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公用事业行业火电灵活性改造:推火电变革,促新能源消纳

来源:西南证券 作者:池天惠 2022-10-19 00:00:00
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风光发电不足,未来电力供应压力持续。我国风光装机增速快,但发电效率不高致使发电量不足,21年我国风光发电量9826亿kwh,占全社会用电量比例12%,风光发电量增量2550亿kwh,仅占全社会用电量增量的32%,难以弥补用电量增量缺口。风光发电间歇性与用电双峰特征存在矛盾,风光资源集中于西北部与用电负荷集中于东南部存在矛盾,此外夏季气温不断创新高,综合导致21年全国电力供应净缺口3975亿kwh。未来3年随着全社会用电量的持续增长,电力供应压力将延续。

火电将继续发挥“兜底能源”作用,新增装机及投资额有所增长。在能源转型过渡期,风光发电不足,仍须火电、水电及核电等常规能源支撑电力需求。考虑火电利用小时数较高、发电技术成熟、发电燃料丰富、建设周期短和投资成本低等显著优势,将会是电力保供最佳电源选择。自2021年以来,国家发布各种电力保供政策中以支持火电为主,火电“兜底能源”作用凸显,预计十四五期间,煤电新增装机将迎来反弹式增长,22-24年合计新增装机140GW;煤电投资额也将大幅提升,22年1-7月已实现405亿元,同比增长70%,预计22-24年火电投资额有望实现约4000亿元。

新能源消纳不足,电力系统不稳定,火电灵活性改造价值彰显。风光发电具有间歇性与波动性特征,出力和负荷不匹配问题较大,风光电力大规模并网会对电网稳定性造成较大冲击。“十三五”期间,我国弃风弃光率已降至4%以下,但青海、新疆、河北等西北地区弃风弃光率高企不下,风光消纳形势依然严峻。火电灵活性改造以0.05元/kwh度电成本,相对于抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站等灵活性改造方式,有明显成本优势。在促进新能源消纳及提升电力系统稳定性需求下,火电灵活性改造价值得以彰显。

火电灵活性改造调峰服务是重点,行业发展驶入快车道。火电灵活性改造三大灵活性指标:最小出力、启停时间、爬坡速度,核心目标是降低最小出力,即增加深度调峰能力。“十三五”期间,我国火电灵活性改造完成率仅38.3%,纯凝机组、热电联产机组深度调峰能力分别为30%-35%、40%-50%,距离丹麦15%-20%的深度调峰能力还有较大差距。灵活性电源装机不足6%,距离24%装机目标仍有18pp提升空间。根据《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》,明确调峰容量补偿标准:火电机组50%以下调峰容量,按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿。按增加调峰容量计算,中性情境下火电灵活性改造未来市场规模有望实现约350亿元;按灵活性改造容量测算,火电灵活性改造市场规模可达120-360亿元。

风险提示:电力保供及火电灵活性改造政策不及预期、火电灵活性改造投资额不及预期、改造技术不达标、改造进程缓慢等。





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