2022年火电灵活性改造行业市场现状分析.docx

2022年火电灵活性改造行业市场现状分析1.新型电力系统背景下，火电灵活性改造将迎来爆发随着“双碳”目标的推出，我国新能源发展步入加速通道。截至2021年11月，全国发电装机容量23.2亿千瓦，同比增长9.0%。其中，风电3.0亿千瓦，同比增长29.0%，太阳能发电2.9亿千瓦，同比增长24.1%，非化石能源合计装机装机容量10.7亿千瓦，同比增长17.2%，占总装机容量的46.1%，占比同比提高3.2个百分点。2021年10月24日国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，相比当前有翻倍以上空间。新能源大规模接入，调峰能力建设至关重要，火电灵活性改造为成本最低的方式。因为风光的强随机波动、出力与负荷时空差异、电源结构不合理等原因，新能源消纳问题较为突出，系统调峰能力的建设是保障新能源消纳的核心。系统调峰能力的建设有多种方式，包括抽水蓄能、电化学储能、火电灵活性改造等，其中火电灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，度电成本仅0.05元，为当前条件下最具经济性的选择。图：各类调峰方式成本对比我国火电机组目前调峰能力较差，亟待灵活性改造。截止2021年11月我国火电机组装机量为12.9亿千瓦，占全国电源装机比例达到55%，但调峰能力较差，纯凝机组普遍为50%左右，热电机组在供热期调峰能力仅为20%左右（调峰能力指在稳定运行的基础上，火电机组功率调节的范围）。相比之下，西班牙、丹麦等国家火电机组都具备深度调峰能力，调峰能力高达80%。截至2019年，我国已完成火电灵活性改造容量约5775万kW，火电灵活性改造的深度和广度有待进一步提高，我国以火电为主体的发电结构决定了电源灵活性的主体需从火电入手。电力市场化交易与辅助服务市场的推进完善了火电灵活性改造的市场机制。2021年7月26日国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。2021年12月22日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，扩大电力辅助服务新主体，丰富电力辅助服务新品种，完善用户分担共享新机制。伴随峰谷电价的拉大以及辅助服务市场机制的成熟，火电灵活性改造等调峰方式商业模式将进一步清晰，相关主体投资意愿将不断增长。此外，内蒙古提出新建新能源电站需配套火电灵活性改造，将进一步刺激电厂火电灵活性改造积极性。2021年8月26日，内蒙古自治区能源局发布关于《内蒙古自治区推进火电灵活性改造促进市场化消纳新能源实施细则（试行）》的通知，《实施细则》指出，新能源建设规模应与燃煤电厂新增调节能力相匹配，原则上不增加系统现有调峰压力。按照一体化模式建设的，市场化并网新能源可由燃煤电厂全额自行建设；不具备一体化建设条件的，市场化并网新能源由燃煤电厂自行建设的比例不低于50%，剩余部分可由燃煤电厂所在地盟市电力主管部门组织有关企业通过合建共享、购买调峰资源等方式建设。十四五期间火电灵活性改造市场有望爆发，我们预计投资金额在60-180亿元。2021年11月3日，国家发改委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，明确十四五期间完成存量煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，现役机组纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，相比当前水平需提升20%左右的调峰能力。根据《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》的数据，在不包括储能设备的情况下，改造投资通常在30～90元/kW，对应十四五期间市场规模约60-180亿元，目前12.9亿千瓦火电机组全部改造对应市场规模约387-1161亿元。火电灵活性改造包括锅炉侧、汽轮机侧、控制与监测几个方面，其中锅炉侧灵活性改造须重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄漏、脱硝运行安全等问题，相应需要锅炉低负荷稳燃技术与宽负荷脱硝技术；而汽轮机侧主要关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题，相应需要汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术与供热机组热电解耦技术。青达的全负荷脱销系统即为宽负荷脱硝技术主流解决方案，蓄热罐与电极锅炉为供热机组热电解耦技术主流解决方案之一。2.青达环保产品布局完善，为火电灵活性改造核心标的青达环保全负荷脱硝系统为火电机组降负荷必备，青达环保技术实力强，市场占有率高。为实现燃煤电厂超低排放的环保要求，国内燃煤发电机组普遍使用SCR（选择性催化还原