火电灵活性改造行业市场前景及投资研究报告：十四五拐点新能源消纳再上台阶

%%%%十四五拐点已至，助新能源消纳再上台阶——火电灵活性改造深度报告2023-12-01%%1%%%%%%目

录01

意义：灵活调节资源重要构成，促进新能源消纳02

现状：多重边际变化推动，“十四五”进度加快03

展望：技术路线多样，未来前景可期%%3%%%%%01意义：灵活调节资源重要构成，促进新能源消纳%%4%%%%%%01

新能源快速发展为电力系统安全运行带来挑战

近年来，风电、光伏装机规模保持较快增长态势，截至2022年底，我国风电、光伏累计装机规模分别达到了3.7、3.9亿千瓦，占总装机规模的14.3%、15.3%。

新能源发电具有波动性、随机性、间歇性的特点，再考虑到负荷侧接入大量电力电子设备，保持发用电两端实时平衡的难度增大，为电力系统安全运行带来挑战。图：中国风电和太阳能累计装机量快速增长图：新能源出力具有显著波动性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）：兰木达电力现货公众号，长江证券研究所2022/052022/092023/012023/05风电累计装机（万千瓦）风电装机增速（右轴）太阳能累计装机（万千瓦）太阳能装机增速（右轴）环比（右轴）资料：中电联，长江证券研究所资料%%5%%%%%%01

解决新能源消纳问题需要提升电力系统调节能力

中国曾在2009-2012年和2015-2016年发生过严重的弃风弃光现象，主要是外送通道建设缓慢、系统调节能力不足等因素导致，消纳问题成为新能源发展道路上的隐患。

从电力系统平衡来看，电源调节性能、电网互联互通、负荷规模及峰谷差是影响新能源消纳的关键因素，本文主要从电源调节性能出发研究火电灵活性改造。图：中国历年弃风率和弃光率情况图：新能源消纳空间示意图20%16%12%8%4%0%2011

2012

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2022弃风率：国家能源局，中电联，长江证券研究所弃光率资料资料：《基于电力系统承载力指标的新能源装机规划方法》张振宇等著，长江证券研究所%%6%%%%%01

火电灵活性与启动时间、最低出力、爬坡速率有关

火电灵活性是指机组运行的灵活性，主要与启动时间、最低出力和爬坡速率这三个参数有关。

通过开展灵活性改造，常规煤电机组的最低出力可以从额定功率的50%降到30%，热电联产机组从80%降到50%；爬坡速率从额定功率的1%-2%提升到3%-6%；启停时间从6-10小时下降到4-5小时。图：火电关键灵活性参数表：灵活性改造对煤电运行参数的影响常规煤电热电联产机组类型未改造50-1001-2已改造30-1003-6未改造已改造50-1003-6运行范围（%Pn）爬坡速率（%Pn/min）启停时间（h）80-1001-26-104-56-104-5资料：Agora

Energiewende，长江证券研究所资料

：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所煤电额定功率注：Pn表示%%7%%%%%%01

中国火电装机占比高但调节能力落后国外先进水平

中国的资源禀赋可以用“富煤、贫油、少气”来概括，这使得煤电是我国发电装机的主力军，虽然装机占比呈逐年下降趋势，但2022年仍然占到总装机量的43.8%。

我国煤电机组在最小出力、爬坡速率、启动时间这些运行参数上均落后国际先进水平，可以在提升新能源消纳空间上发挥更大作用。图：中国历年电力装机结构表：中国煤电机组调节能力与国际先进水平对比100%中国煤电机组国际先进水平运行参数单位80%60%40%20%0%已建机组改造潜力已建机组20（40）4-5最小出力爬坡速率%Pn50（80）1-230（50）%Pn/min3-64热态启动时间冷态启动时间hh3-51.5-2.5<0.12013201420152016火电

水电

核电

风电

太阳能：中电联，长江证券研究所201720182019202020212022105资料

：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所煤电额定功率；括号外为常规机组参数，括号内为热电联产机组参数注：Pn表示资料%%8%%%%%%01

火电灵活性改造技术成熟而且投资成本较低

除了火电灵活性改造，气电、抽水蓄能、新型储能也是重要的灵活性电源，气电受制于高昂的天然气成本，抽蓄蓄能受选址条件约束，新型储能技术还不成熟。

火电灵活性改造是目前投资成本最低的在电源侧提升调节能力的手段，因此无论是从技术成熟度还是经济性来看，火电灵活性改造都是目前最具性价比的选择。表：各类灵活性电源优缺点比较图：各类灵活性电源投资成本比较类型优点煤电深度调峰改造气电抽水蓄能新型储能70006000500040003000200010000①

启

停

速

度

快

，深度调峰技术手段

100%全负荷启动成熟，可普遍适用

只需9-10min；②于煤电机组，改造

占地少，用水量少；100%全负荷启动后的机组最小出力

③适合在可再生能

需2-3min可达到额定出力的

源富集区对系统进①响应速度快，充放电时间为毫秒级；②可多次调节20%-30%行调节；④适合在负荷中心建设①响应调节速度慢，冷启动需5小时；②改造后的机组煤耗增加，寿命缩短，污染增加①受技术条件限制，目前尚不具备大规模建设条件；②建设投资成本高受选址条件约束和经济性限制，建设规模有限①建设投资成本高；②天然气价格高缺点火电灵活性改造燃气电站投资成本（元/kW）：《面向新型电力系统灵活性提升的调峰容量补偿机制设计》刘学等，长江证券研究所抽蓄电站电化学储能资料：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所资料%%9%%%%%02现状：多重边际变化推动，“十四五”进度加快%%10%%%%%%02

火电灵活性改造从国家下发两批试点项目开始启动

我国火电灵活性改造是从2016年启动的，国家先后发布了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》和《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》。

从前两批22个试点项目来看，项目地点以东北区域为主，技术路线以抽凝、亚临界、湿冷机组为主。图：火电灵活性改造试点项目情况（单位：个）抽凝+纯凝,1亚临界+超临界,1河北,1广西,1甘肃,1纯凝,2空冷,4辽宁,7黑龙江,超临界,37亚临界,内蒙古,14湿冷,18抽凝,194吉林,5资料：国家能源局，长江证券研究所注：图中数字表示试点项目数量%%11%%%%%%02

“十三五”计划改造2.2亿千瓦，集中在“三北”地区

随后，国家提出了“十三五”规划目标，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，其它地区纯凝机组改造约450万千瓦，改造完成后增加调峰能力4600万千瓦。表：“十三五”火电灵活性改造政策时间发布单位文件名称相关内容省级政府相关主管部门负责制定年度火电灵活性改造计划，国家能源局派出机构会同相关部门组织省级电网公司对改造机组进行验收。研究出台火电灵活性改造支持性措施，将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。2018年10月国家国家、国家能源局

《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》2018年2月、国家能源局

《关于提升电力系统调节能力的指导意见》2017年，“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰能力。认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组，在试点示范的基础上，落实火电机组深度调峰补偿机制，调动火电机组调峰积极性。2017年11月国家、国家能源局

《解决弃水弃风弃光问题实施方案》“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。鼓励发电企业对煤电机组稳燃、汽轮机、汽路以及制粉等进行技术改造，在保证运行稳定和满足环保要求的前提下，争取提升机组调峰能力

10%-20%；对热电机组安装在线监测系统，加快储热、热电解耦等技术改造，争取提升热电机组调峰能力10%-20%。2016年11月2016年7月国家国家、国家能源局

《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》、国家能源局

《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》为加快能源技术创新,进一步提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上,我局拟在东北地区再遴选一批燃煤发电项目开展灵活性改造试点推广。经电规总院对各发电集团报来建议试点项目进行比选,综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素,

确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。2016年7月2016年6月国家能源局《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上，经电规总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。国家能源局资料：国家，国家能源局，长江证券研究所%%12%%%%%02

“十三五”未达成规划目标，但东北改造积极性高

国网经营区在“十三五”期间累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成改造0.82亿千瓦，远低于2.2亿千瓦的规划目标，而且“三北”地区完成情况也不容乐观。

从火电灵活性改造规模占总装机规模的比例来看，东北和华东区域渗透率较高，分别达到了31%、27%，而其他区域改造积极性不高。图：“十三五”国网经营区火电灵活性改造情况图：“三北”地区火电灵活性改造完成情况8,00035%30%25%20%15%10%5%25,00020,00015,00010,0005,00006,0004,0002,00000%华北东北西北华中渗透率（右轴）注：渗透率是指火电机组灵活性改造容量华东火电机组改造容量新增调节能力十三五规划值（万千瓦）“十三五”火电机组改造容量（万千瓦）十三五完成值（万千瓦）资料：国家电网，中电联，蒙东电力交易中心，长江证券研究所占2020年底累计装机量的比例资料：国家，国家电网，长江证券研究所%%13%%%%%%02

煤耗、污染、安全等因素对灵活性改造有负面影响

火电参与深度调峰会增加煤耗水平以及氮氧化物排放强度，这对于达成国家要求的能耗和环保指标是不利的；同时，也会对锅炉、汽机、环保及电气设备的运行安全性带来负面影响。在安全生产的背景下，上述问题可能对火电灵活性改造的推进产生阻碍。图：深度调峰对煤耗的影响图：深度调峰对NOx排放强度（g/kWh）的影响0.180.150.120.090.060.030.0030%40%50%60%70%80%90%100%110%300MW亚临界机组600MW亚临界机组资料

：《Coal

power

flexibility,

energy

efficiency

andpollutant

emissions

implications

inChina:

Aplant-levelanalysis

basedon

case

units》Yuliang

Dong等著，长江证券研究所资料：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所%%14%%%%%%01

经济性是主要限制因素，辅助服务市场并不成熟图：火电调峰成本随着调峰时长增加而增加

经济性是影响火电灵活性改造意愿的重要因素，火电通过参与调峰辅助服务获得收益，从而回收灵活性改造的投资成本。随着调峰时长增加，火电调峰成本显著增加。16001400120010008006004002000

从2017-2019年的数据来看，我国电力辅助服务补偿费用占上网电费的比重在1.5%以下，低于国外3%以上的水平；另外，补偿费用主要在发电侧分摊，并未向用电侧疏导，造成了零和博弈的窘境。020040060080010001200调峰时长（小时）资料：长江证券研究所注：测算参数参考火电灵活性改造经济性测算页图：全国电力辅助服务补偿费用情况图：电力调峰补偿费用分摊情况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发电机组分摊2018网外合计2019H1全国辅助服务补偿费用（亿元）：国家能源局，长江证券研究所总补偿费用占上网电费比重（右轴）新机差额其他资料资料：国家能源局，长江证券研究所%%15%%%%%02

“十三五”期间东北调峰辅助服务市场空间最大

分区域来看，2019上半年东北调峰补偿费用最高，其中仅辽宁省就超过了其他区域的水平；另外，东北调峰补偿在辅助服务费用中的占比高达98%以上，而其他区域均在50%以下。因此，从调峰补偿费用规模来看，东北火电企业开展灵活性改造的意愿会更高。图：2019年上半年各区域电力调峰补偿费用情况2019年上半年东北电力调峰补偿费用情况图：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华北东北调峰补偿费用（万元）：国家能源局，长江证券研究所西北华东华中南方黑龙江吉林辽宁蒙东调峰补偿费用占比（右轴）调峰补偿费用（万元）调峰补偿费用占比（右轴）资料资料：国家能源局，长江证券研究所%%16%%%%%%02

东北于2016年启动调峰辅助服务市场建设

国家能源局于2016年同意东北区域开展电力辅助服务市场改革试点，随后东北能监局发布了改革试点方案和试行运营规则，此后《东北电力辅助服务市场运营规则》经历了多次修改并且不断趋于完善。表：“十三五”东北辅助服务市场相关政策时间发布单位政策名称主要内容调整了风电场、光伏电站、核电厂的分摊上限，使不同种类电源分摊比例更均衡；设定了火电厂最大能力负荷率与深度调峰交易相关联的负荷区间；设定了火电厂最低负荷率与旋转备用交易相关联的负荷区间。2020年9月东北能监局《东北电力辅助服务市场运营规则》《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》，《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》

确定的辅助服务类型，其考核和补偿按市场规则执行。有偿辅助服务按补偿成本和合理收益的原则制定补偿标准。在《东北电力辅助服务市场运营规则》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月东北能监局东北能监局东北能监局东北能监局东北能监局国家能源局国家能源局火电厂获得补偿费用根据开机机组不同时段调峰深度所对应的两档阶梯电价进行统计，其中非供热期实时深度调峰费用减半处理。《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用；将出力达不到铭牌容量80%的火电厂所获得的调峰费用减半；对省内与跨省调峰承担费用之和设置了上限。实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，负荷率从40%到有偿调峰基准，报价范围是0-0.4元/kWh，负荷率小于40%，报价范围是0.4-1元/kWh。东北电力辅助服务市场主要依托现有调峰市场平台，围绕调峰资源开展多品种、多形式、多主体的市场化交易。《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》尽快组织研究制定东北电力辅助服务市场规则，对辅助服务费用总额做好量化测算，并在试运行前做好仿真工作。建立和完善辅助服务市场，开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》资料：国家能源局，东北能监局，长江证券研究所%%17%%%%%%02

东北、西北的深度调峰辅助服务报价上限最高

通过对比各省份的调峰辅助服务价格机制，可以发现东北、西北（甘肃、宁夏、青海）的报价上限最高，达到了1元/kWh。

深度调峰交易通常采用“阶梯式”报价机制，即负荷率越低，则报价上限越高。电力调度机构根据日前竞价结果由低到高依次调用，补偿费用按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行统计。图：“十三五”调峰辅助服务报价上限对比表：东北实时深度调峰报价机制1.2报价下限（元/kWh）报价上限（元/kWh）时期报价档位第一档第二档第一档第二档火电厂类型纯凝火电机组热电机组火电厂负荷率1.00.80.60.40.20.040%＜负荷率≤50%00.4140%＜负荷率≤48%非供热期全部火电机组

负荷率≤40%40%＜负荷率0.40纯凝火电机组≤48%0.4140%＜负荷率≤50%供热期热电机组东北甘肃宁夏青海安徽陕西新疆河南上海江西湖北重庆山西福建湖南华北华中贵州广东云南海南广西全部火电机组

负荷率≤40%0.4“十三五”调峰辅助服务报价上限（元/kWh）：各区域能监局，各省级能监办，长江证券研究所资料资料：《东北电力辅助服务市场运营规则》，长江证券研究所%%18%%%%%02

“十四五”规划2亿千瓦改造目标，前两年完成94%

“十四五”期间，国家提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，规划改造规模2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。

根据电力规划设计总院的数据，“十四五”前两年，煤电灵活性改造已完成1.88亿千瓦，达到了规划值的94%，推进速度明显加快。表：“十四五”火电灵活性改造政策时间发布单位、国家能源局国家能源局文件名称相关内容新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。2023年9月2023年4月2022年8月2022年5月2022年1月国家《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》《2023年能源工作指导意见》大力推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目。国家能源局、国家、国家市场监督管根据产业发展和技术创新需求持续完善燃煤发电机组节能改造、灵活性改造、燃煤掺烧优化、改造延寿后评价等24项配套标准。《关于进一步提升煤电能效和灵活性标准的通知》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》理总局完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。国家国家、国家能源局全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力。、国家能源局全面实施煤电机组灵活性改造，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”

期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。2022年1月国家《“十四五”现代能源体系规划》《全国煤电机组改造升级实施方案》2021年10月国家、国家能源局资料：国家能源局，国家，长江证券研究所%%19%%%%%%02

产业链相关公司业绩已反映出灵活性改造的高景气

产业链相关公司已反映出“十四五”前两年灵活性改造的高景气。青达环保相关业务是全负荷脱销工程，2021-2022年该板块收入同比增长95%、37%；龙源技术相关业务是节油业务，2021-2022年该板块收入同比增长65%、7%。

另外，东方电气2022年灵活性改造规模达1800万千瓦，成功实施河南省投鹤壁丰鹤600MW低压缸零出力改造、华电五彩湾350MW灵活性改造等典型项目，获得新疆、内蒙首批煤电机组灵活性改造市场批量订单。图：青达环保全负荷脱销业务收入及增速表：龙源技术节油业务收入及增速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全负荷脱销工程收入（亿元）：Wind，长江证券研究所20202021202220182019节油业务收入（亿元）：Wind，长江证券研究所202020212022同比增速（右轴）同比增速（右轴）资料资料%%20%%%%%%02

火电灵活性改造是增加新能源并网规模的有效手段

一方面，国家出台了《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》，其中灵活性改造的煤电被认定为调峰资源，湖北、内蒙古、山西、河南、新疆等省份均出台了配套政策；“五大六小”等央企“十四五”规划新能源装机超6亿千瓦，在新能源消纳压力日益增大的形势下，煤电灵活性改造成为了增加新能源并网规模的有效手段。表：关于新增火电调峰能力配建新能源的政策表：主要央企“十四五”新能源新增装机规划发布时间发布单位政策名称主要内容规划目标（GW）规划目标（GW）规划目标（GW）公司名称公司名称公司名称《关于鼓励可再生能源发

在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电电企业自建或购买调峰能

企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电力增加并网规模的通知》

装机并网规模。国家、2021年7月国家能源局国家电投50+（光伏）三峡70-80中国电建48.518.6+4煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量认定灵活《关于2023年新能源开

调节能力，配套其能力2倍的新能源项目。煤电项目在2023年底发建设有关事项的通知》

前主体工程开工的，配套其能力1倍的新能源项目；建成投运后，再配套其能力1倍的新能源项目。2023年2月

湖北省能源局国家能源华能70-80中广核华润电力中节能太阳能中核20+中国能建中石化《内蒙古火电灵活内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。2022年12月

内蒙古能源局

性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》2022年拟安排风电光伏发电规模100万千瓦左右用于支持积极推进煤电灵活性改造，煤电灵活性改造安排规模按照改造后新增深度调峰能力的0.3倍确定。80+4015《山西省支持新能源产业发展2022年工作方案》2022年10月

山西省能源局2022年9月

河南省《关于2022年风电和集

鼓励煤电企业通过开展机组灵活性改造，进一步释放调峰能力，中式光伏发电项目建设有

促进新能源项目开发建设，按照各煤电企业通过灵活性改造增加关事项的通知》华电75中海油5+调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。对计划实施灵活性改造的公用机组，按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍，配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。《服务推进电光伏基地建设操作指引（1.0版）》大型风2022年3月

新疆50-80（预估）15-25（光伏）大唐资料：各省市政府官网，长江证券研究所注：不完全统计资料：北极星电力网，长江证券研究所%%21%%%%%02

电力辅助服务市场逐步完善，补偿费用显著增加图：市场机制对灵活性资源的作用

另一方面，电力市场化改革加速推进，辅助服务市场、电力现货市场、容量市场机制逐步建立并完善。

2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费的1.9%，其中调峰补偿占比60%，相比2019年上半年显著增长，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性。其中，新能源装机大省山东近几年辅助服务补偿总额持续增长。资料：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所图：山东辅助服务补偿总额持续增长图：“十四五”以来辅助服务补偿费用显著增加45403530252015105300250200150100502.0%1.6%1.2%0.8%0.4%0.0%00201220132014山东辅助服务补偿总金额/亿元：国家能源局，中电联，长江证券研究所201520162017201820192020202120222019H12023H1占上网电费比例（右轴）山东光伏累计装机/GW调峰补偿费用（亿元）其他补偿费用（亿元）资料资料：国家能源局，长江证券研究所%%22%%%%%%02

“十四五”部分省份的调峰补偿报价上限上调

通过对比“十三五”和“十四五”的调峰补偿价格机制，我们发现部分省份上调了报价上限，而且新增了负荷率更低的报价档位，以上均有利于提升火电机组参与深度调峰的经济性。表：“十四五”以来主要区域或省份的调峰补偿价格普遍上调区域/省份时间文件“十四五”以来电力调峰价格政策的变化《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》（征求意见稿）华北2022年9月新增负荷率30%以下各档位报价上限为600元/MWh，而“十三五”报价上限为500元/MWh。《华东区域电力辅助服务管理实施细则》（模拟运行稿）华东华中2022年8月2023年9月负荷率30%-40%档位的补偿价格从80元/兆瓦时上调至160元/兆瓦时，30%以下档位从160元/兆瓦时上调至320元/兆瓦时。负荷率45%-50%档位的补偿价格从100元/MWh上调至250元/MWh，40%-45%档位从200元/MWh上调至350元/MWh，35%-40%档位从300元/MWh上调至500元/MWh，30%-35%档位从500元/MWh上调至600元/MWh，30%以下档位从500元/MWh上调至700元/MWh。《华中区域电力辅助服务管理实施细则》对于广东、广西、云南、贵州、海南五省，负荷率40%-50%档位的补偿价格从66、33、26.4、19.8、49.5元/MWh上调至99、49.5、82.8、81、74.4元/MWh，30%-40%档位的补偿价格从132、66、52.8、39.6、99元/MWh上调至792、396、662.4、648、595.2元/MWh，新增30%以下档位价格分别是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《南方区域电力辅助服务管理实施细则》《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》新增在深度调峰补偿基准下调容量25%-40%档位，报价上限从600元/MWh上调至1000元/MWh。在深度调峰补偿基准下调0%-5%档位的报价上限从200元/MWh上调至300元/MWh，下调5%-10%档位的报价上限从300元/MWh上调至400元/MWh，下调10%-15%档位的报价上限从400元/MWh上调至600元/MWh，下调15%-20%档位的报价上限从500元/MWh上调至700元/MWh，下调20%以上档位的报价上限从600元/MWh上调至800元/兆瓦时。《湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》负荷率40%-50%档位报价范围从0-0.06元/kWh上调至0-0.081元/kWh，30%-40%档位报价范围从0.06-0.12元/kWh上调至0.081-0.648元/kWh，30%以下档位报价范围从0.12-0.15元/kWh上调至0.648-0.972元/kWh。贵州新疆2023年3月2023年4月《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿》新增有偿调峰基准以上档位报价范围为0-0.05元/kWh，将40%以下档位细分为30%-40%、20%-30%和0%-20%。资料：各区域能监局，各省级能监办，长江证券研究所%%23%%%%%%02

灵活性改造经济性受调峰时长和补偿价格影响表：火电灵活性改造经济性测算参数

火电灵活性改造的收入主要来自于深度调峰市场，与调峰时长参数机组额定容量单位基准值600备注和补偿价格有关；成本由初始固定投资、煤耗和运维费用增加的可变成本、发电量损失的机会成本构成。MW初始投资运行收入新增调峰能力占比灵活性改造成本调峰补偿基准20%500通常新增调峰能力占机组额定容量的20%以上。与技术方案有关，大致分布在300-700之间。元/kW

当调峰时长不低于250小时，补偿价格不低于0.6元/kWh时，灵活性改造就可以获得10%以上的资本金收益率。50%0.5调峰补偿价格元/kWh补偿价格通常在0-1元/kWh之间。参考《煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究》。年调峰时长调峰容量比例煤电服役年限平均煤耗小时25010%20小于新增调峰能力占机组额定容量的比例。表：火电灵活性改造收益率的敏感性分析中电联数据显示，国外煤电机组服役时间普遍超过30年，而我国煤电机组平均服役时间仅为12年。年g/kWh300调峰补偿价格（元/kWh）IRR分析超超临界机组负荷从50%下调到40%额定负荷运行供电煤耗将增加约14克/千瓦时，从40%降低到30%额定负荷运行，供电煤耗将增加20克/千瓦时左右。煤耗增加量g/kWh170.30.40.50.60.72%运行成本煤价元/吨元/kWh年900参考Wind的动力煤价格指数。150200250300350////反映深度调峰带来的机会成本（发电量损失），燃煤基准电价分布在0.25-0.50之间。燃煤基准电价0.38///4%9%投资折旧年限残值率155%调峰时长（小时）//3%8%12%10%15%20%16%22%28%运维费用率资本金比例还款期限2%财务参数30%15//年/3%4.2%25%贷款利率企业所得税资料：长江证券研究所资料：《煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究》张延伍等著，《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所%%24%%%%%03展望：技术路线多样，市场前景可期%%25%%%%%%03

煤电容量电价机制有望加快灵活性改造的推进

我国火电利用小时呈逐年下降趋势，同时考虑到上游煤价和上网电价波动的风险，火电企业的盈利稳定性较差，大量火电企业在2021-2022年出现了亏损现象。

2023年11月，国家和国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将煤电机组固定成本确定为330元/千瓦/年，2024-2025年通过容量电价回收的比例为30%-50%，2026年起所有省级电网均不低于50%。容量电价可以增强火电企业的盈利稳定性，充分发挥火电的支撑调节作用，有利于灵活性改造的推进。图：煤电容量电价水平（元/千瓦/年）图：我国火电利用小时呈逐年下降趋势650060005500500045004000350030002502001501005002024-2025年2026年之后2003200520072009201120132015201720192021火电利用小时（小时）煤电转型较快区域煤电转型平稳区域资料：Wind，长江证券研究所资料：国家，国家能源局，长江证券研究所%%26%%%%%%03

各省份煤电深度调峰容量补偿机制陆续出台

部分省份出台了深度调峰容量补偿机制，贵州和福建在执行电量补偿的基础上，对负荷率35%以下的可调节容量给予额外容量补偿；甘肃则将电量补偿修改为容量补偿机制，不同档位之间的报价差距进一步拉大。

另外，四川省发布了《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知（征求意见稿）》，补偿标准为90.3元/千瓦/年（含税）。表：部分省份出台深度调峰容量补偿机制时间省份贵州政策名称运行机制负荷率要求补偿标准《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》2023年3月固定价格，逐年退坡35%以下实施第一年深度调峰容量补偿价格暂定为10万元/月，自本文件印发当年起每年补偿标准降至上一年度的80%。非供热季，负荷率在40%-50%区间的报价上限为10元/MW/日，35%-40%区间的报价上限为200元/MW/日，30%-35%区间的报价上限为350元/MW/日，25%-30%区间的报价上限为600元/MW/日，20%-25%区间的报价上限为800元/MW/日，15%-20%区间的报价上限为1000元/MW/日，10%-15%区间的报价上限为1200元/MW/日，5%-10%区间的报价上限为1500元/MW/日，0%-5%区间的报价上限为1800元/MW/日。《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》2022年12月

甘肃单边竞价、边际出清单边竞价，边际出清50%以下35%以下供热季，负荷率在40%-50%区间的报价上限为300元/MW/日，35%-40%区间的报价上限为500元/MW/日，30%-35%区间的报价上限为700元/MW/日，25%-30%区间的报价上限为1200元/MW/日，20%-25%区间的报价上限为1600元/MW/日，15%-20%区间的报价上限为2000元/MW/日，10%-15%区间的报价上限为2400元/MW/日，5%-10%区间的报价上限为3000元/MW/日，0%-5%区间的报价上限为3600元/MW/日。机组负荷率在30%-35%区间的报价上限为400元/兆瓦/日，25%-30%区间的报价上限为500元/兆瓦/日，20%-25%区间的报价上限为550元/兆瓦/日，15%-20%区间的报价上限600元/兆瓦/日，10%-15%区间的报价上限为650元/兆瓦/日，5%-10%区间的报价上限为800元/兆瓦/日，0%-5%区间的报价上限为950元/兆瓦/日。《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》2022年4月福建资料：各省级能监办，长江证券研究所%%27%%%%%03

煤电容量电费将向工商业用户侧疏导

第三监管周期输配电价改革在工商业用户电价结构中新增了系统运行费用，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。

煤电容量电费将纳入系统运行费用，由工商业用户按用电量比例分摊，解决了发电侧零和博弈的问题。目前工商业用户电价已包含系统运行费用，我们预计2026年以后煤电容量电费将增加工商业用户电费不超过0.04元/kWh。图：2023年11月代理购电价格中的系统运行费用2026年煤电容量电费对工商业电价的影响图：0.100.080.060.040.020.00-0.02-0.04-0.060.0450.0400.0350.0300.0250.0200.0150.0100.0050.000抽水蓄能容量电费（元/kWh）其他系统运行费用（元/kWh）工商业用户电费度电增加值（元/kWh）资料：国家电网，南方电网，长江证券研究所资料：国家，国家能源局，国家电网，中电联，长江证券研究所%%28%%%%%%03

未来电力现货市场价格将引导机组参与调峰

“十四五”以来关于电力现货市场建设的政策加速出台，第一批现货试点中山西、蒙西、甘肃、山东、广东推进较快，具备了转正式运行的条件。随着现货市场运行逐步平稳，未来将通过现货价格引导机组参与电力调峰。图：火电厂在现货市场中提供灵活性的机制表：“十四五”以来电力现货市场相关政策时间政策名称相关内容《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》推动现货市场转正式运行；有序扩大现货市场建设范围；加快区域电力市场建设；持续优化省间交易机制。近期推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以省间、省（区、市）/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合。支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区原则上2022

年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在

2022

年6月底前启动现货市场试运行。2023年10月《电力现货市场基本规则（试行）》2023年9月2022年2月《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。根据地方政府意愿和前期工作进展，同时结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件，拟在第一批现货试点基础上，选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》2022年1月2021年4月《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》资料：《对电力系统灵活性的激励：德国电力市场的作用》，长江证券研究所资料：国家，国家能源局，长江证券研究所%%29%%%%%%03

预计火电灵活性改造市场规模438-769亿元

剔除“十三五”和“十四五”前两年已完成改造的机组以及不具备改造条件的机组，则存量未改造的燃煤机组装机容量约6.3亿千瓦。

若新增调节能力占煤电装机容量的15%-20%，热电联产机组约占46%，则灵活性改造市场规模在438-769亿元。表：存量煤电机组灵活性改造市场空间预测项目单位保守情景乐观情景备注根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”新建机组全部实现灵活性制造，因此只考虑2020年及以前的存量燃煤机组。2020年燃煤机组装机容量万千瓦万千瓦%107,992其中：热电联产机组装机容量2020年可改造燃煤机组占比“十三五”已改造燃煤机组装机容量49,80091%数据于中电联。根据中电联数据，服役时长大于20年的煤电机组占比约9%，具有关停的风险，不作为灵活性改造的对象。万千瓦16,209国网经营区数据。“十四五”已改造燃煤机组装机容量存量未改造燃煤机组装机容量其中：热电联产机组装机容量纯凝机组装机容量万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦18,80063,26429,17434,0902021-2022年已完成情况。按照2020年热电联产机组装机容量占比推算。按照2020年纯凝机组装机容量占比推算。根据“十四五”规划目标，新增调节能力占灵活性改造装机容量的比例在15%-20%之间。新增调节能力占装机容量的比例%15%20%热电联产机组改造成本纯凝机组改造成本元/kW元/kW亿元300600131307438500700292477769数据数据于《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。于《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。热电联产机组改造市场规模纯凝机组改造市场规模合计市场规模亿元亿元资料：中电联，国家电网，电力规划设计总院，长江证券研究所%%30%%%%%03

灵活性改造技术涉及火电厂内部多个子系统

灵活性改造涉及火电厂内部多个子系统，包括锅炉、汽机、燃料供应系统、蒸汽&水循环系统、烟气处理系统、控制和通信系统等。

灵活性改造可分为运行灵活性和燃料灵活性，运行灵活性是指提升机组的调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，热电联产机组则要通过热电解耦来提升运行灵活性；燃料灵活性是指提升燃料的适应性，例如掺烧生物质。图：火电灵活性改造示意图图：火电灵活性改造技术分类资料：《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》郭通等著，长江证券研究所资料：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所%%31%%%%%%03

纯凝机组改造要提升各子系统低负荷运行的适应性

对于纯凝机组灵活性改造，在锅炉侧主要是解决低负荷稳燃问题，在汽机侧关注汽机设备适应性，在控制侧提高负荷响应速率和安全运行能力，在环保侧提高SCR入口烟温以满足脱硝要求。

以宽负荷脱硝技术为例，各技术路线的改造费用、施工周期、应用效果各不相同，需要根据机组的具体情况进行选择。图：纯凝机组灵活性改造技术路线表：宽负荷脱销技术路线对比改造费用（万元）施工周期（天）可提高烟温（℃）技术路线供货周期1-2月2月锅炉效率省煤器烟气旁路40（停机30高负荷下效率不变，低负荷下微降4006003010-1540天）省煤器水侧旁路25（停机2-30.1-0.4%周）30（停机2-3效率降低幅度仅与温度有关热水再循环分割省煤器14008-9月周）85（停机65不影响锅炉效率，但灵活性差18003-4月30天）资料：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所资料：《火电机组灵活性改造技术路线研究》刘刚著，长江证