2022年火电灵活性改造行业市场空间研究分析.docx

2022年火电灵活性改造行业市场空间研究分析1.新能源并网扩大调峰需求，火电灵活性改造最具可行性、经济性新能源大规模并网导致电力系统调峰负担加大，火电灵活性改造是提升系统调峰能力的重要方式。电力系统需要保持发电端和负荷端的动态平衡，发电端的调节能力必须大于负荷的变化。而由于风光资源受昼夜、天气、季节等因素影响，新能源出力存在一定的随机性和波动性；以风电为例，日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现“反调峰”特性。因此在新能源高比例接入电力系统后，系统调峰负担加大。目前能够提供调峰能力的电源主要有火电、水电（含抽水蓄能）、电化学电池等，而我国以火电为主（2021年火电装机容量占比55%）的能源结构，决定了火电灵活性改造是增强系统调峰能力的重要方式。火电灵活性改造是最具可行性及经济性的调峰方式。对比各类调峰/储能电源，从可行性上来看，抽水蓄能建设周期长、项目投资大，电化学电池安全性和大规模商业化运用仍然有待验证。从单位发电成本来看，根据《储能的度电成本和里程成本分析》及《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电调峰<水电弃水=风电弃风<抽水蓄能<气电启停<各类电化学电池。图：主要调峰/储能技术的度电成本我国火电机组调峰能力不足，调峰深度仅为丹麦、德国的1/4~2/3，灵活性改造大有可为。根据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》目前我国热电联产机组、纯凝机组的调峰深度仅为20%、50%，仅为同期丹麦、德国调峰深度的1/4~2/3，灵活性改造大有可为。纵观近20年丹麦的灵活性改造历史进程，大致可分为3个阶段，而电力市场化带来的价格波动是促使火电向更为灵活运行方式转变的直接动因。2.电力辅助服务改革加速，十四五灵活性改造空间为55-165亿元我国电力辅助服务市场化改革加速，峰谷价差为火电灵活性改造提供建设基础。随着机组调峰深度的增加，单位电量发电成本逐渐升高；调峰补偿政策是提高火电机组调峰改造积极性的重要措施。我国电力辅助服务市场经历了2006年之前的“无偿服务”、2006-2015的“计划补偿”、2015-2017的“市场化探索”、2017年至今的“市场化加速”四个阶段，商业模式由发电厂自行承担到现在的市场化付费。东北电力调峰辅助服务市场中，深度调峰（调峰率大于48%时）最低档报价上限为0.4元/kWh，约为火电厂正常发电利润的2倍；山东、新疆等地已开始实行电力辅助服务市场运营规则，极大缓解了当前调峰压力。伴随电力辅助服务市场化改革，峰谷价差的全国化将为火电企业推动灵活性改造提供盈利基础，带动市场空间释放。十四五期间火电灵活性改造的投资规模为55-165亿元。我国2020年风光累计装机规模达530GW，参考广发电新组对风电、光伏新增装机规模的预测，预计2025年风光累计装机规模可达1287GW（详见2021年7月27日发布报告《储能行业报告系列一：酝酿储能市场大变局与新机遇》）。根据国家发改委、国家能源局联合印发《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》以及各地相继出台的地方政策，新能源需按照5%-15%（部分地区可达20%）的比例配备储能调峰能力。按照10%的比例保守测算，2025年调峰资源规模为129GW。根据抽水蓄能、储能的十四五规划，倒算出火电灵活性改造的空间为37GW，对应约184GW的改造规模。根据《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》，按照改造投资30-90元/kW测算，对应十四五期间市场规模约55-165亿元。图：2025年风光累计装机规模预计达1287GW