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2021年11月15日发布

本周专题

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》。通知提出，煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦，可增加系统调节能力3000-4000万千瓦。本周我们从我国能源结构和灵活性提升手段等方面出发，探究火电灵活性改造的重要性，并展望其未来发展。

核心观点

可再生能源高增，火电灵活性改造重要性提升

在碳中和及能耗双控背景下，我国可再生能源有望加速发展。我们预计，截至2030年末，我国风光装机容量合计将达16.5亿千瓦，占总装机容量的比例也将达到45%。而风光发电存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，给持续可靠供电带来挑战。因而，新能源电力电量充分消纳与系统调节能力不足的矛盾越发凸显，系统灵活性提升的重要性也日益提升。火电机组灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，可以在充分保障电网安全稳定运行的前提下，缓解“以热定电”和可再生能源消纳之间的矛盾。同时，由于目前我国火电占比较高，因而实施火电灵活性改造是提升电力系统灵活性较为现实可行的选择。

电价改革持续深化，有望带动火电灵活性改造进程加速

“十三五”期间，国家电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成火电机组容量改造8241万千瓦，提供调节能力1501万千瓦。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》。通知提出，煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦，可增加系统调节能力3000-4000万千瓦。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500-1500元。据此测算，“十四五”期间煤电灵活性改造投资额约为150-600亿元。从经济性方面来看，完善的市场机制是煤电灵活性配置切实有效的驱动力。而目前，我国目前的辅助服务市场可能不足以激励煤电灵活性配置。当前我国辅助服务市场规模小，辅助服务资源明显低于国外成熟市场，2020年辅助服务总补偿金额仅占发电侧总电费的约1.5%，其中约4成还是调峰费用，而国外成熟市场一般该比率在5%左右，且不含调峰费用。展望未来，电价改革持续深化下，调峰价值有所凸显，有望带动火电灵活性改造进程加速。

投资建议

可再生能源装机容量高增背景下，火电灵活性改造重要性提升。同时，电力改革持续深化下，调峰价值有所凸显，有望带动灵活性改造进程加速。火电改造标的建议关注【杭锅股份】【龙源技术】。此外，随着电价上浮政策的落地，新一轮电价市场化改革开启，我们预计后期各省份电力市场化交易电价上涨幅度或将持续高位，利于未来电力资源更好地回归商品属性，电力运营商估值有望重塑。具体标的方面，火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】。新能源运营商建议关注【龙源电力】【金开新能】【吉电股份】【三峡能源】【福能股份】等。

风险提示：政策推进不及预期、行业技术进步放缓、用电需求不及预期、煤炭价格波动的风险等