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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