据财联社报道，近日，网络上一则发改委火电“保供会议要点”的信息扰动资本市场。面对其中“火电新开工1.65亿千瓦”、“煤炭长协签五年”、“火电容量电价”等内容，多家电力上市公司对外表示，未获知相关政策或信息。
无独有偶。河南省发改委近日印发《关于2022年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》，提出优先鼓励煤电企业开展机组灵活性改造。按照各煤电企业通过灵活性改造增加调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，推出改造煤电机组总装机规模约63GW，总配置新能源指标8.8GW。
(资料图片仅供参考)
根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，我国“十四五”期间灵活性改造目标为200GW。可见河南此次改造量超过全国四分之一，后续若其他省份以相似力度跟进，“十四五”期间火电灵活性改造量有望超预期。
随着双碳战略的提出，以风光为代表的新能源发电占比快速提升，新能源大规模并网带来消纳难题。
虽然在“十三五”期间全国新能源消纳情况持续向好，但2021年局部地区弃风弃光率仍有所回升，其中青海地区弃风率为10.7%，较2020年增长6个百分点，西藏弃光率为29.3%，较2020年增长3.9个百分点。
在此形势下，增大调峰能力已是迫在眉睫。目前，实施调峰的电源包括煤电、气电、水电、核电、抽水蓄能、电化学储能等，其中煤电机组具备灵活性改造效果好、性价比高、周期短的特点。
相比之下，抽蓄受建设条件限制，电化学储能前期投入资本高，天然气价格易受国际市场影响，因此可以说火电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一。
其中，降低机组最小出力是火电灵活性改造最核心的目标。根据中电联2020年发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，目前煤电机组最小出力为50%-60%，供热机组在冬季供热期最小出力仅为75%-85%，国内试点项目经过灵活性改造后最小出力为30%-35%，供热机组在供热时最小出力为40%-45%。
对比海外标准，丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国则为25%-30%，国内火电机组最小出力仍然有较大优化空间。
2016年国内火电灵活性改造以东北地区为试点，并逐步向西北、华北、华东等地拓展。据国家电网数据显示，“十三五”期间，“三北”地区实际完成火电灵活性改造8241万千瓦，占全国火电灵活性改造的50.84%，目标完成率仅为38.33%，主要是由于“十三五”期间调峰辅助服务市场发展较缓，市场化不足。
从市场机制来看，有效的调峰辅助服务补贴制度是推动火电灵活性发展的核心要素。以东北地区为例，由于“十三五”期间，东北调峰辅助服务补贴较高，带动了区域火电灵活性改造规模的快速提升，并成为全国性标杆。
2022年6月，湖北、贵州两地大幅提高深度调峰补偿费用，其中湖北对深调市场每个档位提高0.05-0.1元/千瓦时，贵州则预计将在每档标准上提高172.73%，火电灵活性改造的盈利能力将有望改善。
从市场规模来看，国家大力鼓励火电企业发展灵活性改造，强调存量煤电机组应改尽改，火电灵活性改造具备广阔发展空间。按照煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量平均成本1000元来计算，预计“十四五”期间将完成2亿千瓦，对应市场空间约为350亿元。
德邦证券认为，双碳战略下，新能源消纳问题日趋突出以及国家能源保供和火电企业转型的迫切要求，火电灵活性改造受到广泛关注，同时国家不断出台政策推动火电灵活性改造的发展。建议关注：拟收购赫普能源，积极布局火电灵活性调峰储能改造解决方案的西子洁能;掌握火电灵活性改造核心技术及产品的青达环保;火电转型新能源标的华能国际;积极布局风电的新能源运营商龙源电力。
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