%%%%十四五拐點已至，助新能源消納再上臺階——火電靈活性改造深度報告2023-12-01%%1%%%%%%目

錄01

意義：靈活調節(jié)資源重要構成，促進新能源消納02

現狀：多重邊際變化推動，“十四五”進度加快03

展望：技術路線多樣，未來前景可期%%3%%%%%01意義：靈活調節(jié)資源重要構成，促進新能源消納%%4%%%%%%01

新能源快速發(fā)展為電力系統(tǒng)安全運行帶來挑戰(zhàn)

近年來，風電、光伏裝機規(guī)模保持較快增長態(tài)勢，截至2022年底，我國風電、光伏累計裝機規(guī)模分別達到了3.7、3.9億千瓦，占總裝機規(guī)模的14.3%、15.3%。

新能源發(fā)電具有波動性、隨機性、間歇性的特點，再考慮到負荷側接入大量電力電子設備，保持發(fā)用電兩端實時平衡的難度增大，為電力系統(tǒng)安全運行帶來挑戰(zhàn)。圖：中國風電和太陽能累計裝機量快速增長圖：新能源出力具有顯著波動性50,000100%80%60%40%20%0%1200080%60%40%20%0%100008000600040002000040,00030,00020,00010,0000-20%-40%-60%20162017201820192020202120222021/052021/092022/01山西新能源平均出力（MW）：蘭木達電力現貨公眾號，長江證券研究所2022/052022/092023/012023/05風電累計裝機（萬千瓦）風電裝機增速（右軸）太陽能累計裝機（萬千瓦）太陽能裝機增速（右軸）環(huán)比（右軸）資料：中電聯，長江證券研究所資料%%5%%%%%%01

解決新能源消納問題需要提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力

中國曾在2009-2012年和2015-2016年發(fā)生過嚴重的棄風棄光現象，主要是外送通道建設緩慢、系統(tǒng)調節(jié)能力不足等因素導致，消納問題成為新能源發(fā)展道路上的隱患。

從電力系統(tǒng)平衡來看，電源調節(jié)性能、電網互聯互通、負荷規(guī)模及峰谷差是影響新能源消納的關鍵因素，本文主要從電源調節(jié)性能出發(fā)研究火電靈活性改造。圖：中國歷年棄風率和棄光率情況圖：新能源消納空間示意圖20%16%12%8%4%0%2011

2012

2013

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2020

2021

2022棄風率：國家能源局，中電聯，長江證券研究所棄光率資料資料：《基于電力系統(tǒng)承載力指標的新能源裝機規(guī)劃方法》張振宇等著，長江證券研究所%%6%%%%%01

火電靈活性與啟動時間、最低出力、爬坡速率有關

火電靈活性是指機組運行的靈活性，主要與啟動時間、最低出力和爬坡速率這三個參數有關。

通過開展靈活性改造，常規(guī)煤電機組的最低出力可以從額定功率的50%降到30%，熱電聯產機組從80%降到50%；爬坡速率從額定功率的1%-2%提升到3%-6%；啟停時間從6-10小時下降到4-5小時。圖：火電關鍵靈活性參數表：靈活性改造對煤電運行參數的影響常規(guī)煤電熱電聯產機組類型未改造50-1001-2已改造30-1003-6未改造已改造50-1003-6運行范圍（%Pn）爬坡速率（%Pn/min）啟停時間（h）80-1001-26-104-56-104-5資料：Agora

Energiewende，長江證券研究所資料

：《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》袁家海等著，長江證券研究所煤電額定功率注：Pn表示%%7%%%%%%01

中國火電裝機占比高但調節(jié)能力落后國外先進水平

中國的資源稟賦可以用“富煤、貧油、少氣”來概括，這使得煤電是我國發(fā)電裝機的主力軍，雖然裝機占比呈逐年下降趨勢，但2022年仍然占到總裝機量的43.8%。

我國煤電機組在最小出力、爬坡速率、啟動時間這些運行參數上均落后國際先進水平，可以在提升新能源消納空間上發(fā)揮更大作用。圖：中國歷年電力裝機結構表：中國煤電機組調節(jié)能力與國際先進水平對比100%中國煤電機組國際先進水平運行參數單位80%60%40%20%0%已建機組改造潛力已建機組20（40）4-5最小出力爬坡速率%Pn50（80）1-230（50）%Pn/min3-64熱態(tài)啟動時間冷態(tài)啟動時間hh3-51.5-2.5<0.12013201420152016火電

水電

核電

風電

太陽能：中電聯，長江證券研究所201720182019202020212022105資料

：《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》袁家海等著，長江證券研究所煤電額定功率；括號外為常規(guī)機組參數，括號內為熱電聯產機組參數注：Pn表示資料%%8%%%%%%01

火電靈活性改造技術成熟而且投資成本較低

除了火電靈活性改造，氣電、抽水蓄能、新型儲能也是重要的靈活性電源，氣電受制于高昂的天然氣成本，抽蓄蓄能受選址條件約束，新型儲能技術還不成熟。

火電靈活性改造是目前投資成本最低的在電源側提升調節(jié)能力的手段，因此無論是從技術成熟度還是經濟性來看，火電靈活性改造都是目前最具性價比的選擇。表：各類靈活性電源優(yōu)缺點比較圖：各類靈活性電源投資成本比較類型優(yōu)點煤電深度調峰改造氣電抽水蓄能新型儲能70006000500040003000200010000①

啟

停

速

度

快

，深度調峰技術手段

100%全負荷啟動成熟，可普遍適用

只需9-10min；②于煤電機組，改造

占地少，用水量少；100%全負荷啟動后的機組最小出力

③適合在可再生能

需2-3min可達到額定出力的

源富集區(qū)對系統(tǒng)進①響應速度快，充放電時間為毫秒級；②可多次調節(jié)20%-30%行調節(jié)；④適合在負荷中心建設①響應調節(jié)速度慢，冷啟動需5小時；②改造后的機組煤耗增加，壽命縮短，污染增加①受技術條件限制，目前尚不具備大規(guī)模建設條件；②建設投資成本高受選址條件約束和經濟性限制，建設規(guī)模有限①建設投資成本高；②天然氣價格高缺點火電靈活性改造燃氣電站投資成本（元/kW）：《面向新型電力系統(tǒng)靈活性提升的調峰容量補償機制設計》劉學等，長江證券研究所抽蓄電站電化學儲能資料：《中國電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》袁家海等著，長江證券研究所資料%%9%%%%%02現狀：多重邊際變化推動，“十四五”進度加快%%10%%%%%%02

火電靈活性改造從國家下發(fā)兩批試點項目開始啟動

我國火電靈活性改造是從2016年啟動的，國家先后發(fā)布了《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》和《關于下達第二批火電靈活性改造試點項目的通知》。

從前兩批22個試點項目來看，項目地點以東北區(qū)域為主，技術路線以抽凝、亞臨界、濕冷機組為主。圖：火電靈活性改造試點項目情況（單位：個）抽凝+純凝,1亞臨界+超臨界,1河北,1廣西,1甘肅,1純凝,2空冷,4遼寧,7黑龍江,超臨界,37亞臨界,內蒙古,14濕冷,18抽凝,194吉林,5資料：國家能源局，長江證券研究所注：圖中數字表示試點項目數量%%11%%%%%%02

“十三五”計劃改造2.2億千瓦，集中在“三北”地區(qū)

隨后，國家提出了“十三五”規(guī)劃目標，“三北”地區(qū)熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦，其它地區(qū)純凝機組改造約450萬千瓦，改造完成后增加調峰能力4600萬千瓦。表：“十三五”火電靈活性改造政策時間發(fā)布單位文件名稱相關內容省級政府相關主管部門負責制定年度火電靈活性改造計劃，國家能源局派出機構會同相關部門組織省級電網公司對改造機組進行驗收。研究出臺火電靈活性改造支持性措施，將各地火電靈活性改造規(guī)模與新能源規(guī)?？偭繏煦^?！笆濉逼陂g，力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造（含燃料靈活性改造，下同），提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力4600萬千瓦。優(yōu)先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。改造后的純凝機組最小技術出力達到30%~40%額定容量，熱電聯產機組最小技術出力達到40%~50%額定容量；部分電廠達到國際先進水平，機組不投油穩(wěn)燃時純凝工況最小技術出力達到20%~30%。2018年10月國家國家、國家能源局

《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》2018年2月、國家能源局

《關于提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力的指導意見》2017年，“三北”地區(qū)開展1635萬千瓦火電靈活性示范項目改造，增加系統(tǒng)調峰能力480萬千瓦，并繼續(xù)擴大火電機組靈活性改造范圍，大幅提升火電調峰能力。認定一批火電機組作為可再生能源消納調峰機組，在試點示范的基礎上，落實火電機組深度調峰補償機制，調動火電機組調峰積極性。2017年11月國家、國家能源局

《解決棄水棄風棄光問題實施方案》“十三五”期間，“三北”地區(qū)熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦；其它地區(qū)純凝機組改造約450萬千瓦。改造完成后，增加調峰能力4600萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加4500萬千瓦。鼓勵發(fā)電企業(yè)對煤電機組穩(wěn)燃、汽輪機、汽路以及制粉等進行技術改造，在保證運行穩(wěn)定和滿足環(huán)保要求的前提下，爭取提升機組調峰能力

10%-20%；對熱電機組安裝在線監(jiān)測系統(tǒng)，加快儲熱、熱電解耦等技術改造，爭取提升熱電機組調峰能力10%-20%。2016年11月2016年7月國家國家、國家能源局

《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020年）》、國家能源局

《可再生能源調峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》為加快能源技術創(chuàng)新,進一步提升我國火電運行靈活性,全面提高系統(tǒng)調峰和新能源消納能力,在第一批16個靈活性改造試點項目的基礎上,我局擬在東北地區(qū)再遴選一批燃煤發(fā)電項目開展靈活性改造試點推廣。經電規(guī)總院對各發(fā)電集團報來建議試點項目進行比選,綜合考慮項目業(yè)主、所在地區(qū)、機組類型、機組容量等因素,

確定長春熱電廠等6個項目為第二批提升火電靈活性改造試點項目。2016年7月2016年6月國家能源局《關于下達第二批火電靈活性改造試點項目的通知》《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》為加快能源技術創(chuàng)新，挖掘燃煤機組調峰潛力，提升我國火電運行靈活性，全面提高系統(tǒng)調峰和新能源消納能力，在各地方和發(fā)電集團報來建議試點項目基礎上，經電規(guī)總院比選，綜合考慮項目業(yè)主、所在地區(qū)、機組類型、機組容量等因素，確定丹東電廠等16個項目為提升火電靈活性改造試點項目。國家能源局資料：國家，國家能源局，長江證券研究所%%12%%%%%02

“十三五”未達成規(guī)劃目標，但東北改造積極性高

國網經營區(qū)在“十三五”期間累計完成火電機組改造1.62億千瓦，其中“三北”地區(qū)完成改造0.82億千瓦，遠低于2.2億千瓦的規(guī)劃目標，而且“三北”地區(qū)完成情況也不容樂觀。

從火電靈活性改造規(guī)模占總裝機規(guī)模的比例來看，東北和華東區(qū)域滲透率較高，分別達到了31%、27%，而其他區(qū)域改造積極性不高。圖：“十三五”國網經營區(qū)火電靈活性改造情況圖：“三北”地區(qū)火電靈活性改造完成情況8,00035%30%25%20%15%10%5%25,00020,00015,00010,0005,00006,0004,0002,00000%華北東北西北華中滲透率（右軸）注：滲透率是指火電機組靈活性改造容量華東火電機組改造容量新增調節(jié)能力十三五規(guī)劃值（萬千瓦）“十三五”火電機組改造容量（萬千瓦）十三五完成值（萬千瓦）資料：國家電網，中電聯，蒙東電力交易中心，長江證券研究所占2020年底累計裝機量的比例資料：國家，國家電網，長江證券研究所%%13%%%%%%02

煤耗、污染、安全等因素對靈活性改造有負面影響

火電參與深度調峰會增加煤耗水平以及氮氧化物排放強度，這對于達成國家要求的能耗和環(huán)保指標是不利的；同時，也會對鍋爐、汽機、環(huán)保及電氣設備的運行安全性帶來負面影響。在安全生產的背景下，上述問題可能對火電靈活性改造的推進產生阻礙。圖：深度調峰對煤耗的影響圖：深度調峰對NOx排放強度（g/kWh）的影響0.180.150.120.090.060.030.0030%40%50%60%70%80%90%100%110%300MW亞臨界機組600MW亞臨界機組資料

：《Coal

power

flexibility,

energy

efficiency

andpollutant

emissions

implications

inChina:

Aplant-levelanalysis

basedon

case

units》Yuliang

Dong等著，長江證券研究所資料：《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》袁家海等著，長江證券研究所%%14%%%%%%01

經濟性是主要限制因素，輔助服務市場并不成熟圖：火電調峰成本隨著調峰時長增加而增加

經濟性是影響火電靈活性改造意愿的重要因素，火電通過參與調峰輔助服務獲得收益，從而回收靈活性改造的投資成本。隨著調峰時長增加，火電調峰成本顯著增加。16001400120010008006004002000

從2017-2019年的數據來看，我國電力輔助服務補償費用占上網電費的比重在1.5%以下，低于國外3%以上的水平；另外，補償費用主要在發(fā)電側分攤，并未向用電側疏導，造成了零和博弈的窘境。020040060080010001200調峰時長（小時）資料：長江證券研究所注：測算參數參考火電靈活性改造經濟性測算頁圖：全國電力輔助服務補償費用情況圖：電力調峰補償費用分攤情況160140120100801.6%1.4%1.2%1.0%0.8%0.6%0.4%0.2%0.0%100%80%60%40%20%0%60402002017Q2-420182019H12017Q2-4發(fā)電機組分攤2018網外合計2019H1全國輔助服務補償費用（億元）：國家能源局，長江證券研究所總補償費用占上網電費比重（右軸）新機差額其他資料資料：國家能源局，長江證券研究所%%15%%%%%02

“十三五”期間東北調峰輔助服務市場空間最大

分區(qū)域來看，2019上半年東北調峰補償費用最高，其中僅遼寧省就超過了其他區(qū)域的水平；另外，東北調峰補償在輔助服務費用中的占比高達98%以上，而其他區(qū)域均在50%以下。因此，從調峰補償費用規(guī)模來看，東北火電企業(yè)開展靈活性改造的意愿會更高。圖：2019年上半年各區(qū)域電力調峰補償費用情況2019年上半年東北電力調峰補償費用情況圖：300,000100%80%60%40%20%0%120,000100%98%96%94%92%90%250,000200,000150,000100,00050,0000100,00080,00060,00040,00020,0000華北東北調峰補償費用（萬元）：國家能源局，長江證券研究所西北華東華中南方黑龍江吉林遼寧蒙東調峰補償費用占比（右軸）調峰補償費用（萬元）調峰補償費用占比（右軸）資料資料：國家能源局，長江證券研究所%%16%%%%%%02

東北于2016年啟動調峰輔助服務市場建設

國家能源局于2016年同意東北區(qū)域開展電力輔助服務市場改革試點，隨后東北能監(jiān)局發(fā)布了改革試點方案和試行運營規(guī)則，此后《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》經歷了多次修改并且不斷趨于完善。表：“十三五”東北輔助服務市場相關政策時間發(fā)布單位政策名稱主要內容調整了風電場、光伏電站、核電廠的分攤上限，使不同種類電源分攤比例更均衡；設定了火電廠最大能力負荷率與深度調峰交易相關聯的負荷區(qū)間；設定了火電廠最低負荷率與旋轉備用交易相關聯的負荷區(qū)間。2020年9月東北能監(jiān)局《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》《東北區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》，《東北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》

確定的輔助服務類型，其考核和補償按市場規(guī)則執(zhí)行。有償輔助服務按補償成本和合理收益的原則制定補償標準。在《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》中2020年9月2018年12月2017年10月2016年11月2016年11月2016年10月2016年6月東北能監(jiān)局東北能監(jiān)局東北能監(jiān)局東北能監(jiān)局東北能監(jiān)局國家能源局國家能源局火電廠獲得補償費用根據開機機組不同時段調峰深度所對應的兩檔階梯電價進行統(tǒng)計，其中非供熱期實時深度調峰費用減半處理。《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（暫行）》《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則補充規(guī)定》《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》將非供熱期實時深度調峰費用減半處理，同時將供熱期風電、核電電量按照兩倍計算分攤費用；將出力達不到銘牌容量80%的火電廠所獲得的調峰費用減半；對省內與跨省調峰承擔費用之和設置了上限。實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，負荷率從40%到有償調峰基準，報價范圍是0-0.4元/kWh，負荷率小于40%，報價范圍是0.4-1元/kWh。東北電力輔助服務市場主要依托現有調峰市場平臺，圍繞調峰資源開展多品種、多形式、多主體的市場化交易?！蛾P于同意開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》盡快組織研究制定東北電力輔助服務市場規(guī)則，對輔助服務費用總額做好量化測算，并在試運行前做好仿真工作。建立和完善輔助服務市場，開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點，鼓勵各類發(fā)電企業(yè)或用戶參與調峰服務，并按規(guī)定獲得合理補償收益?！蛾P于推動東北地區(qū)電力協調發(fā)展的實施意見》資料：國家能源局，東北能監(jiān)局，長江證券研究所%%17%%%%%%02

東北、西北的深度調峰輔助服務報價上限最高

通過對比各省份的調峰輔助服務價格機制，可以發(fā)現東北、西北（甘肅、寧夏、青海）的報價上限最高，達到了1元/kWh。

深度調峰交易通常采用“階梯式”報價機制，即負荷率越低，則報價上限越高。電力調度機構根據日前競價結果由低到高依次調用，補償費用按照各檔有償調峰電量及對應市場出清價格進行統(tǒng)計。圖：“十三五”調峰輔助服務報價上限對比表：東北實時深度調峰報價機制1.2報價下限（元/kWh）報價上限（元/kWh）時期報價檔位第一檔第二檔第一檔第二檔火電廠類型純凝火電機組熱電機組火電廠負荷率1.00.80.60.40.20.040%＜負荷率≤50%00.4140%＜負荷率≤48%非供熱期全部火電機組

負荷率≤40%40%＜負荷率0.40純凝火電機組≤48%0.4140%＜負荷率≤50%供熱期熱電機組東北甘肅寧夏青海安徽陜西新疆河南上海江西湖北重慶山西福建湖南華北華中貴州廣東云南海南廣西全部火電機組

負荷率≤40%0.4“十三五”調峰輔助服務報價上限（元/kWh）：各區(qū)域能監(jiān)局，各省級能監(jiān)辦，長江證券研究所資料資料：《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》，長江證券研究所%%18%%%%%02

“十四五”規(guī)劃2億千瓦改造目標，前兩年完成94%

“十四五”期間，國家提出存量煤電機組靈活性改造應改盡改，規(guī)劃改造規(guī)模2億千瓦，增加系統(tǒng)調節(jié)能力3000-4000萬千瓦。

根據電力規(guī)劃設計總院的數據，“十四五”前兩年，煤電靈活性改造已完成1.88億千瓦，達到了規(guī)劃值的94%，推進速度明顯加快。表：“十四五”火電靈活性改造政策時間發(fā)布單位、國家能源局國家能源局文件名稱相關內容新建煤電機組全部實現靈活性制造，現役機組靈活性改造應改盡改，支持退役火電機組轉應急備用和調相功能改造，不斷提高機組涉網性能。2023年9月2023年4月2022年8月2022年5月2022年1月國家《關于加強新形勢下電力系統(tǒng)穩(wěn)定工作的指導意見》《2023年能源工作指導意見》大力推進煤電機組節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”。加快建設具備條件的支撐性調節(jié)性電源，開工投產一批煤電項目。國家能源局、國家、國家市場監(jiān)督管根據產業(yè)發(fā)展和技術創(chuàng)新需求持續(xù)完善燃煤發(fā)電機組節(jié)能改造、靈活性改造、燃煤摻燒優(yōu)化、改造延壽后評價等24項配套標準?！蛾P于進一步提升煤電能效和靈活性標準的通知》《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》理總局完善調峰調頻電源補償機制，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發(fā)電項目建設力度，推動新型儲能快速發(fā)展。國家國家、國家能源局全面實施煤電機組靈活性改造，完善煤電機組最小出力技術標準，科學核定煤電機組深度調峰能力。、國家能源局全面實施煤電機組靈活性改造，優(yōu)先提升30萬千瓦級煤電機組深度調峰能力，推進企業(yè)燃煤自備電廠參與系統(tǒng)調峰。力爭到2025年，煤電機組靈活性改造規(guī)模累計超過2億千瓦。存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調節(jié)能力3000-4000萬千瓦，促進清潔能源消納?！笆奈濉?/p>

期間，實現煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。2022年1月國家《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》《全國煤電機組改造升級實施方案》2021年10月國家、國家能源局資料：國家能源局，國家，長江證券研究所%%19%%%%%%02

產業(yè)鏈相關公司業(yè)績已反映出靈活性改造的高景氣

產業(yè)鏈相關公司已反映出“十四五”前兩年靈活性改造的高景氣。青達環(huán)保相關業(yè)務是全負荷脫銷工程，2021-2022年該板塊收入同比增長95%、37%；龍源技術相關業(yè)務是節(jié)油業(yè)務，2021-2022年該板塊收入同比增長65%、7%。

另外，東方電氣2022年靈活性改造規(guī)模達1800萬千瓦，成功實施河南省投鶴壁豐鶴600MW低壓缸零出力改造、華電五彩灣350MW靈活性改造等典型項目，獲得新疆、內蒙首批煤電機組靈活性改造市場批量訂單。圖：青達環(huán)保全負荷脫銷業(yè)務收入及增速表：龍源技術節(jié)油業(yè)務收入及增速2.0120%100%80%60%40%20%0%2.580%60%40%20%0%1.61.20.80.40.02.01.51.00.50.0-20%-40%20182019全負荷脫銷工程收入（億元）：Wind，長江證券研究所20202021202220182019節(jié)油業(yè)務收入（億元）：Wind，長江證券研究所202020212022同比增速（右軸）同比增速（右軸）資料資料%%20%%%%%%02

火電靈活性改造是增加新能源并網規(guī)模的有效手段

一方面，國家出臺了《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，其中靈活性改造的煤電被認定為調峰資源，湖北、內蒙古、山西、河南、新疆等省份均出臺了配套政策；“五大六小”等央企“十四五”規(guī)劃新能源裝機超6億千瓦，在新能源消納壓力日益增大的形勢下，煤電靈活性改造成為了增加新能源并網規(guī)模的有效手段。表：關于新增火電調峰能力配建新能源的政策表：主要央企“十四五”新能源新增裝機規(guī)劃發(fā)布時間發(fā)布單位政策名稱主要內容規(guī)劃目標（GW）規(guī)劃目標（GW）規(guī)劃目標（GW）公司名稱公司名稱公司名稱《關于鼓勵可再生能源發(fā)

在電網企業(yè)承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發(fā)電電企業(yè)自建或購買調峰能

企業(yè)通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電力增加并網規(guī)模的通知》

裝機并網規(guī)模。國家、2021年7月國家能源局國家電投50+（光伏）三峽70-80中國電建48.518.6+4煤電靈活性改造和新建清潔高效煤電按照新增調峰容量認定靈活《關于2023年新能源開

調節(jié)能力，配套其能力2倍的新能源項目。煤電項目在2023年底發(fā)建設有關事項的通知》

前主體工程開工的，配套其能力1倍的新能源項目；建成投運后，再配套其能力1倍的新能源項目。2023年2月

湖北省能源局國家能源華能70-80中廣核華潤電力中節(jié)能太陽能中核20+中國能建中石化《內蒙古火電靈活內發(fā)電集團統(tǒng)籌本區(qū)域內火電靈活性制造改造，整合新增調節(jié)空間，按照新增調節(jié)空間1:1確定新能源規(guī)模。2022年12月

內蒙古能源局

性改造消納新能源實施細則（2022年版）》2022年擬安排風電光伏發(fā)電規(guī)模100萬千瓦左右用于支持積極推進煤電靈活性改造，煤電靈活性改造安排規(guī)模按照改造后新增深度調峰能力的0.3倍確定。80+4015《山西省支持新能源產業(yè)發(fā)展2022年工作方案》2022年10月

山西省能源局2022年9月

河南省《關于2022年風電和集

鼓勵煤電企業(yè)通過開展機組靈活性改造，進一步釋放調峰能力，中式光伏發(fā)電項目建設有

促進新能源項目開發(fā)建設，按照各煤電企業(yè)通過靈活性改造增加關事項的通知》華電75中海油5+調峰能力的1.4倍配置新能源建設規(guī)模，總配置規(guī)模約880萬千瓦。對計劃實施靈活性改造的公用機組，按照機組靈活性改造后新增調峰能力的1.5倍，配置新能源規(guī)模。自備機組轉為公用電源后，實施靈活性改造的，按公用機組靈活性改造標準，繼續(xù)給予新能源規(guī)模配置?！斗胀七M電光伏基地建設操作指引（1.0版）》大型風2022年3月

新疆50-80（預估）15-25（光伏）大唐資料：各省市政府官網，長江證券研究所注：不完全統(tǒng)計資料：北極星電力網，長江證券研究所%%21%%%%%02

電力輔助服務市場逐步完善，補償費用顯著增加圖：市場機制對靈活性資源的作用

另一方面，電力市場化改革加速推進，輔助服務市場、電力現貨市場、容量市場機制逐步建立并完善。

2022年底，我國電力輔助服務實現了6大區(qū)域、33個省區(qū)電網的全覆蓋，統(tǒng)一的輔助服務規(guī)則體系基本形成。2023年上半年，全國電力輔助服務費用共278億元，占上網電費的1.9%，其中調峰補償占比60%，相比2019年上半年顯著增長，有效激發(fā)了煤電企業(yè)靈活性改造的積極性。其中，新能源裝機大省山東近幾年輔助服務補償總額持續(xù)增長。資料：《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》袁家海等著，長江證券研究所圖：山東輔助服務補償總額持續(xù)增長圖：“十四五”以來輔助服務補償費用顯著增加45403530252015105300250200150100502.0%1.6%1.2%0.8%0.4%0.0%00201220132014山東輔助服務補償總金額/億元：國家能源局，中電聯，長江證券研究所201520162017201820192020202120222019H12023H1占上網電費比例（右軸）山東光伏累計裝機/GW調峰補償費用（億元）其他補償費用（億元）資料資料：國家能源局，長江證券研究所%%22%%%%%%02

“十四五”部分省份的調峰補償報價上限上調

通過對比“十三五”和“十四五”的調峰補償價格機制，我們發(fā)現部分省份上調了報價上限，而且新增了負荷率更低的報價檔位，以上均有利于提升火電機組參與深度調峰的經濟性。表：“十四五”以來主要區(qū)域或省份的調峰補償價格普遍上調區(qū)域/省份時間文件“十四五”以來電力調峰價格政策的變化《華北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則》（征求意見稿）華北2022年9月新增負荷率30%以下各檔位報價上限為600元/MWh，而“十三五”報價上限為500元/MWh?！度A東區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》（模擬運行稿）華東華中2022年8月2023年9月負荷率30%-40%檔位的補償價格從80元/兆瓦時上調至160元/兆瓦時，30%以下檔位從160元/兆瓦時上調至320元/兆瓦時。負荷率45%-50%檔位的補償價格從100元/MWh上調至250元/MWh，40%-45%檔位從200元/MWh上調至350元/MWh，35%-40%檔位從300元/MWh上調至500元/MWh，30%-35%檔位從500元/MWh上調至600元/MWh，30%以下檔位從500元/MWh上調至700元/MWh。《華中區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》對于廣東、廣西、云南、貴州、海南五省，負荷率40%-50%檔位的補償價格從66、33、26.4、19.8、49.5元/MWh上調至99、49.5、82.8、81、74.4元/MWh，30%-40%檔位的補償價格從132、66、52.8、39.6、99元/MWh上調至792、396、662.4、648、595.2元/MWh，新增30%以下檔位價格分別是1188、594、993.6、972、892.8元/MWh。南方福建湖北2022年6月2022年4月2023年9月《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》《福建省電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（2022年修訂版）》新增在深度調峰補償基準下調容量25%-40%檔位，報價上限從600元/MWh上調至1000元/MWh。在深度調峰補償基準下調0%-5%檔位的報價上限從200元/MWh上調至300元/MWh，下調5%-10%檔位的報價上限從300元/MWh上調至400元/MWh，下調10%-15%檔位的報價上限從400元/MWh上調至600元/MWh，下調15%-20%檔位的報價上限從500元/MWh上調至700元/MWh，下調20%以上檔位的報價上限從600元/MWh上調至800元/兆瓦時。《湖北源網荷儲電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》負荷率40%-50%檔位報價范圍從0-0.06元/kWh上調至0-0.081元/kWh，30%-40%檔位報價范圍從0.06-0.12元/kWh上調至0.081-0.648元/kWh，30%以下檔位報價范圍從0.12-0.15元/kWh上調至0.648-0.972元/kWh。貴州新疆2023年3月2023年4月《貴州電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則》《新疆電力輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿》新增有償調峰基準以上檔位報價范圍為0-0.05元/kWh，將40%以下檔位細分為30%-40%、20%-30%和0%-20%。資料：各區(qū)域能監(jiān)局，各省級能監(jiān)辦，長江證券研究所%%23%%%%%%02

靈活性改造經濟性受調峰時長和補償價格影響表：火電靈活性改造經濟性測算參數

火電靈活性改造的收入主要來自于深度調峰市場，與調峰時長參數機組額定容量單位基準值600備注和補償價格有關；成本由初始固定投資、煤耗和運維費用增加的可變成本、發(fā)電量損失的機會成本構成。MW初始投資運行收入新增調峰能力占比靈活性改造成本調峰補償基準20%500通常新增調峰能力占機組額定容量的20%以上。與技術方案有關，大致分布在300-700之間。元/kW

當調峰時長不低于250小時，補償價格不低于0.6元/kWh時，靈活性改造就可以獲得10%以上的資本金收益率。50%0.5調峰補償價格元/kWh補償價格通常在0-1元/kWh之間。參考《煤電機組靈活性改造典型方案經濟性分析研究》。年調峰時長調峰容量比例煤電服役年限平均煤耗小時25010%20小于新增調峰能力占機組額定容量的比例。表：火電靈活性改造收益率的敏感性分析中電聯數據顯示，國外煤電機組服役時間普遍超過30年，而我國煤電機組平均服役時間僅為12年。年g/kWh300調峰補償價格（元/kWh）IRR分析超超臨界機組負荷從50%下調到40%額定負荷運行供電煤耗將增加約14克/千瓦時，從40%降低到30%額定負荷運行，供電煤耗將增加20克/千瓦時左右。煤耗增加量g/kWh170.30.40.50.60.72%運行成本煤價元/噸元/kWh年900參考Wind的動力煤價格指數。150200250300350////反映深度調峰帶來的機會成本（發(fā)電量損失），燃煤基準電價分布在0.25-0.50之間。燃煤基準電價0.38///4%9%投資折舊年限殘值率155%調峰時長（小時）//3%8%12%10%15%20%16%22%28%運維費用率資本金比例還款期限2%財務參數30%15//年/3%4.2%25%貸款利率企業(yè)所得稅資料：長江證券研究所資料：《煤電機組靈活性改造典型方案經濟性分析研究》張延伍等著，《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》袁家海等著，長江證券研究所%%24%%%%%03展望：技術路線多樣，市場前景可期%%25%%%%%%03

煤電容量電價機制有望加快靈活性改造的推進

我國火電利用小時呈逐年下降趨勢，同時考慮到上游煤價和上網電價波動的風險，火電企業(yè)的盈利穩(wěn)定性較差，大量火電企業(yè)在2021-2022年出現了虧損現象。

2023年11月，國家和國家能源局出臺了《關于建立煤電容量電價機制的通知》，將煤電機組固定成本確定為330元/千瓦/年，2024-2025年通過容量電價回收的比例為30%-50%，2026年起所有省級電網均不低于50%。容量電價可以增強火電企業(yè)的盈利穩(wěn)定性，充分發(fā)揮火電的支撐調節(jié)作用，有利于靈活性改造的推進。圖：煤電容量電價水平（元/千瓦/年）圖：我國火電利用小時呈逐年下降趨勢650060005500500045004000350030002502001501005002024-2025年2026年之后2003200520072009201120132015201720192021火電利用小時（小時）煤電轉型較快區(qū)域煤電轉型平穩(wěn)區(qū)域資料：Wind，長江證券研究所資料：國家，國家能源局，長江證券研究所%%26%%%%%%03

各省份煤電深度調峰容量補償機制陸續(xù)出臺

部分省份出臺了深度調峰容量補償機制，貴州和福建在執(zhí)行電量補償的基礎上，對負荷率35%以下的可調節(jié)容量給予額外容量補償；甘肅則將電量補償修改為容量補償機制，不同檔位之間的報價差距進一步拉大。

另外，四川省發(fā)布了《關于建立煤電機組容量補償機制的通知（征求意見稿）》，補償標準為90.3元/千瓦/年（含稅）。表：部分省份出臺深度調峰容量補償機制時間省份貴州政策名稱運行機制負荷率要求補償標準《貴州電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則》2023年3月固定價格，逐年退坡35%以下實施第一年深度調峰容量補償價格暫定為10萬元/月，自本文件印發(fā)當年起每年補償標準降至上一年度的80%。非供熱季，負荷率在40%-50%區(qū)間的報價上限為10元/MW/日，35%-40%區(qū)間的報價上限為200元/MW/日，30%-35%區(qū)間的報價上限為350元/MW/日，25%-30%區(qū)間的報價上限為600元/MW/日，20%-25%區(qū)間的報價上限為800元/MW/日，15%-20%區(qū)間的報價上限為1000元/MW/日，10%-15%區(qū)間的報價上限為1200元/MW/日，5%-10%區(qū)間的報價上限為1500元/MW/日，0%-5%區(qū)間的報價上限為1800元/MW/日。《甘肅省電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》2022年12月

甘肅單邊競價、邊際出清單邊競價，邊際出清50%以下35%以下供熱季，負荷率在40%-50%區(qū)間的報價上限為300元/MW/日，35%-40%區(qū)間的報價上限為500元/MW/日，30%-35%區(qū)間的報價上限為700元/MW/日，25%-30%區(qū)間的報價上限為1200元/MW/日，20%-25%區(qū)間的報價上限為1600元/MW/日，15%-20%區(qū)間的報價上限為2000元/MW/日，10%-15%區(qū)間的報價上限為2400元/MW/日，5%-10%區(qū)間的報價上限為3000元/MW/日，0%-5%區(qū)間的報價上限為3600元/MW/日。機組負荷率在30%-35%區(qū)間的報價上限為400元/兆瓦/日，25%-30%區(qū)間的報價上限為500元/兆瓦/日，20%-25%區(qū)間的報價上限為550元/兆瓦/日，15%-20%區(qū)間的報價上限600元/兆瓦/日，10%-15%區(qū)間的報價上限為650元/兆瓦/日，5%-10%區(qū)間的報價上限為800元/兆瓦/日，0%-5%區(qū)間的報價上限為950元/兆瓦/日。《福建省電力調峰輔助服務市場交易規(guī)則（試行）（2022年修訂版）》2022年4月福建資料：各省級能監(jiān)辦，長江證券研究所%%27%%%%%03

煤電容量電費將向工商業(yè)用戶側疏導

第三監(jiān)管周期輸配電價改革在工商業(yè)用戶電價結構中新增了系統(tǒng)運行費用，系統(tǒng)運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等。

煤電容量電費將納入系統(tǒng)運行費用，由工商業(yè)用戶按用電量比例分攤，解決了發(fā)電側零和博弈的問題。目前工商業(yè)用戶電價已包含系統(tǒng)運行費用，我們預計2026年以后煤電容量電費將增加工商業(yè)用戶電費不超過0.04元/kWh。圖：2023年11月代理購電價格中的系統(tǒng)運行費用2026年煤電容量電費對工商業(yè)電價的影響圖：0.100.080.060.040.020.00-0.02-0.04-0.060.0450.0400.0350.0300.0250.0200.0150.0100.0050.000抽水蓄能容量電費（元/kWh）其他系統(tǒng)運行費用（元/kWh）工商業(yè)用戶電費度電增加值（元/kWh）資料：國家電網，南方電網，長江證券研究所資料：國家，國家能源局，國家電網，中電聯，長江證券研究所%%28%%%%%%03

未來電力現貨市場價格將引導機組參與調峰

“十四五”以來關于電力現貨市場建設的政策加速出臺，第一批現貨試點中山西、蒙西、甘肅、山東、廣東推進較快，具備了轉正式運行的條件。隨著現貨市場運行逐步平穩(wěn)，未來將通過現貨價格引導機組參與電力調峰。圖：火電廠在現貨市場中提供靈活性的機制表：“十四五”以來電力現貨市場相關政策時間政策名稱相關內容《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》推動現貨市場轉正式運行；有序擴大現貨市場建設范圍；加快區(qū)域電力市場建設；持續(xù)優(yōu)化省間交易機制。近期推進省間、?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場建設，以省間、?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場“統(tǒng)一市場、協同運行”起步；逐步推動省間、?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場融合。支持具備條件的現貨試點不間斷運行，盡快形成長期穩(wěn)定運行的現貨市場。第一批試點地區(qū)原則上2022

年開展現貨市場長周期連續(xù)試運行，第二批試點地區(qū)原則上在

2022

年6月底前啟動現貨市場試運行。2023年10月《電力現貨市場基本規(guī)則（試行）》2023年9月2022年2月《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優(yōu)化配置。根據地方政府意愿和前期工作進展，同時結合各地電力供需形勢、網源結構和市場化程度等條件，擬在第一批現貨試點基礎上，選擇遼寧省、上海市、江蘇省、安徽省、河南省、湖北省作為第二批現貨試點。《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》2022年1月2021年4月《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》資料：《對電力系統(tǒng)靈活性的激勵：德國電力市場的作用》，長江證券研究所資料：國家，國家能源局，長江證券研究所%%29%%%%%%03

預計火電靈活性改造市場規(guī)模438-769億元

剔除“十三五”和“十四五”前兩年已完成改造的機組以及不具備改造條件的機組，則存量未改造的燃煤機組裝機容量約6.3億千瓦。

若新增調節(jié)能力占煤電裝機容量的15%-20%，熱電聯產機組約占46%，則靈活性改造市場規(guī)模在438-769億元。表：存量煤電機組靈活性改造市場空間預測項目單位保守情景樂觀情景備注根據《全國煤電機組改造升級實施方案》，“十四五”新建機組全部實現靈活性制造，因此只考慮2020年及以前的存量燃煤機組。2020年燃煤機組裝機容量萬千瓦萬千瓦%107,992其中：熱電聯產機組裝機容量2020年可改造燃煤機組占比“十三五”已改造燃煤機組裝機容量49,80091%數據于中電聯。根據中電聯數據，服役時長大于20年的煤電機組占比約9%，具有關停的風險，不作為靈活性改造的對象。萬千瓦16,209國網經營區(qū)數據。“十四五”已改造燃煤機組裝機容量存量未改造燃煤機組裝機容量其中：熱電聯產機組裝機容量純凝機組裝機容量萬千瓦萬千瓦萬千瓦萬千瓦18,80063,26429,17434,0902021-2022年已完成情況。按照2020年熱電聯產機組裝機容量占比推算。按照2020年純凝機組裝機容量占比推算。根據“十四五”規(guī)劃目標，新增調節(jié)能力占靈活性改造裝機容量的比例在15%-20%之間。新增調節(jié)能力占裝機容量的比例%15%20%熱電聯產機組改造成本純凝機組改造成本元/kW元/kW億元300600131307438500700292477769數據數據于《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》。于《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》。熱電聯產機組改造市場規(guī)模純凝機組改造市場規(guī)模合計市場規(guī)模億元億元資料：中電聯，國家電網，電力規(guī)劃設計總院，長江證券研究所%%30%%%%%03

靈活性改造技術涉及火電廠內部多個子系統(tǒng)

靈活性改造涉及火電廠內部多個子系統(tǒng)，包括鍋爐、汽機、燃料供應系統(tǒng)、蒸汽&水循環(huán)系統(tǒng)、煙氣處理系統(tǒng)、控制和通信系統(tǒng)等。

靈活性改造可分為運行靈活性和燃料靈活性，運行靈活性是指提升機組的調峰能力、快速爬坡能力和快速啟停能力，熱電聯產機組則要通過熱電解耦來提升運行靈活性；燃料靈活性是指提升燃料的適應性，例如摻燒生物質。圖：火電靈活性改造示意圖圖：火電靈活性改造技術分類資料：《考慮多主體博弈的火電機組靈活性改造規(guī)劃》郭通等著，長江證券研究所資料：《中國電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》袁家海等著，長江證券研究所%%31%%%%%%03

純凝機組改造要提升各子系統(tǒng)低負荷運行的適應性

對于純凝機組靈活性改造，在鍋爐側主要是解決低負荷穩(wěn)燃問題，在汽機側關注汽機設備適應性，在控制側提高負荷響應速率和安全運行能力，在環(huán)保側提高SCR入口煙溫以滿足脫硝要求。

以寬負荷脫硝技術為例，各技術路線的改造費用、施工周期、應用效果各不相同，需要根據機組的具體情況進行選擇。圖：純凝機組靈活性改造技術路線表：寬負荷脫銷技術路線對比改造費用（萬元）施工周期（天）可提高煙溫（℃）技術路線供貨周期1-2月2月鍋爐效率省煤器煙氣旁路40（停機30高負荷下效率不變，低負荷下微降4006003010-1540天）省煤器水側旁路25（停機2-30.1-0.4%周）30（停機2-3效率降低幅度僅與溫度有關熱水再循環(huán)分割省煤器14008-9月周）85（停機65不影響鍋爐效率，但靈活性差18003-4月30天）資料：《中國電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》袁家海等著，長江證券研究所資料：《火電機組靈活性改造技術路線研究》劉剛著，長江證