火电灵活性改造是短期推动新能源消纳的重要手段。 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。
火电灵活性改造逐步深入， 调峰辅助服务市场是关键。 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%，目前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%。而从海外经验来看，丹麦煤电机组改造后最小出力低至 15%-20%，德国则为 25%-30%，对比海外标准，国内火电机组最小出力仍然有较大优化空间。 从改造进程来看， 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。从改造经济性来看， 调峰辅助服务市场是火电灵活性改造盈利能力重要的影响因素之一，调峰辅助服务补贴是火电灵活性改造主要的收入来源， 且不同地区调峰辅助补贴政策有较大差别。从补贴力度来看， 国家能源局数据显示， 截至 2019年 6月底，新疆、甘肃、山东、福建等近 20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行，综合来看， 东北、山东补偿标准较高，南方地区补偿标准普遍很低。
政策叠加辅助服务市场发展，火电灵活性改造迎来发展机遇。 从辅助服务市场机制来看， 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。从政策端来看，“十四五”期间，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，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。地方政策也在持续加码， 内蒙古地区明确具有调峰调频能力的火电企业将优先获得新能源建设指标， 利于火电企业抢占新能源发展高地， 将进一步刺激企业开展火电灵活性改造的积极性。
投资建议： 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，国家不断出台政策推动火电灵活性改造的发展。同时，辅助服务市场日趋成熟，调峰辅助服务机制的逐步完善也将成为火电灵活性市场发展的强大动力。 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】 风险提示： 政策推进不及预期、 辅助服务市场发展不及预期、技术创新不及预期。
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