区完成火电机组容量改造8241 万千瓦,增加调节能力 1501 万千瓦。国家发展改革委和国家能源局于 2021 年 10 月 29 日共同发布全国煤电机组改造升级实施方案,针对灵活性改造制造,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 3000-4000 万千瓦,以促进清洁能源消纳。“十四五”期间,实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造,优化已投产热电联产机组运行,继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造,综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性,现役机组灵活性改造后,最小发电出力达到 30%左右额定负荷。13/2
26、6 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 2、火电投资超预期,灵改持续高景气火电投资超预期,灵改持续高景气 根据 wind 数据,2022 年前三季度,德邦公用事业细分领域火电板块(共 27 家上市公司)实现收入8,865.05 亿元,同比增长 22%;归母净利润合计 67.39 亿元,同比下降 19%。2022 年前三季度火电板块毛利率和净利率分别为 5.16%和-0.93%,分别同比降低 1.34pct、0.12pct。火电投资超预期,未来有望持续火电投资超预期,未来有望持续。2022 年 7 月-8 月,气候异常带来电力需求快速增长,“缺电”现象也重
27、新引发人们对火电重要性的思考。在发电领域,水电、风电、光伏发电量的大小分别受来水量、风量、阳光分布的影响,极不稳定,而火电作为电力的基础电源,未来或仍将长期承担能源保供的责任。从火电投资完成额来看,中电联数据显示,2022 年前三季度火电投资完成额为 547 亿元,同比增长 47.5%,火电投资增长趋势明显。从火电核准装机容量来看,核准进度明显加快。国际能源网数据显示,2022Q1 获核准的煤电装机容量为 8.63GW,同比增长 103.11%,煤电核准审批速度明显加快。煤电与新能源联营政策获推广,火电灵改持续高景气煤电与新能源联营政策获推广,火电灵改持续高景气。伴随着新能源装机规模的快速提升
28、,局部地区新能源消纳形势依然严峻,从成本来看,采用煤电深度调峰的单位发电成本仅为 0.05 元/度,具有显著的经济性。从政策驱动来看,内蒙古、甘肃、贵州纷纷出台政策,要求灵活性改造新增调峰容量可配置新能源建设指标,为火电企业开展灵活性改造带来发展契机。五、商业模式及收益率分析五、商业模式及收益率分析 1、我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量+容量容量+辅助服务辅助服务等等模式模式 火电灵活性改造本质上是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程,核心是收益模式的变化火电灵活性改造本质上是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程,
29、核心是收益模式的变化。随着新能源高比例并网,我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量服务+容量服务+辅助服务等模式。14/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 2、商业模式变革后,我国灵活性煤电机组或可实现可观收益商业模式变革后,我国灵活性煤电机组或可实现可观收益 我国新型电力体系正持续完善,对辅助服务等收益机制尚处于完善中,现货市场试点地区正从 2020 年的 8 个省市逐步扩大至当前的 14 个省市。收益机制的不完善阻碍了火电机组进行灵活性改造。我们认为,随着我国电力市场化建设的推进,灵活性火电机组收益机制逐渐明确,火电机组进行灵活性改造或
30、能取得可观的收益。根据 Prognos 等联合发布的火力发电厂的灵活性,德国灵活性煤电机组在现货市场中均能取得 10%以上的净利率。2021 年我国风光发电量占比 11.7%,煤机利用小时数 4586h,短期内火电作为重要的基荷能源,利用小时数或难进入下行通道。随着新能源发电渗透率的提升,火电利用小时数逐渐下降,并逐渐从电源主体转变为灵活性主体。参考以上德国煤电机组利用小时数变化,我们测算了我国煤电机组在深度调峰(现有电价体系,运行灵活)和启停调峰(现货市场,运行灵活)两种运行模式下的收益,两种模式下的煤电机组均能实现正向收益。六、产业链分析六、产业链分析 1、火电产业链概览、火电产业链概览
31、随着成本端煤炭价格的市场化,一旦煤炭价格暴涨,电价端受管制严重,会使火电行业发生大幅亏损,火电行业成为典型的逆周期性行业。火力发电企业的上游主要为煤炭、石油、天然气等原材料行业以及发电设备行业,下游产业主要是电网公司、消费者等流通及应用环节。上游煤炭受宏观影响具有强烈的周期性,受经济波动影响严重,由此造成了火电成本端的不稳定性。15/26 2023 年年 1 月月 16 日日 行业行业|深度深度|研究报告研究报告 火电产业链主要分为设备端、工程建设端(EPC)及运营端三大环节。2、设备端设备端 设备端主要可分为主机设备(包括锅炉、汽轮机及发电机)和辅机设备(包括烟气治理设备、水处理设备等)。其
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