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火电灵活性改造专题报告：碳中和下，火电的变革

核心内容概览

本报告探讨了在碳中和背景下，火电如何通过灵活性改造适应新能源高比例并网带来的挑战，并提出相应的投资建议与风险提示。报告指出，火电将在新型电力系统中从电量主体逐步转变为灵活性主体，以适应电力系统对调峰能力的更高需求。

主要观点

1. 火电未来的定位

• 火电将从电量主体逐步转变为灵活性主体，以适应新能源的波动性。
• 火电灵活性改造是提升电力系统灵活性的关键手段。
• 火电调峰技术成熟，经济性优势明显，且具有巨大的灵活性资源体量。

2. 提升火电灵活性改造的动力

• 火电灵活性改造的本质是发电企业从电量服务向电量+容量+辅助服务转变。
• 完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力。
• 丹麦和德国的火电转型历程表明，市场化机制与负电价机制是推动火电灵活性改造的重要因素。

3. 商业模式变革下，如何看待火电的收益率

• 短期：火电利用小时数或难进入下行通道，火电仍作为基荷能源。
• 中长期：灵活性改造后，火电仍可取得可观收益，尤其在现货市场中，灵活性越高，收益率越高。
• 深度调峰模式：煤电机组度电净利中枢为0.028元/千瓦时（资金偿还期）至0.043元/千瓦时（无资金成本期），净利率为6.0%至9.0%。
• 启停调峰模式：煤电机组度电净利中枢为0.009元/千瓦时（资金偿还期）至0.029元/千瓦时（无资金成本期），净利率为2.1%至6.8%。

关键信息

1.1 新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求

• 我国新能源渗透率快速提升，2021年风光装机量占比达26.7%，发电量占比11.7%。
• 新能源具有间歇性和波动性，对电力系统灵活性要求提高。
• 电力系统灵活性是指调用各类资源以应对不确定性的能力。

1.2 煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键

• 电源侧灵活性资源种类多，且技术相对成熟，是当前重点发展方向。
• 煤电灵活性改造单位成本最低，且深度调峰度电成本仅约为0.05元/千瓦时。
• 火电灵活性主要指标包括最小负荷、爬坡速率和启停时间，降低最小负荷是主要改造目标。

1.3 煤电机组灵活性改造技术路线

• 纯凝机组：通过制粉系统改造、稳燃技术、风机改造等方式提升灵活性。
• 热电联产机组：通过“热电解耦”改造，实现满足供热要求的同时提升调峰能力。
• 主要技术路线包括低压缸零出力、电极锅炉供热、热水罐储热等。

1.4 “十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升

• 国家发改委发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”实现2亿千瓦灵活性改造。
• 收益机制逐步明确，辅助服务市场逐步完善，有助于推动改造。

投资建议

• 行业：维持“推荐”评级，我国仍处于新能源发展早期，火电利用小时数或难进入下行周期。
• 个股：建议关注西子洁能、青达环保、龙源技术等灵活性改造标的，以及华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、上海电力、福能股份、中国电力、华润电力、申能股份、粤电力A等火电运营商。

风险提示

• 政策变动风险。
• 火电灵活性改造推进不及预期。
• 电力市场建设进度不及预期。
• 新能源装机不及预期。
• 测算存在主观性，仅供参考。
• 我国与欧洲情况不具备完全可比性，相关数据仅供参考。

附录

图表汇总

• 图表1：2020年我国煤电发电量占比61%。
• 图表2：2021年全国风光装机量占比26.7%。
• 图表3：2021年全国风光发电量占比11.7%。
• 图表4：高比例可再生能源对电力系统灵活性要求提升（以德国为例）。
• 图表5：电力系统灵活性不足原理。
• 图表6：以吉林省为例的电力系统模拟结果。
• 图表7：电力系统灵活性资源分类。
• 图表8：2035年电源侧灵活性资源占比仍达61%。
• 图表9：电力系统灵活性资源优缺点。
• 图表10：电源侧灵活性资源中，煤电深度调峰度电成本最低。
• 图表11：每增加1万千瓦调节能力，煤电深度调峰改造成本最低。
• 图表12：火电灵活性主要指标定义。
• 图表13：火电关键灵活性指标图示。
• 图表14：热电联产机组灵活性改造路线。
• 图表15：燃气机组灵活性更高。
• 图表16：不同机组的最小负荷与爬坡率对比。
• 图表17：灵活性改造涉及子系统示意图。
• 图表18：纯凝机组改造路线。
• 图表19：纯凝机组改造路线对灵活性指标影响。
• 图表20：等离子点火系统图。
• 图表21：气化微油点火技术原理图。
• 图表22：微油点火期初投资低于等离子技术（以1000MW机组为例）。
• 图表23：高温富氧无油点火与等离子点火经济性对比（以300MW锅炉为例）。
• 图表24：脱硝装置低负荷投运改造路线特征对比（以300MW锅炉为例）。
• 图表25：脱硝装置低负荷投运改造路线成本对比（以300MW锅炉为例）。
• 图表26：热电联产机组以热定电下运行区间示意图。
• 图表27：热电联产机组配置储热后运行区间示意图。
• 图表28：热电联产机组灵活性改造路线对比（以350MW机组为例）。
• 图表29：火电灵活性改造目标未完成核心原因是收益机制不健全。
• 图表30：丹麦电力市场类型。
• 图表31：2010-2019年欧盟风光发电量占比。
• 图表32：2020年欧洲风光发电量占比。
• 图表33：2021年丹麦、德国等欧洲国家新能源发电量占比。
• 图表34：丹麦电力净进口情况。
• 图表35：丹麦电力进出口总量持续提升。
• 图表36：瑞典和挪威水电资源丰富。
• 图表37：丹麦电力净出口国以瑞典、挪威、德国为主。
• 图表38：2012年以来丹麦电力均为净进口。
• 图表39：德国户用储能新增装机量长期高于大型储能。
• 图表40：2020年德国户用储能装机规模占欧洲比重70%。
• 图表41：当前我国电力市场体系。
• 图表42：灵活性改造后德国煤电机组出力根据电价灵活调整。
• 图表43：我国煤电机组调峰运行净利率测算。
• 图表44：煤电机组不同调峰模式下的调峰成本。
• 图表45：年利用小时数4000h情境下，煤电机组度电净利测算。
• 图表46：调峰辅助服务度电收入对煤电机组收益的影响。
• 图表47：第1-8年，煤电机组盈亏平衡点对应调峰服务度电平均收入为0.386元/KWh。