看好火电在煤价、电价新常态下的价值重估

目录TOC\o"1-2"\h\z\u、市场现回：电板块显跑赢盘 4电力指数跑赢大盘 4传统能源与新能源表现分化：火>水>风>光 4、3年用电增速望：有实现. 6、3年煤价顾与望：高回落 7保供政策持续发力，国内供应能力不断加强 7火电仍是电力供给的压舱石，但增速已进入中等水平 8煤炭库存去化动力不足，全环节库存上升 9今年3月起煤价快速下跌 10迎峰度夏在即，电厂日耗有望反弹，但煤价全年趋势不变 10、火电值发进行：盈利复+值重估 长协煤政策有望带来成本端持续改善 火电灵活性改造有望加速推进，与风光电协同价值凸显 13投资建议 风险提示 图表目录图1：申万各行业板块年初至6月2日涨跌幅（%） 4图2：申万电力各子板块年初至6月12日行情表现%） 4图3：年初至6月2日火电板块部分个股涨跌幅（%） 5图4：年初至6月2日水电板块个股涨跌幅（%） 5图5：年初至6月2日风电板块个股涨跌幅（%） 6图6：年初至6月2日光伏电子板块个股涨跌幅（%） 6图7：我国原煤产量及同比增速 7图8：我国煤炭进口数量及同比增速 7图9：全社会用电量（亿千瓦时） 8图10：第二产业用电量（亿瓦时）及同比增速（右轴） 8图1：总发电量（亿千瓦时）及同比增速（右轴） 8图12：223年14月发电结构 8图13：国有重点煤矿合计库（万吨） 9图14：221年至今环渤海煤炭合计库存（万吨） 9图15：重点电厂煤炭库存（吨） 9图16：重点电厂煤炭日耗量万/日） 9图17：黄骅港动力煤平仓价5500，元/吨） 10图18：三峡水库入库流量（方/日） 图19：动力煤长协指数:CCI500（元/吨） 13图20：灵活性不足原理 13图21：火电灵活性改造的深历程 15图22：灵活性改造涉及子系示意图 15表1：203年分产业用电量算结果（亿千瓦时） 7表2：203年分产业用电量速测算结果 7表3：近两年中长期合同签订履约工作方案内容对比 12表4：电源侧及储能侧部分资源灵活性运行参数 14表5：火电机组最小技术出力率及调峰深度 15表6：206年起部分政策汇总 16表7：“十三五”期间实际完成电灵活性改造统计情况 17表8：部分地区火电调峰补偿 17表9：基准场景参数汇总 18表10：煤电灵活性改造基准景的经济性测算 19表1：各地方火电灵活性改造与新能源开发打捆的政策内容汇总 201、市场表现回顾：电力板块显著跑赢大盘电力指跑赢盘2023年初至今（6月12，下同），沪深300指数涨-0.70%，申万公用事业指涨跌幅+5.2%，跑赢沪深30指数在31个申万一级行业中位第8位。其中电力指数涨跌幅5.30%。图1：申万各行业板块年初至6月2日涨跌幅（%）0传传通信计算家用电器电石油石（子）电公用事机械设非银金纺织服银汽环沪深轻工制有色金国防军钢社会服医药生煤食品饮建筑材综电力设基础化农林牧房地产美容护商贸零ind，传统能与新表现分：火水风光电力子板块中，2023年年初今，申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数涨跌幅别为+8.1%、+7.6%、-0.7%、-8.6%。图2：申万电力各子板块年初至6月12日行情表现%）火力发电 水力发电 光伏发电 风力发电505050223//45)223//8223//8223//6223//9223//6)11((1(1)ind，分板块来看，火电板块，受22年电价上涨政策的延续及3年煤价下跌影响，收入、成本双端均有改善，随着一季报业绩反转验证，尤其是煤价自3月起的持续下跌，火电板块迎来一波较大度上涨。年初至今，涨幅前五的个股为：浙能电力（+43.27%）、通宝能源（+43.15%）、皖能电力（+41.96%）、天富能源（+41.31%）、建投能源（+37.52%）；跌幅前五的个股为：陕西能源（-26.20%）、ST金山（-20.07%）、华银电力（-16.23%）、豫能控股（-13.12%）、赣能股份（-11.7%）。水电板块，2023年一季度枯期来水普遍较上年偏枯，业绩有所下滑，但得益于新增产能投产水电相对较高的业绩确定性，水电板块一季度表现平稳。年初至今，涨幅前三的个股为：川投能源（+21.83%）、国投电力（+15.0%）、华能水电（+11.82%）；跌幅前三的个股为：湖南发展（-14.0%）、韶能股份（-.72%）、黔源电力（-526%风电、光伏发电板块，业绩并无异常波动，但受整体市场风格影响，其成长属性溢价有所折损。风电方面2023年一季度国内增装机重回增长轨道，但在全面平价上网背景下，各环节降本效果有差异，产业链整体盈利能力依旧承压。年初至今风电板块涨幅前三的个股为：银星能源（+20.09%）、嘉泽新能（+14.11%）、龙源电力（+13.9%）；跌幅前三的个股为：川能动力（-20.0%）、新天绿能（-1058%）、广宇发展（-1.06）。光伏发电方面，随着422硅料产能快速释放，供给增加产能过剩，硅料价格迅速下降。硅料降价向中下游硅片、电池片及组件等环节传导，叠加中下游环节近两年扩产速度较快，已经超过实际光伏装机需求，光伏产业链盈利能力承压。年初至今光伏发电板块涨幅前三的个股为：珈伟新能（+11.80%）、东旭蓝天（+10.3%）、芯能科技（+9.73%）；跌幅前三的个股为：露笑科技（-21.56%）、聆达股份（-20.9%）、京运通（-1218）。图3：年初至6月2日火电板块部分个股涨跌幅（%） 图4：年初至6月2日水电板块个股涨跌幅（%）0

浙通皖天能宝能富电能电能力源力源

赣豫华 陕*ST能能银 股控电金份股力山*ST

50

川国华长投投能江能电水电源力电力

甘桂黔韶肃冠源能能电电股源力力份ind， in，图5：年初至6月2日风电板块个股涨跌幅（%） 图6：年初至6月2日光伏电子板块个股涨跌幅（%）50

银嘉龙江中节三立广新川星泽源苏闽能峡新宇天能能新电新能风能能发绿动源能力能源电源源展能力

50

珈东伟旭新蓝能天

浙太江阳新能能

晶兆科新科股技份

京聆露运达笑通股科份技ind， in，2、2023年用电量增速展望：望实现5.7%我们采用往年分产业用电量复合增速作为2023年分产业用量增速的中性预期，对全社会用电进行预测，其中：居民和第一产业用电量主要受气候因素影响，极端天气（包括夏季高温干旱或洪涝多降水、冬季低温多降雪等）较多则用电量较高，气候正常则用电量稳定。202/203年冬季，全国平均气温总体较往年平均气温偏高，前冷后暖起伏大，全国平均降水量较常年同期偏少，总体相对温和。在此背景下，23年1~4月民用电量增速仅为0.4%，著低于近年平均水平。但基于全球长期预报制作中心的信息和专家评估编写的最新通报WO预计在203年5月至7月期间，从ENSO中性转变为厄尔尼诺现象的可能性为60%。厄尔尼现象可能使我国部分地区出现夏季极端高温干旱，居民用电需求较高，将拉动全年居民用电量走高。我们以近10年居民用电量的复增速（7.9%）作为203年年增速的中性预期。第一产业方面，2020年以来，随着乡振兴战略的逐步推进，农村电网升级改造进程加快，电气化水平持续提高，尤其是在农光互补、渔光互补、林光互补等模式的应用和推广带动下，第一产业用电量自2020年至222年期间增保持在10%以上，23年全年预计保较高增速，我们以近3年第一产业用电量的复合增速（13.%）作为203年全年增速的中性。第二产业方面，23年以来经济社会全面恢复常态化运行，宏观政策靠前协同发力，需求收缩、给冲击、预期转弱三重压力得到缓解，经济增长好于预期，市场需求逐步恢复，经济发展呈现回升向好态势，经济运行实现良好开局。但是当前我国经济运行好转主要是恢复性的，内生动力还不强，需求仍然不足，经济转型升级面临新的阻力。5月制造业PI指数录得48.8%（前值49.2%），其中生产和新订单PI分别为49.6%、8.3%前值分别为50.2%、8.8%，降幅均大于整体，且生产降至枯荣线以下，制造业中下游需求不足拖累生产，第二产业用电量增长动力欠缺。我们以近10年第二业用电量的复合增速（4.5%作为2023年全年增速的中预期，随着经济增长的持续恢复，用电量增长仍有较大弹性。第三产业方面，自22年年底以来，国务院逐步颁布了优化疫情防控措施，23年1月式对新病毒实行“乙类乙管”，从国内游到跨境游，文旅出行逐步解禁，多地颁发促消费政策，消费者信心低位回升，餐饮、文旅等服务业消费复苏态势良好。2023年1~4月第三产业用电量同比增7.1%，考到22年基数相较低23年全年有望保持较增速我们以近3年第三产用电量的复合增速（7.8%）作为203年全年增速的中性预期，随着经济增长的持续恢复，用电量增仍有较大弹性。根据上述情景假设，我们测算得到203年分产业用电量测值。中性情景下，203年社会用电量将达到9.13万亿千瓦时较2022年同比增长.7%。观情景下，全社会用电量约9.29万亿千瓦时，较2022年同比长7.6%；悲观情景下，全社用电量9.03万亿千瓦时，较022年同比增长4.6%。表1：203年分产业用电量算结果（亿千瓦时）第一产业第二产业第三产业城乡居民全社会乐观13266070716318145599291中性130359567160211442591317悲观128058997158721415890308数据来源：国家统计局，测算表2：203年分产业用电量速测算结果第一产业第二产业第三产业城乡居民全社会乐观15.7%6.5%9.8%8.9%7.6%中性13.7%4.5%7.8%7.9%5.7%悲观1.7%3.5%6.8%5.9%4.6%数据来源：国家统计局，测算3、2023年煤价回顾与展望：位回落保供政持续，国内应能断加强2022年以来，国务院常务会多次谈及煤炭，明确要发挥煤炭的主体能源作用，立足我国国情，应对外部挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目建设。面对严峻复杂的国际能源形势和较大的国内能源保供压力，能源主管部门优化煤炭生产、项目建设等核准政策，落实地方稳产保供责任，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。3月，国家发展改革委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上。据全国源工作会议披露，2022年核煤矿项目22处、建设规模800万吨年，全国新增煤炭产能超3吨/年。据国家统计局及国家海关总署数据显示，2022年，规模以企业原煤产量达到44.86亿，同比增长11.4%；煤及褐煤进口量2.93亿吨，同比减少9.4。2023年以来，保供政策持发力，新增产能加速投产，2023年~4月，规模以上企业原煤产量达到15.33亿吨，同比增长61%；同时煤炭进口政策逐渐放开，进口量大幅增长，2023年1~4月，煤及褐煤进口量达到1.43亿吨，同比大幅增长89.1%2023年1~4月，原煤产量及进口量合计达到16.75亿吨，同比长10.1。图7：我国原煤产量及同比增速 图8：我国煤炭进口数量及同比增速原煤产量（万吨） 同比增速（%，右轴） 煤及褐煤进口量（万吨） 同比增速（%，右轴）,0,0,0,0,0,0,00,000

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国家统计局， 海关总署，火电仍电力的压舱，但已进入等水平受疫情影响，2022年全社会电量8.63万亿千瓦时，同比长3.9%，其中第二产业用电同比增长仅为1.4%。223年国疫情防控政策调整，1~4月济活动有所恢复，全社会用电量2.81万亿千瓦时，同比增幅扩大至5.0%，其中第二产业用电量比增长恢复至5.4%。图9：全社会用电量（亿千瓦时） 图10：第二产业用电量（亿瓦时）及同比增速（右轴）0 1 2 3 第二产业用电量 同比增速.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0

,0,0,0,0,0,0,00

月月月月月月月月月月月月月月月月月月2022年，全国规模以上发电业总发电量8.34万亿千瓦时同比增加3.7%，其中火电发量同比增长仅为1.5%。223年14月，全国规模以上发电企业总发电量2.73万亿千瓦时，比增加5.1%，其中火电发电量1.4万亿千瓦时，同比涨幅恢复至4.5%。03年14月，火发电量在总发电量中的占比达到71，仍是我国电力供给的压舱石。图11：总发电量（亿千瓦时及同比增速（右轴） 图12：223年14月发电结构总发电量（亿千瓦时） 同比增速

风电 光伏,0,0,0,0,0,0,0,00

2021年2021年12月201-03201-04201-05201-06201-07201-08201-09201-10201-11201-122022年12月202-03202-04202-05202-06202-07202-08202-09202-10202-11202-122023年12月203-03203-04核电5%11%3%水电10%火电71%国家能源局核电5%11%3%水电10%火电71%煤炭库去化不足，环节上升火电发电量增速低于国内煤炭总供给的增速，煤炭供给相对过剩，主要体现在产业链各环节库存上。203年以来全国国有重点煤矿库存持续上升，至4月达到1765万吨，明显高于20212022年同期。港口方面，今年以来环渤海港煤炭库存也呈上升趋势，至5月31日达到3042万吨，为221年以来高水平。下游电厂方面，至5月25日，全国重点电厂煤炭库存达到1110万吨，较去年同期加24.5%，且仍呈上升趋势全环节库存均有上升，而下游电力需增长较慢，重点电厂煤炭日均耗量持续走低，煤炭库存去化动力不足。图13：国有重点煤矿合计库（万吨） 图14：221年至今环渤海煤炭合计库存（万吨）200200100100500

1 2

300300200200100100500

1 2 1月2月3月4月5月6月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图15：重点电厂煤炭库存（吨） 图16：重点电厂煤炭日耗量万吨/日）100010008006004002000

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706050403020100

2 1月2月3月4月5月6月7月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月今年3月起煤速下跌2022年，能源主管部门通过快煤炭产能释放、长协合同对电煤全覆盖、合理价格区间限定、加强核查等多种方式稳定煤炭价格，取得了相当成效。但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少，区域性和时段性供需结构不平衡仍然存在，煤价维持高位运行。黄骅港5500大卡动力煤仓价全年均价超过1275元/吨，10月28日报收于1638元/吨，达内高点。而进入11月后，因非电用煤需求疲软，市场煤价格快速回落，至年底收于115元/。23年以来，随着全产业链库存的上升以及电厂日耗的减少，国内煤炭市场供给结构相对宽松，煤价开启快速下行通道。2月-3月受到内蒙煤矿安全事故导致大面积停产巡查，煤价有阶段性反弹但随后下行趋势不变。至5月，库存压力持续上升，且进口煤价持续下跌也带来一定冲击，国内港口煤现货价格加速下跌，至6月2日已降至75元/吨，长协煤的价差缩小至不足70/吨。图17：黄骅港动力煤平仓价5500，元/吨）9 0 1 2 ind，迎峰度在即厂日耗望反但煤价年趋变供给方面，近年国内新增产能以现有矿井的产能核增为主，大部分已进入市场，而新批矿井实际较少，未来增量空间不大，且新批矿井投产周期长，对短期市场供给结构的冲击较小。需求方面，迎峰度夏已经开启，电力需求正在释放，而受到来水相对较枯影响年初至今水电出力不足，火电将持续支撑高峰期用电需求。电厂日耗将有望反弹，但受制于全产业链的库存较高，去化需要一定周期。我们认为后续煤价继续向合理区间回归的趋势不变，全年煤价中枢有望显著下移。图18：三峡水库入库流量（方米/日）6000500040003000200010000

1 2 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月10月11月12月ind，4、火电价值发现进行时：盈利修复+价值重估长协煤策有来成本持续善2022年0月1日，国家改委印发特急文件《2023电中长期合同签订履约工作方案》对做好2023年电煤中长期合同订履约工作进行了安排、部署。此次方案较22年的方案进行了细调整，主要涵盖供需、价格机制、履约要求等方面。供需方面，从供应端看，23的方案所规定的供应方包括所有在产的煤炭生产企业，较22年比扩大了范围，增加了中长期合同市场中的供给。而需求端来看，23年的方案将范围缩小至仅电和供热用煤的企业，另外也新增了贸易商可作为中间环节签订合同的相关规定，为供需市场提供更好的流动性。扩大的供给范围和缩小的需求范围，无疑将加大实际签约的覆盖率，充分体现了保供的决心和力度。价格方面，23年的方案重申以产地价格计算的电煤中长期合同必须严格按照《国家发展改革委于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格[202)303号)、地方人民政府和关部明确的价格合理区间签订和履约，以港口价格计算的电煤中长期合同原则上应按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，不超过明确的合理区间。5500大下水煤合同基准价由22年的00/吨下调至675元/吨，根据03号文”及国家发改委第四公告内容要求，此举也将限制动力现货市场价格上限，保供与稳价共同推进。履约要求方面，对于供应端的合同签订比例进行了细化，煤炭企业任务量不低于自有资源量的80%，动力煤不低于7%。外延续了此前提出的三个10%要求中的履约率100%要求季度、年度履约率要达到00%，而月度之间可以供需双方适当调剂，提供了一定的灵活性。同时鼓励“淡储旺用”,原则上淡季月份分解量不低于旺季分解量的80%。23年的方案也对拒绝履约的行为进行了具体表述，强调不得以未配置铁路运力、停产减产为由拒绝履约。表3：近两年中长期合同签订履约工作方案内容对比2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（发改电【201】365号）2023年电煤中长期合同签订履约工作方案（发改办运行【22】93号）供应端产能30万吨/年以上的煤炭产企业所有在产的煤炭生产企业需求端发电供热企业、纯供热企业、鼓励化肥生产企业支持冶金、建材、化工等行业签订发电和供热用煤企业中间环节无贸易商可作为中间环节签订合同；允许合法合规价销售，但不得通过其他贸易商再次转售给发电业下水煤合同基准价（500大卡）700元/吨675元/吨合理价格区间执行“303号文”下水煤（550千卡）中长期易价格每吨770元（含税）执行“303号文”下水煤（550千卡）中长期易价格每吨770元（含税）浮动价参考指数4个3个（剔除了中国沿海电煤采购价格综合指数）长协合同期限以年度合同为主，鼓励3年以上长期合同原则上一年及以上，鼓励3-5年合同签订比例合同总量达到自有资源量80以上；3年及以上长期合同量不少于合同总量的50%合同总量不应低于自有资源量的80%，动力煤不于75%履约比例月度履约率不低于80%季度和年度履约率不低于90%月度分解量足额履约；可在月度之间进行适当调剂，但季度履约量、全年履约量必须达到100%；鼓励“淡储旺用”,原则上淡季月份分解量不低于季分解量的80%。其他履约要求不得以未配置铁路运力为由拒绝履约；不得以停产减产为由拒绝履约国家发改委，长协市场方面，煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。煤炭价格超出合理区间时，将充分运用《价格法》等手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间。随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格上涨除了逐步向电价端部分传导，也有望逐渐向合理区间回归。2023年的工作方案中重申了同签订严格按照“303号文”中规定的标准执行，即下水煤中长期交易合理价格区间为570~70元/吨（含税），与22年方案未发生改变，叠加更加严格的监管要求及措施，我们判断2023长协煤价格总体趋势可保持平稳，与202年基本一致。参考2022年的实际情况，合理价格区间为570~770元/吨，基准价为00元/吨，长协煤价格指数自2022年3月起始终保持在720元/吨左右的水平。直至2023年5月中，港口现货煤价下探至1000元/吨以下水平，长协煤价格指数出现松动，6月9日降至09/吨。根据203年的方案，准价下调25元/吨至65元/吨，因我们认为2023年长协煤价指数中枢在2022年的20吨基础上也将有所下浮。图19：动力煤长协指数:CCI500（元/吨），火电灵性改望加速进，光电协价值显在碳中和碳达峰的大背景下，能源系统的低碳转型中风电和光伏发电将得到更大的发展空间，稳定性较差的风电、光伏也将逐渐成为供电主力。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，风电、光伏所带来的间歇性电力输入冲击问题可能会愈发明显。在传统的电网结构中,以火电为主的发电侧是相对可控的一方,因此通常会利用发电侧匹配用电侧的负荷变化。由于风电、光伏发电稳定性较差,一旦风电、光伏占比过高,发电侧将不再稳定而成为不可控因素,进而增加输配电及调峰的成本。尤其是近年来受全球气候变暖等因素影响，极端天气时间多趋强，用电负荷高企的同时发电能力显著下降，供电保障成本极高。以风电、光伏发电为代表的间歇性可再生能源发电出力天然具有波动性，随着其出力占比的逐步提高，系统净负荷波动增大，未来单纯依靠火电和抽水蓄能的调节容量和调节能力无法满足系统安全运行的灵活性要求。电力系统灵活性不足制约可再生能源消纳的问题尚未得到根本性解决。电力系统灵活性主要体现在：当不确定性因素造成系统电力供应大于需求时，系统可以“向下调节减少出力，从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需求时，系统可以“向上调节”增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。电力系统向上灵活性与系统的爬坡能力有关，对于系统的负荷供应能力有较大影响。向上灵活性不足是导致电力短缺的重要原因。而向下灵活性与系统减少常规机组出力的能力紧密相关，对系统的可再生能源消纳能力有较大影响。向下灵活性不足是造成弃风、弃光的重要原因。图20：灵活性不足原理《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》绿色和平碳中和追踪，源、网、荷、储是能源系统中的主要构成部分，系统调度是以整体最优为目标，统筹安排源、网、荷、储各环节的运行策略，充分发挥各类资源特点，以灵活高效的方式共同推动系统优化运行，促进清洁能源高效消纳。传统电力系统中，灵活性资源主要以各类可调节电源及抽水蓄能电站为主。但随着能源系统逐步完善，电网运行方式将更加灵活优化，源网荷储全环节都具有可挖掘的灵活性资源。如在电源侧，煤电装机容量大，出力稳定可控，是潜力最大的灵活性调节资源，气电和水电调节性能出色也是优质的灵活性资源。在储能侧，抽水蓄能可靠性高、调节性能出色，但选址受自然资源限制相对较大；电化学储能布局灵活，但目前大规模应用仍存在一定安全隐患，且投资相对较高。而在电网侧和负荷侧主要是通过机制体制的调整从而提高整体体系的运营效率，如电网侧统筹送受端的调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，鼓励跨省、跨区共享调峰与备用资源；负荷侧需求响应有序用电的安排可以大幅减小电网日内负荷波动等等。表4：电源侧及储能侧部分资源灵活性运行参数资源类型运行范围（%）爬坡速率（n/mn）启停时间（h）电源侧煤电50~101~2%6~10热电联产80~101~2%6~10气电20~108%2水电0~10020%<1核电30~102.5~%储能侧抽水蓄能-100~0010~5%<0.1电化学蓄能-100~00100%<0.1《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》中国电力圆桌项目课题组我国火电总装机规模超过13亿千瓦，通过灵活性改造若可增加1%~2%调峰深度，即可释放1.3亿26亿千瓦调峰容量为新能源电力的消纳和电力系统的稳定运行提供有力支撑。低负荷运行方式调峰是常规火电的主导调峰方式。非供热机组和非供热期供热机组最小出力为其锅炉最低稳燃负荷，一般来说，单机容量30万千瓦及以上机组，最小技术出力率为50；单容量10万千至0万千瓦组，最小技术出力率为60%单机容量10万千瓦以下机，最小技术出力率为80%。表5：火电机组最小技术出力率及调峰深度火电机组容量最小技术出力调峰深度10万千瓦以下80%20%10至30万千瓦60%40%30万千瓦以上50%50%资料来源：《风光水火联合运行电网的电源出力特性及相关性研究》-韩柳等，对于火电机组的灵活性改造，根据调峰深度不同，改造的重点、难度和成本都有较大区别。主要改造方向来看，灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化，可能需对机组设备的本体进行改造，也可能新建其他辅助设备。对燃料供应系统、锅炉系统、汽轮机系统、蒸汽水循环系统及储热系统、控制和通信系统等几个子系统进行改造是提高火电机组灵活性最有效的手段，其中除控制和通信系统外，热电机组和纯凝机组的改造范围存在差异。图21：火电灵活性改造的深历程《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》潘尔生等，图22：灵活性改造涉及子系示意图《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》-郭通等，纯凝机组来看，锅炉的最低负荷取决于其燃烧稳定性。低负荷时火焰稳定性差，容易发生灭火事故，降低了机组运行安全性，改造路线主要从燃料供应和锅炉侧入手，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；另一方面，节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，考虑因低负荷脱销投运可能造成的空预器低温腐蚀、空预器堵塞等烟气化学处理系统问题的相关技术措施。而对于供热机组来看，一般较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在热电解耦的问题，涉及两个子系统为汽轮机系统，蒸汽、水循环及储热系统。改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括高背压技术、光轴改造技术和低压缸零出力技术；另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。自206年起，国家发改委国家能源局连续出台了多部政策文件推进火电灵活性改造。表6：206年起部分政策汇总发布时间发布部委文件名称20166国家能源局《关于下达<火电灵活性改造试点项目>的通知》20167国家发改委、国家源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法的通知》201611国家发改委《电力发展“十三五”规划》201711国家发改委《解决弃水弃风弃光问题实施方案》201711国家能源局《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》20182国家发改委、国家源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》20184国家能源局《煤电应急调峰储备电源管理指导意见（征求意稿）》201812国家发改委、国家源局《清洁能源消纳行动计划（218-200年）》202111国家发改委、国家源局《关于<开展全国煤电机组改造升级>的通知》202112国家能源局《关于印发<电力并网运行管理规定>的通知》202112国家能源局《关于印发<电力辅助服务管理办法>的通知》20223国家发改委、国家源局《“十四五”现代能源体系规划》数据来源：国家发改委，国家能源局，2016年的《电力发展“十三”规划》中明确指出，“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.3亿千瓦，纯机组改造约8200万千瓦；它地区纯凝机组改造约450千瓦。改造完成后，增加调峰能力400万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。但根据01年国家电网发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告》中显示，“十三五”期间，累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，其“三北”地区完成火电机组改造8241万千瓦（完成率约%），增加调节能力151万千瓦完成率约33%），“三北”区仍有较大提升空间。表7：“十三五”期间实际完成火电灵活性改造统计情况区域数量（台）容量（万千瓦）供热期间提升调节能力（万千瓦）供热期间提升调节能力（万千瓦）华北341185305272东北813378606366西北743678590559华中9447783华东1167521865862总计3141620924442062数据来源：《服务新能源发展报告2021》-国家电网，2021年11月，在《关于开全国煤电机改造升级的通知》中，明确“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系调节能力3000400万千瓦202年3月，在《“十四五”代能源体系规划》中，提及到2025年，灵活性电源占比达到24左右。重申力争到205年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2千瓦为火电灵活性改造预留较大增长空间。对于火电企业，多地区能监局、能监办陆续推出电力辅助服务市场运营细则，明确火电机组参与调峰可得到补偿的标准，通过有效的市场调节手段，充分提高了火电企业参与灵活性改造的动力。表8：部分地区火电调峰补偿地区政策出台时间补偿上限（元/W）青海201960.8河南201980.7陕西2019120.75新疆202010.7湖北202060.6广东202061.188广西202060.594云南202060.996贵州202060.972海南202060.898东北202091江西2020110.6山东202190.8河北南网2021100.5华北2021100.95川渝202111-宁夏2021120.75福建202241华北202270.25华东202280.32甘肃202293.6数据来源：各地能监局或能监办，我们测算了单体项目进行火电灵活性改造的盈利情况。设置的基准条件为：（1）300W纯凝煤电机组根据国家能源局数据，假设初始年利用小时数为2021年国6000千瓦以上机组火电平均利用小时数448小时，供电标准耗3025克/千瓦时，厂用电率4%；煤价基准采用国家发改委303号文规定的5500卡秦皇岛下水煤合理价值区间上限（即770元/吨），设10%长，假设基准上网电价为439兆瓦时（含税）；改造前最小技术出力50%，根据利用小时数算得改造前平均负荷率为50.8%；改造后最技术出力假设30%，对应的电调峰补偿标准假设0.5元千瓦时，忽略容量补偿；灵活性改造成本参考中电联《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》报告中单位千瓦调峰容量成本中枢值假设为1000/千瓦，则300W机组由50出力降至30%出力可释放60W调峰容量，对应改造成本为600万元，假设改造成本分摊限为20年，则年分摊成本30万元；假设该电厂每日参与深度调峰时长为2.0小时，调整力期间的爬坡效率为1.5nmn，爬坡期间以最低出力（30%）电；发电增值税率13%。表9：基准场景参数汇总装机容量-300利用小时数-小时4448供电标准煤耗-克/千瓦时302.5上网电价-元/Wh0.432煤价-元/吨770增值税率13%改造前最小技术出力50%改造前平均负荷率50.8%灵活性改造成本-元/千瓦1000平均调峰时长-小时/日2.0燃煤成本在运营成本中占比85%厂用电率4%数据来源：国家能源局，中电联，在上述假设及条件基础上，基准场景的经济性测算结果显示，对于300W煤电机组来说，灵性改造的初始投资约600元，改造后每年增加148税前利润。表10：煤电灵活性改造基准景的经济性测算改造前上网电量-亿千瓦时6.50改造前燃煤成本-万元1928.77改造前电费收入（不含税）-万元2528.44改造前税前利润-万元259583改造后最小技术出力（深度调峰负荷）30%每减少1%最小出力煤耗增加克/千瓦时0.65改造后平均煤耗-克/千瓦时316改造后上网电量-亿千瓦时5.97改造后燃煤成本-万元1848.66改造后电费收入（不含税）-万元2320.12减少出力期间的爬坡速度-%/mn1.5%爬坡时间（单程）-小时0.22调峰补偿电量-亿千瓦时0.53调峰补偿-元/千瓦时0.55调峰补偿收入-万元294097改造投资-万元6000改造投资成本分摊年限-年20改造后税前利润-万元409390增加税前利润-万元1498《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》-中国电力圆桌项目课题组，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》-张彬等，测算2021年5月国家能源局下发关于2021年风电、光伏发开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕5号)，改变风、光伏项目指标的管理方式。同年11月《关于推进201度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》将组织推进电源开发地点与消纳市场均属于本省（区、市）的“一体化”项目审批权限正式下放给地方。自此各地对于新能源项目的规模指标有了更多配置方式，除了常见的“渔光互补”、“农光互补”、“林光互补”等产业拉动型政策，也成为了上述推动火电灵活性改造的重要方式，为火电企业提供了更多的转型方式。内蒙、湖北、新疆、河南