火电灵活性改造专题研究报告：碳中和下，火电的变革

（报告出品方/作者：国海证券，杨阳，钟琪）

核心观点：

我国富煤少油缺气的资源禀赋决定了火电在电源结构中长期占据主导地位，但碳中和背景下，新能源高比例并网，火电出力被逐渐挤占，火电运营商能否保持合理收益率？火电将何去何从？本篇报告尝试从以下三方面解答该问题。

1、新能源高比例并网催生煤电灵活性改造需求

1.1、新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求

我国新能源渗透率有望继续快速提升。2021年我国风光装机量达635.0GW，CAGR 5=23.2%，占全国电源装机量比 重提升13.1pct至26.7%；发电量9826亿千瓦时，CAGR 5=26.2%，占全国发电量比重提升6.6pct至11.7%。

1.2、煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键

电力系统灵活性资源包括电源侧、电网侧、用户需求侧以及储能。其中，电源侧灵活性资源种类多，且技术相对成熟，是我国灵活性 资源建设现阶段重点发展方向。电源侧灵活性资源包括灵活性改造后的火电（主要为煤电和气电）、抽水蓄能以及电源侧储能。其中，煤电机组是我 国新能源发展前期提升电力系统灵活性的关键。

1.3、煤电机组灵活性改造技术路线

按运行模式，火电机组可分为纯凝机组与热电联产机组。其中，热电联产机组为确保持续提供热能，需要在一定负荷 下运行，即“以热定电” ，导致其灵活性大幅降低。

1.4、“十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升

据国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间，我国规划完成火电机组改造共计2.2亿千瓦。而截至2020年底，实际完成火电机组改造合计约8000万千瓦，完成率仅为约三分之一。“十三五”火电改造目标未完成，核心原因是火电灵活性运行的收益机制不健全，如调峰辅助服务市场不健全，煤 电企业缺乏足够补偿激励。

2、他山之石，丹麦和德国火电转型的启示

2.1、丹麦和德国是火电转型翘楚，2021年新能源发电量占比全球领先

欧洲新能源发电量占比位居全球首位。2010-2019年，欧盟风光发电量占比由5.13%提升到17.48%，风光发电量 CAGR 9=14.07%；2020年，欧洲风光发电占比达19.58%，位居全球首位。

2.2、新能源渗透率超过20%时，丹麦和德国火电利用小时数均呈下降趋势

伴随新能源发电量占比的持续提升，火电机组出力需求降低，逐渐向灵活性电源转变。当丹麦、德国风光发电量占比 分别达到20%、15%左右时，火电机组利用小时数开始下行。2015-2018年丹麦风光发电量占比达到约50%，其热电联产机组利用小时数在1900小时左右（2015年丹麦热电联 产机组发电量占火电比重达82%），2019-2021年德国风光发电量占比达到30%左右，燃煤机组利用小时数3500 小时左右（除2020年）。

2.3、完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力

通过复盘丹麦电力系统灵活性变革历程，我们发现电源侧在2016年之 前一直都是主要的灵活性来源，而其中火电灵活性是核心。完善的市场化电价机制是火电灵活性改造的核心驱动力。2009年丹麦 引入负电价，并将电力现货市场定价频率提升至24次/天，收益模式转 变，火电灵活性改造需求爆发。

2.4、明确收益机制，挖掘电网侧、用户侧灵活性

2016年以来，丹麦和德国风电光伏发电量占比继续快速提升，2021年分别达到52.7%、28.9%，需挖潜需求侧资 源进一步提升电力系统灵活性。需求侧响应积极性提升的关键在于明确参与方收益机制。

2.5、电网跨境灵活互济充当“储能电池”

欧洲跨国电力市场发展始于1986年，截至2019年，欧盟电力系统已覆盖36个国家及43个输电网运营商，基本建成 了从年度到实时的跨国市场运行，已完成日前25个国家、日内14个国家的统一运行。

3、商业模式变革下，如何看待火电的收益率

3.1、商业模式变革后，火电机组或仍能实现可观收益

火电灵活性改造本质上是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。随着新能 源高比例并网，我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量服务+容量服务+辅助服务等。

3.2、煤电机组灵活性运行成本拆分

对于灵活性改造的煤电机组，其调峰运行将会新增灵活性改造投资成本、助燃成本、机组损耗成本、深度调峰附加 燃料成本等，并且机组负荷率越低，对机组的损耗越高。接下来我们针对60万千瓦的燃煤机组，在深度调峰/启停调峰情境、不同收益模式下的调峰度电利润进行测算。

3.3、深度调峰模式下：煤电机组度电净利或达0.023-0.028元/千瓦时以上

年利用小时数4000h情境下，煤电机组在灵活性改造资金偿还期（第1-8年）、无资金成本期（第9年起）度电净 利中枢分别为0.028、0.043元/千瓦时，净利率分别为6.0%、9.0%。基础假设：针对广东省60万千瓦燃煤机组，机组单位造价成本为3.6元/W，秦皇岛港5500大卡煤价720元/吨，运费 70元/吨，上网电价0.453元/千瓦时（广东燃煤标杆电价），调峰服务均价0.49元/千瓦时（2019年东北调峰辅助服 务均价），增值税13%，所得税率25%。

3.4、启停调峰模式下：煤电机组度电净利或达0.009元/千瓦时以上

参考德国，当火电机组利用小时数下降至3000h左右时，风电光伏发电量占比已达30%左右，火电机组基本可以根据现货市场电价实时调整出力水平，在低电价时可以停机减少亏损。灵活运行且启停调峰情境下，煤电机组在煤电机组在偿还资金期（第1-8年）、无资金成本期（第9年起）度电净利中枢分别为0.009、0.029元/千瓦时，净利率分别为2.1%、6.8%。

报告节选：

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