请务必阅读正文之后的重要声明部分、新型电力系统系列3：火电灵活性改造专题—火电转型正当时，灵活性改造迎机遇环保公用证券研究报告/行业深度报告2022年10月26日[Table_Title]评级：增持（维持）分析师：汪磊执业证书编号：S0740521070002电话：021-20315185Email：wanglei01@r.qlzq.com.cn研究助理：陈若西Email：chenrx03@zts.com.cn[Table_Profit]基本状况上市公司数191行业总市值(亿元)33105.35行业流通市值(亿元)12202.53[Table_QuotePic]行业-市场走势对比公司持有该股票比例[Table_Report]相关报告《新型电力系统系列2：共享储能——风光储运营商共赢之道》《新型电力系统系列1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》[Table_Finance]重点公司基本状况简称股价(元)EPSPEPEG评级2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E华光环能10.590.801.291.541.7613.238.216.886.020.21买入青达环保33.220.590.791.181.6356.2742.0328.2420.342.42未评级西子洁能19.260.570.340.871.2533.8756.5522.1215.45-4.82未评级东方电气24.290.730.921.171.4433.1026.3620.7116.830.85未评级备注：股价取自2022年10月26日，青达环保、西子洁能、东方电气盈利预测取自Wind一致预期。报告摘要“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题。随着“双碳”目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风、光等可再生能源发电高速发展。据Wind数据，2022年前8月，新增电源装机中太阳能发电和风电合计占比高达63.28%。据国家能源局预测今年风光发电量占全国用电量比重有望超12%。随着风光并网占比的快速提升，其间歇性波动的特征带来了愈发严重的消纳难题。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022年前8月，蒙东地区、蒙西地区风电利用率仅为89.7%和90.7%，西藏的光伏利用率仅为81.7%。当前电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大，电力系统的灵活性急需提升。电力系统灵活性需求提升，煤电或将率先发挥作用。电能不易于大规模、长时间储存，因此无论是以化石能源为主的传统电力系统还是新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力供需平衡都是电力系统的核心。电力系统中包括电源侧、电网侧、用户侧、储能等各个环节均可提升灵活性，我国电网的调节能力整体来说较为欠缺，当前调峰资源主要以电源侧为主，由于投资成本和周期的限制，未来很长一段时间电源侧将持续扮演关键角色。我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，当前煤电机组存量较大，随着风光并网增多，煤电机组发电小时数或将不断减小，煤电机组必将在接来下很长一段时间的调峰资源中扮演重要的作用。灵活性改造的目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。常规煤电机组最低稳定的负荷率为50%左右，而电力系统的灵活性需求是要达到20%或者更低的负荷率水平，并且可以实现快速的调节。因此灵活性改造的主要目标是降低最小负荷率和提升爬坡速率。对于纯凝机组来说，主要包括：稳燃技术、制粉系统改造、汽机侧滑压曲线优化、宽负荷脱硝、控制系统优化等手段；对于热电联产机组来说，主要是实现热电解耦，具体包括：储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等技术路线。辅助服务市场加速建设，火电灵活性运行具备经济性。近年来，我国电力辅助市场建设加速，火电深度调峰已经在新能源装机发展初期发挥了重大作用。据国家能源局综合司通报2019年上半年电力辅助服务有关情况显示，2019年上半年参与电力辅助服务补偿费用达130.31亿元，调峰占比最高达38.44%。目前深度调峰仍为稀缺资源，据各能监办、能监局公布的补偿标准，多地最低负荷率档位的电量补偿标准上限接近1元/kWh，参与调峰利润水平远超发电上网。经初步测算，在本文的假定条件下，300MW的煤电机组进行灵活性改造后可实现每年税前利润增加25.00万元。敏感性分析表明，利润受补偿标准、每日参与调峰时长、改造最低负荷以及煤价较为敏感，同时改造造价和折旧年限对其也有一定的影响。当前假设下，补偿标准0.29元/kWh为灵活性改造运行的盈请务必阅读正文之后的重要声明部分-2-行业深度报告亏平衡点。综合对比发现，西北、东北以及南网区域，目前补偿标准较高，火电灵活性改造市场有望率先打开。投资建议：重点推荐华光环能，建议关注青达环保、西子洁能和东方电气。华光环能为老牌锅炉制造商，深耕锅炉制造业多年具有较高的技术水平和客户资源。公司与中科院合作研发的煤粉燃烧预热技术完美适配煤电灵活性改造，技术优势明显，兼顾宽负荷率和超低NOx排放，可实现15~115%负荷范围内连续稳定运行同时大幅降低环保端支出。目前该技术已完成关键技术和中试研究，技术推广后有望为公司带来强劲的业绩增长点。青达环保主要致力于节能降耗以及环保减排设备的设计、制造和销售，全负荷脱硝和蓄热罐产品可用于火电灵活性改造。全负荷脱硝业务营收近年来高速增长，未来随着灵活性市场进一步打开，公司将充分受益。西子洁能是余热锅炉龙头，产品市占率高覆盖面广，具备灵活性改造优势，同时熔盐储能技术未来也有在灵活性改造中发挥重大作用。东方电气是全球最大的能源装备制造企业集团之一，经过多年的发展，形成了“六电并举、六业协同”的完整产业格局。公司具备100万千瓦等级机组、大型循环流化床锅炉等领先的火电产品，电站锅炉年销量占全国电站锅炉新增装机量的40%。此外公司水电产品国际领先，水轮机组产量占全国新增水电装机量的59.26%。2022年以来，火电投资加速，公司凭借先进的技术和优秀的产品将充分受益。风险提示：政策执行不及预期；项目推进不及预期；市场竞争加剧；项目收益测算偏差的风险：研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。请务必阅读正文之后的重要声明部分-3-行业深度报告内容目录1.“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题..................................-7-1.1.新能源装机快速增长，风光发电量持续走高.........................................-7-1.2.风光特性带来消纳难题，电力系统亟需加速转型..................................-8-1.3.丹麦经验值得参考，电力市场是灵活性的关键驱动力.........................-10-2.电力系统灵活性需求提升，火电或将率先发挥作用.......................................-12-2.1.电力系统调节需求丰富，调节方向及时间尺度是重要指标.................-12-2.2.电力系统各环节均可提供灵活性，电源侧率先参与具备成本优势......-14-2.3.我国资源禀赋下煤电必将成为重要灵活性资源，设备改造空间较大...-16-3.火电灵活性改造旨在降低最小负荷率和提升爬坡速率...................................-18-3.1.火力发电厂包含多个分系统，燃烧系统是改造的核心.........................-18-3.2.降低最小稳定出力和提升爬坡速率是关键目标....................................-20-4.辅助服务市场加速建设，火电灵活性运行具备经济性...................................-23-4.1.辅助服务调节电力供需，火电参与深度调峰获得补偿.........................-23-4.2.我国辅助服务市场高速发展，深度调峰依旧为稀缺资源.....................-25-4.3.火电灵活性改造试点项目加速推进，“十四五”规划改造2亿千瓦.......-27-4.4.火电灵活性改造成本较低，灵活性改造运行已具有经济效益..............-30-5.投资建议：推荐提供灵活性改造技术公司和电站锅炉设备商........................-35-5.1.华光环能：煤粉预热燃烧技术降低煤电机组负荷率............................-35-5.2.青达环保：全负荷脱硝和蓄热器共同助力灵活性提升.........................-37-5.3.西子洁能：余热锅炉优势明显，熔盐储能同步受益............................-40-5.4.东方电气：行业龙头火电业务强势反弹，抽水蓄能不断突破..............-42-风险提示............................................................................................................-45-请务必阅读正文之后的重要声明部分-4-行业深度报告图表目录图表1：2009-2021全国发电装机容量结构.........................................................-7-图表2：2022年前8月累计新增发电装机容量结构...........................................-7-图表3：2016-2022M8风光电装机量占比............................................................-8-图表4：2012-2022M8风光发电量占比...............................................................-8-图表5：2008-2021内蒙古弃风电量和弃风率....................................................-8-图表6：2019-2022Q1西藏弃光电量和弃光率.....................................................-8-图表7：2011-2021全国风电弃风率....................................................................-9-图表8：山西省典型大风季风电出力曲线和负荷曲线.........................................-9-图表9：湖北省典型光伏出力曲线......................................................................-9-图表10：新旧场景下电力系统净负荷曲线示意图............................................-10-图表11：丹麦不同时期主要灵活性资源与电力市场变革.................................-11-图表12：丹麦不同时期主要灵活灵活性措施....................................................-12-图表13：丹麦可再生能源不同阶段的特征和关键转型挑战..............................-12-图表14：不同方向灵活性需求原理..................................................................-13-图表15：不同时间尺度灵活性连续性...............................................................-13-图表16：不同时间尺度灵活性特点..................................................................-14-图表17：电力系统灵活性资源分类..................................................................-15-图表18：不同类型灵活性资源优缺点...............................................................-15-图表19：主要灵活性电源特性比较..................................................................-16-图表20：四种主流的电源灵活性资源的特性....................................................-16-图表21：我国煤电机组调节能力与国际先进水平对比.....................................-17-图表22：2020年北方城镇地区热源结构..........................................................-18-图表23：2012-2021年全国集中供热面积（亿平方米）及同比变化...............-18-图表24：2014-2021年我国热力供应总量及增速............................................-18-图表25：火力发电电厂工艺流程图..................................................................-19-图表26：煤电燃烧系统构成示意图..................................................................-19-图表27：火电灵活性改造分类.........................................................................-20-图表28：火电灵活性改造涉及子系统示意图....................................................-21-图表29：纯凝机组深度调峰灵活性改造技术路线............................................-21-图表30：纯凝机组快速爬坡改造路线...............................................................-22-图表31：热电解耦改造路径对比......................................................................-22-图表32：电力辅助服务产品类型......................................................................-23-图表33：火电调峰补偿原理.............................................................................-24-请务必阅读正文之后的重要声明部分-5-行业深度报告图表34：各地区完善辅助服务市场政策汇总....................................................-24-图表35：2019H1各区域电力辅助服务补偿费用（亿元）及占比....................-25-图表36：2019H1电力辅助服务补偿费用构成..................................................-25-图表37：2019H1各区域各项电力辅助服务补偿费用（亿元）........................-26-图表38：2019H1各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用（亿元）.................-26-图表39：各地区火电机组进行调峰补偿标准....................................................-26-图表40：煤电灵活性改造试点项目..................................................................-27-图表41：国家电网“十三五”期间火电灵活性改造完成情况..............................-29-图表42：政府促进灵活性改造的政策...............................................................-29-图表43：灵活性成本计算公式.........................................................................-30-图表44：煤电提升灵活性成本构成..................................................................-31-图表45：煤电灵活运行经济性测算..................................................................-32-图表46：300MW机组调峰时长对税前利润敏感性测算（万元/年）................-33-图表47：300MW机组改造最低负荷对税前利润敏感性测算（万元/年）........-33-图表48：300MW机组调峰容量改造造价对税前利润敏感性测算（万元/年）.-34-图表49：300MW机组调峰容量改造造价对税前利润敏感性测算（万元/年）.-34-图表50：300MW机组调峰折旧年限对税前利润敏感性测算（万元/年）........-34-图表51：循环流化床燃烧技术与传统煤粉燃烧对比.........................................-36-图表52：2017-2022H1公司营业收入及增速.....................................................-36-图表53：2017-2022H1公司归母净利润及增速.................................................-36-图表54：2017-2022H1公司毛利率与净利率情况.............................................-36-图表55：2017-2022H1公司期间费用率情况.....................................................-36-图表56：公司主营业务及产品说明...................................................................-37-图表57：全负荷脱硝技术路线对比...................................................................-38-图表58：全负荷脱硝烟气旁路工艺路线（左）与水旁路工艺路线（右）........-39-图表59：2017-2022H1公司营业收入及增速.....................................................-39-图表60：2017-2022H1公司归母净利润及增速.................................................-39-图表61：2017-2022H1公司毛利率与净利率情况.............................................-40-图表62：2017-2022H1公司期间费用率............................................................-40-图表63：公司全负荷脱硝业务营收及同比变化................................................-40-图表64：2021-2022H1公司营收结构................................................................-41-图表65：2018-2022H1公司营业收入.............................................................-41-图表66：2018-2022H1公司归母净利润..........................................................-41-图表67：2018-2022H1公司余热锅炉业务营收及同比变化...............................-42-图表68：公司“六电并举，六业协同”业务布局.............................................-42-请务必阅读正文之后的重要声明部分-6-行业深度报告图表69：2018-2022H1公司营业收入及增速.....................................................-43-图表70：2018-2022H1公司归母净利润及增速.................................................-43-图表71：2018-2022H1公司营收结构................................................................-43-图表72：2018-2022H1火电营收（亿元）及占比.............................................-43-图表73：公司电站锅炉和水轮发电机组市占率................................................-44-请务必阅读正文之后的重要声明部分-7-行业深度报告1.“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题1.1.新能源装机快速增长，风光发电量持续走高新能源发电装机占比快速增高，高比例新能源并网成必然趋势。随着“双碳”战略目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风电、太阳能等可再生能源迎来了高速发展，使得以火电为主的传统电源系统正向以风电、光伏发电等为主的清洁电源系统转变。受技术更新、成本降低及政策影响，2015年以来中国可再生能源发电进入高速增长通道。根据Wind数据，截至2021年末，风电、光伏装机容量占比分别达到13.82%、12.90%，而火电装机容量占比已由2009年的74.49%下降至54.56%，呈现逐年下降的趋势。2022年前8月累计新增发电装机中，太阳能发电和风电合计占比高达63.28%，可再生能源装机占比维持高位。2021年9月22日发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》报告中提出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2021年末，我国电源总装机容量约为23.77亿千瓦，由此可见，高比例新能源将成为未来我国电力系统的必然发展趋势和重要特征。图表1：2009-2021全国发电装机容量结构图表2：2022年前8月累计新增发电装机容量结构来源：Wind，中泰证券研究所来源：Wind，中泰证券研究所2022年风光发电量占比有望超12%。根据Wind数据，截至2022年8月，风光装机累计达6.94亿千瓦，占全部电源装机的28.18%。随着装机量的快速增长，风光发电量同样大幅增长，2022年前8月风光发电量累计达5908.90亿千瓦时，占全国发电量10.56%，同比增长1.55pct。据国家能源局发布的《2022年能源工作指导意见》预估，今年全国风光发电量占全国用电量比重有望超12%。74.49%54.56%13.82%12.90%0%20%40%60%80%100%2009201020112012201320142015201620172018201920202021火电水电核电风电太阳能其他46.43%20.70%16.85%13.64%2.38%太阳能火电风电水电核电请务必阅读正文之后的重要声明部分-8-行业深度报告图表3：2016-2022M8风光电装机量占比图表4：2012-2022M8风光发电量占比来源：Wind，中泰证券研究所来源：国家统计局，中泰证券研究所1.2.风光特性带来消纳难题，电力系统亟需加速转型资源分布不均造成消纳难题，部分地区弃风弃光持续恶化。我国西部风能太阳能资源丰富，区域电力系统中风光新能源装机容量和发电量均居国内首位，而西部地区电力需求增速不及新增装机带来的电力供应，造成了供需不平衡愈发严重。根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年8月全国新能源并网消纳情况》，内蒙古地区弃风最为严重，蒙东地区和蒙西地区8月风电利用率分别为94.9%和99.1%，1-8月风电利用率分别为89.7%和90.7%；西藏弃光最为严重，8月光伏利用率为89.3%，1-8月光伏利用率为81.7%。根据前瞻产业研究院数据，截至2021年，内蒙古弃风电量和弃风率分别为50.6亿千瓦时和8.9%，同比增长1.2pct。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2021年，西藏地区弃光电量和弃光率分别为4.3亿千瓦时和19.8%，同比下降5.6pct。根据华经产业研究院数据，截至2021年，中国风电弃风率3.1%，同比微增。图表5：2008-2021内蒙古弃风电量和弃风率图表6：2019-2022Q1西藏弃光电量和弃光率来源：前瞻产业研究院，中泰证券研究所来源：全国新能源消纳检测预警中心，中泰证券研究所6944028.18%0%5%10%15%20%25%30%020000400006000080000风光装机量（万千瓦）占比（%）0%2%4%6%8%10%12%02000400060008000风光发电量（亿千瓦时）风光发电量占比（%）0%5%10%15%20%25%0204060801001201402015201620172018201920202021内蒙古自治区弃风电量（亿千瓦时）内蒙古自治区弃风率（%）1.424.20%0%5%10%15%20%25%30%01234562019202020212022Q1西藏弃光电量（亿千瓦时）西藏弃光率（%）请务必阅读正文之后的重要声明部分-9-行业深度报告图表7：2011-2021全国风电弃风率来源：华经产业研究院，中泰证券研究所风光间歇性波动性特征，新能源装机带来消纳难题。相比于传统化石能源，风电和光伏具有间歇性、波动性及对天气依赖性较大的特征，对电网安全稳定运行有危害性，目前无技术可解决。“十三五”期间我国新能源消纳水平较好，然而随着新能源高速新能源发展，消纳问题也随之凸显，“十四五”期间，国内新能源将继续保持年均约1亿千瓦的高速发展势头，是“十三五”计划的1.4倍。风电具有反调峰特性，如风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的安全性和稳定性造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。我国新能源消纳基础薄弱，新能源并网同时引发电源侧和电网侧难题，可以导致在负荷高峰期的容量充足性不足、系统灵活性不足等问题。据丹麦能源署测算，对于一个风电装机容量超过5GW的电力系统来说，1m/s的风速变化可能造成超过500MW的发电装机变化。因此，如果电力系统不够灵活，这种巨大的发电量变化就可能导致弃风、电网拥塞和不平衡。图表8：山西省典型大风季风电出力曲线和负荷曲线图表9：湖北省典型光伏出力曲线来源：《山西电网风电出力特性及消纳形势分析》，中泰证券研究所来源：《湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析》，中泰证券研究所新场景下电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大。新场景具有新能源种类丰富、可再生能源接入占比较高和系统不确定性较大等典3.0%3.1%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20112012201320142015201620172018201920202021请务必阅读正文之后的重要声明部分-10-行业深度报告型特征。旧场景下的原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求，而在新场景下，电力系统主要发生了以下四点变化：1）与原始负荷曲线相比，新场景下净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升；2）随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了传统电源，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低；4）传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。图表10：新旧场景下电力系统净负荷曲线示意图来源：《国外提升电力系统灵活性措施及对我国的经验启示》，中泰证券研究所1.3.丹麦经验值得参考，电力市场是灵活性的关键驱动力丹麦可再生能源发电占比超50%，电力安全依旧保持极高水平。过去20余年，丹麦的可再生能源发电占比由12%提升至50%，一举成为电力系统中可再生能源所占比重最高的国家。同时，过去10年间丹麦的电力供应安全性平均值为99.996%，能够在可再生能源占比如此之高的情况下保持电力供应安全，丹麦成功转型的经验值得参考。在电力系统从基于热电厂转变为大幅依赖可再生能源发电的过程中会遇到很多挑战和障碍，其中的核心难题就是灵活性需求的不断增长，如何能够以合理的成本，在维持高供电安全性的同时应对发电量的不确定性和可变性，是我国建立新型电力系统过程中必须要解决的难题。纵观过去20年的发展，整体可以分为四个阶段：（1）2000-2009，可再生能源发电占比12%-20%：电力系统中可再生能源比例尚且不高，通过现有热电厂灵活性运营以及与邻近国家的联网线路就可以满足灵活性需求。自2005年起，热电联产厂从提供基础负荷转变为成为关键的灵活性来源。在电力市场方面，热电联产厂的收入从依赖传统的三段式电价制度转变为参与能形成每小时电价的电力市场推动了其运营灵活性的发展。（2）2010-2015，可再生能源发电占比22%-44%：随着可再生能源发电占比快速提升，对灵活性措施的投资也大幅提升。此时热电联产厂必请务必阅读正文之后的重要声明部分-11-行业深度报告须进行深度的灵活性改造以适应当前的需求。在电力市场方面，在原有的与邻国联网线路的基础上，推动了欧洲统一的日前市场建立，提供了接入更广泛的平衡区域以及更便宜的灵活性来源的途径。（3）2016-2020，可再生能源发电占比超50%：此时电力系统中可再生能源发电占主导地位，仅仅依靠热电联产厂和联网线路已无法满足灵活性需求，此时依靠聚合商机制推动了需求侧灵活性的释放，让消费者从被动消费转变为主动消费，电力系统灵活性资源由电源侧侧向用户侧过渡。在电力市场方面，启动的欧洲跨境日内市场，改善了可再生能源自行平衡日内发电量偏差的能力，因为大量的买方和卖方推动了竞争，提高了市场流动性，推动了整个欧洲范围内日内交易的效率提升。（4）2020-2030，可再生能源发电占比计划达100%：整体上朝着提高终端能源消费部门耦合和推动需求侧灵活性发展的方向转移，手段包括采用新技术、创新性地使用现有技术、数字化和数据驱动的经营模式等。预计电力市场交易依然会是灵活性的主要驱动力，而市场设计将不断演进，从而推动灵活性水平的提升，并最终于2030年之前，实现丹麦电力系统的100%可再生能源化。图表11：丹麦不同时期主要灵活性资源与电力市场变革来源：《丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，中泰证券研究所随着风光发电占比不断提升，灵活性资源由电源侧向用户侧转移。丹麦和欧洲整体上都通过市场调度运行推动灵活性措施的发展的，方式就是通过经济激励反映市场的需求，让市场通过价格信号展示需求，进而引导电力运营商优先部署成本最低的措施。在可再生能源占比不高的阶段，依托于成本优势，灵活热电厂是最重要的灵活性来源，除此之外发展完善的联网线路在这个阶段同样发挥了重要作用。随着可再生能源比重的请务必阅读正文之后的重要声明部分-12-行业深度报告继续提高，电力系统对灵活性的需求也随之增长，此时需要引入更加先进的预测和调度系统，以应对更加频繁的灵活性需求。随着传统的热电联产厂逐步淘汰，必须通过电气化等手段拥有其他的灵活性来源。此时仅凭电力供应端预计无法提供足够的灵活性，还须进一步推动电力、供热、交通和天然气系统之间的部门耦合。最后当可再生能源比重超50%后，灵活性资源的重心向需求侧偏移，以中大型公司和聚合商为主的电力消费者将广泛积极参与。图表12：丹麦不同时期主要灵活灵活性措施来源：《丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，中泰证券研究所图表13：丹麦可再生能源不同阶段的特征和关键转型挑战来源：《丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用》，中泰证券研究所2.电力系统灵活性需求提升，火电或将率先发挥作用2.1.电力系统调节需求丰富，调节方向及时间尺度是重要指标新型电力系统对灵活性要求明显增加。通常来说，电能不易于大规模、长时间储存，因此无论是以化石能源为主的传统电力系统还是新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力供需平衡都是电力系统的核心。我国火电机组为电源的主力机组，其相对来说较为稳定可控，并方便协调规划，因此电力系统中对灵活性需求较弱。新能源的波动性、不确定性以及需求侧用电特性的显著变化都加大了保障电力平衡的难度，对电力供需调节速率及调节幅度的要求明显增加，体现为各类资源需要更为灵活请务必阅读正文之后的重要声明部分-13-行业深度报告地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡。电力系统调节需兼顾向上与向下调节场景。根据电力供给与需求的关系可分为两个应用场景，分别对应电源侧和用户侧在动态平衡中的调整方向。若供给向上灵活性和需求向下灵活性总和不足，系统电力安全和电能质量难以保障，严重时会导致失负荷情况，影响社会生产生活。若供给向下灵活性和需求向上灵活性总和不足，会导致弃风、弃光或弃水等资源浪费情况，损害电力系统发电经济性，一定程度上限制新能源发展的积极性。图表14：不同方向灵活性需求原理应用场景灵活性需求方向实现方式示例电力供给小于需求供给向上灵活性电源提高出力火电提高出力、储能放电、抽蓄发电等需求向下灵活性用户减少需求需求响应终端或转移负荷需求、电动汽车放电等电力供给大于需求供给向下灵活性电源压减出力火电深度调峰、水电减少出力等需求向上灵活性用户提高需求需求响应转移的负荷需求、电动汽车有序充电、储能充电等来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所电力系统调节可分为短、中、长三种时间尺度。按照系统供需起始状态所跨的时间尺度和调节持续时间不同，将灵活性需求划分为短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度三种类型。系统灵活性在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系，短时间尺度的灵活性包含电力系统抗瞬时扰动保障电力质量的能力，长时间尺度灵活性中的向上长时间尺度灵活性体现电力系统满足容量充裕度的能力。从短时的秒级至长时间尺度的跨季节乃至年度灵活性具有连续性，短、中、长时间尺度灵活性不是割裂存在的，更长时间尺度的灵活性部分隐含了更短时间尺度的灵活性。图表15：不同时间尺度灵活性连续性来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-14-行业深度报告不同时间尺度灵活性对应不同需求。高比例风光发电的随机波动性影响下，电力系统短时功率波动的频度和幅度都更为复杂且剧烈，短时间尺度灵活性能够更好地调整供需功率波动，保证系统频率稳定，发挥功率价值。风光发电的反调峰特性使得风光发电电量消纳难题突出，中时间尺度灵活性主要解决小时级的有功功率平衡问题，其中供给（需求）向下（上）灵活性通过跨小时的持续作用能够促进风光消纳，提高电力系统发电经济性，发挥功率和能量双重价值。新能源发电占比不断提高，但其对于传统稳定电源主要是电量替代作用，缺少容量替代效益，使得负荷高峰时段容量充裕性短缺问题凸显。而长时间尺度灵活性，尤其是供给向上和需求向下长时间尺度灵活性，是经济地满足电力跨月、跨季节乃至跨年供应安全的有效手段，主要体现容量价值。图表16：不同时间尺度灵活性特点灵活性类型短时间尺度灵活性中时间尺度灵活性长时间尺度灵活性作用扰动发生后将电网频率稳定在可控区间，应对瞬时波动削峰填谷，平衡日内调峰需求，优化运行应对缓慢但变化幅度大的可预见性电力需求变化，保障灵活性充裕度跨越时间尺度秒级~分钟级小时级、日内或多日周、月及季度持续作用时长数秒~数分钟数小时数分钟~数日价值功率功率+能量容量来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所2.2.电力系统各环节均可提供灵活性，电源侧率先参与具备成本优势电力系统中灵活性资源：电源侧、电网侧、用户侧、储能。电源侧灵活性资源包括可控的传统电源水电、核电、火电和相对可控可调度的可再生能源（光热、生物质、地热等）等，其中火电又分为燃气、燃油和燃煤机组。传统的可控电源装机容量大、输出稳定，但同时调节能力较弱、启动时间较长，其灵活性调节能力有限。电网是输送电力的载体，也是实现电力系统灵活性的关键，目前主要可以通过灵活交流输电系统、互联互济以及微电网等技术和方式来提供灵活性调节。用户侧电力需求管理是电力系统灵活性的重要提供源，通过采取措施引导用户优化用电方式，不仅可以平抑用电负荷的波动性、减小负荷的峰谷差、提高电网利用效率，还能够通过调动负荷侧的响应资源来满足系统灵活性需求，保障系统的安全可靠运行促进更多可再生能源的消纳。需求侧灵活性资源包括负荷需求响应、电动汽车和虚拟电厂等。储能技术作为一种新型技术，在负荷低谷时存储电量，在高峰时释放电量。储能通过对电能供需时间上的平移提供灵活性，实现削峰填谷、平衡供需，提高系统稳定性。储能技术与可再生能源结合利用时，可以平抑可再生能源发电的间歇性和波动性，促进可再生能源的消纳。请务必阅读正文之后的重要声明部分-15-行业深度报告图表17：电力系统灵活性资源分类来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。在电源侧，气电和水电是优质的灵活调节电源，我国煤电拥有存量装机容量高、灵活性挖潜空间大的天然优势，结合调峰补偿机制的完善今后势必会成为重要的灵活性资源。电网侧灵活性资源更多的承担统筹送受端调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，有利于实现跨省、跨区共享调峰与备用资源。在负荷侧，可大力发展需求响应，设计合理的激励资金保障机制，优化峰谷电价和尖峰电价机制，结合现货市场建设探索实时电价，优化电力市场的供需平衡。储能侧也是优质的灵活性资源，然而目前主要面临着投资成本过高的不足，其盈利模式有待持续探索。据《源网荷储协调发展下我国电力系统灵活性资源展望》基于我国电力发展展望预估，从全国整体来看，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重将由当前的以电源调节为主逐步演变为2035年的61%∶12%∶10%∶17%，电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。图表18：不同类型灵活性资源优缺点灵活性资源优势劣势电源侧煤电装机容量高，灵活性挖潜空间大调峰补偿机制有待完善；深度调峰增加发电煤耗气电调节性能出色；站址选择相对灵活燃料成本较高；天然气供需形势影响作用发挥水电调节性能出色调节能力受来水条件影响较大光热可用于源端多能互补站址选择受限；调节时段受限电网侧跨省跨区调峰及备用协同经济高效，基本不产生额外成本作用效果用于跨区跨省错峰程度负荷侧有序用电操作简单；可靠性高用户体验较差需求响应经济高效，符合市场经济规律和互联网思维市场机制尚待完善，激励资金来源有待明确提高尖峰电价经济高效，符合市场经济规律；尖峰增加收入可用于需求响应等保供举措增加用户部分时段用能成本，存在舆论风险形成实时动态电价经济高效，符合市场经济规律市场机制尚待完善；用户用电成本存在不确定性，存在舆论风险请务必阅读正文之后的重要声明部分-16-行业深度报告储能侧抽水蓄能可靠性高；调节性能出色站址选择受限；市场机制亟待健全电化学蓄能布局灵活；适宜与其他元素组合当前投资成本较高，分摊机制有待理顺；大规模应用存在安全隐患蓄冷/蓄热可挖掘多能互补潜力；降低综合用能成本应用场景相对固定；政策激励仍需加强来源：《源网荷储协调发展下我国电力系统灵活性资源展望》，中泰证券研究所2.3.我国资源禀赋下煤电必将成为重要灵活性资源，设备改造空间较大我国资源禀赋特性决定了煤电必将成为提升电力系统灵活性的重要手段。我国电力系统中灵活调节电源配比较低，与可再生能源装机世界第一的现状不匹配，煤电机组灵活性改造仍有较大空间。可控传统电源装机容量大、输出稳定，但同时调节能力较弱、启动时间较长，其灵活性调节能力有限。在主要的灵活性电源中，传统煤电由于其调控幅度小、机组爬坡速率低不适合直接参与深度调峰，但基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，因此各省尤其是抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用燃煤机组和热电联产机组调峰作为提升电力系统灵活性的必要手段。图表19：主要灵活性电源特性比较电源类型调控时效性调控幅度机组爬坡速率煤电一般装机容量50%-100%较慢（常规1-2%/min）燃气较好装机容量0%-100%较快（常规20%/min）水电较好装机容量0%-100%最快（常规50-100%/min）来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所煤电机组实现深度调峰必须经过相应的灵活性改造。一般煤电机组最小出力为额定出力的70%，燃气电厂最小出力为额定出力的50%。系统的调峰是调频之外的向上与向下的出力变化（15分钟到小时级），以保持系统的实时平衡。而深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式。深度调峰的负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。通过热电解耦、低压稳燃等技术改造，煤电机组的最小稳定出力可以降至20%-30%的额定容量，电力系统的向下调节能力有所提升。图表20：四种主流的电源灵活性资源的特性灵活性资源煤电深度调峰改造气电抽水蓄能电源侧储能优点深度调峰技术手段成熟，可普遍适用于煤电机组，改造后的机组最小出力可达到额定出力的20%-30%1.启停速度快，100%全负荷启动只需9-10min；2.占地少，用水量少；3.适合在可再生能源富集区对系统进行调节；4.适合在负荷中心建设100%全负荷启动需2-3min1.响应速度快，充放电时间为毫秒级；2.可多次调节缺点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.建设投资成本高；2.天然气价格高受选址条件约束和经济性限制，建设规模有限1.受技术条件限制，目前尚不具备大规模建设条件；2.建设投资成本高来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-17-行业深度报告我国煤电机组改造空间较大。灵活性改造后煤电机组能够显著提高运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力。目前，国内煤电灵活性改造的核心目标是降低最小出力、快速启停、快速升降负荷等，其中降低最小出力即增加调峰能力，是目前最为广泛和主要的改造目标。煤电机组的最小稳定出力在通过热电解耦、低压稳燃等技术改造后，在纯凝工况下可以降至20%-30%的额定容量，供热工况下也能降至50%左右，有效避免通过增加启停次数的方式消纳新能源，能显著减少排放、降低成本。未改造前的煤电机组爬坡速率一般为1-2%额定容量/分钟，经过改造后部分新机组的爬坡速度可达到3-6%额定容量/分钟。煤电机组的热态启动一般为3-5小时，通过技术改造目前国际最先进燃煤机组的热态启动时间可短至1.5-2.5小时左右，而冷态启动需要10小时。新能源渗透率较低的阶段，系统短时调频需求靠抽蓄、气电和优质煤电能够满足，而数小时级的调节能力是电力系统所亟需的，故而从技术上看，当前煤电灵活性改造是我国电力系统调节能力提升的关键手段和最主要的调节能力增量来源。图表21：我国煤电机组调节能力与国际先进水平对比灵活性参数单位我国煤电机组国际先进水平已建机组改造潜力已建机组最小出力%Pn50(80)30(50)20(40)爬坡速率%Pn/min1-23-64-5热态启动时间h3-541.2-2.5冷态启动时间h105<0.1来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所“三北”地区热电联产机组改造需求强。我国集中供暖需求与全社会用电量需求增长呈正比关系，随着城镇发展而上升，其中北方地区城市集中供热占比80%。目前北方供热以燃煤为主，地位稳定，城镇热电联产面积占总供暖面积45%，其中锅炉占比32%。全国供热面积保持增长，热力供应总量增速稍缓，据《2021年中国城市建设状况公报》数据显示，截至2021年末，我国集中供热面积106.03亿平方米，同比增长7.30%；热力供应总量2020年超过40亿吉焦，2021年达到42.88亿吉焦，同比增长4.58%。热电厂在蒸汽集中供热和热水供热方面的供热能力和总量中均有绝对优势，未来燃煤锅炉将会逐步淘汰，热电联产供热占比将稳定增长。冬季在保证供热的基础上，热电机组调峰能力往往仅为发电装机容量的10%左右，因此热需求很大程度上限制着常规机组电出力的调节能力，要提升这部分机组的运行灵活性，必须通过灵活性改造在满足热需求基础上实现热电解耦。请务必阅读正文之后的重要声明部分-18-行业深度报告图表22：2020年北方城镇地区热源结构图表23：2012-2021年全国集中供热面积（亿平方米）及同比变化来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所来源：《2021年中国城市建设状况公报》，中泰证券研究所图表24：2014-2021年我国热力供应总量及增速来源：共研网，中泰证券研究所3.火电灵活性改造旨在降低最小负荷率和提升爬坡速率3.1.火力发电厂包含多个分系统，燃烧系统是改造的核心火力发电厂的主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他辅助处理设备。火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。火力发电系统主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。热煤CHP45%热煤锅炉32%燃气CHP3%燃气壁挂炉4%燃气锅炉11%其他5%0%2%4%6%8%10%12%14%0204060801001202012201320142015201620172018201920202021集中供热面积（亿平方米）同比变化4288364.58%0%1%2%3%4%5%6%7%010000020000030000040000050000020142015201620172018201920202021热力供应总量（万吉焦）增速（%）请务必阅读正文之后的重要声明部分-19-行业深度报告图表25：火力发电电厂工艺流程图来源：电工之家，中泰证券研究所燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等各部分构成。目前，国内新建成的电厂主要配套300MW及以上的机组，采用强制循环或自然循环汽包炉，蒸发量为1000t/h。锅炉四壁均匀分布喷燃器，向炉膛内喷入煤粉，使其以螺旋方式向上燃烧。锅炉顶端装有储水和蒸汽汽包，内部有一套汽水分离设备，炉膛内高温火焰将水加热成汽水混合物，再由炉外下降管降压。风烟装臵通过送风机将冷风加热分两部分方式进入炉膛，再经引风机将炉膛内产生高温烟气沿烟道送入烟囱排出。图表26：煤电燃烧系统构成示意图来源：电力工业网，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-20-行业深度报告3.2.降低最小稳定出力和提升爬坡速率是关键目标灵活性改造目标：运行灵活性主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指火电机组具有较大的变负荷范围，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负荷时机组出力的能力。提高火电灵活性主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。常见的火电机组可分为纯凝机组和热电联产机组，二者工作原理不同改造的方式也不同。图表27：火电灵活性改造分类来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所火电机组灵活性改造范围及技术：1）针对纯凝机组：主要涉及下图左侧的3个子系统：燃料供应、锅炉和烟气化学处理系统。一方面，锅炉的最低负荷取决于其燃烧稳定性。低负荷时火焰稳定性差，容易发生灭火事故，降低了机组运行安全性，改造路线主要从燃料供应和锅炉侧入手，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；另一方面，节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，考虑因低负荷脱销投运可能造成的空预器低温腐蚀、空预器堵塞等烟气化学处理系统问题的相关技术措施。2）针对供热机组：一般较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在热电解耦的问题，涉及下图右侧的两个子系统：汽轮机系统，蒸汽、水循环及储热系统。改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括高背压技术、光轴改造技术和低压缸零出力技术；另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。请务必阅读正文之后的重要声明部分-21-行业深度报告图表28：火电灵活性改造涉及子系统示意图来源：《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》，中泰证券研究所纯凝机组灵活性改造：纯凝机组具有低负荷运行能力强，负荷调节灵活的优势。纯凝工况灵活性提升技术路线主要包括深度调峰和快速响应。其中深度调峰包括四方面的改造路径：锅炉侧、汽机侧、环保侧和控制侧。锅炉侧主要包含稳燃技术、制粉系统改造和风机改造等部分；汽机侧包含滑压曲线优化、末级叶片安全校核、阀门升级改造、寿命检测和评估等部分；环保侧主要实现宽负荷脱硝；控制侧包括AGC协调系统优化、过热和再热汽温优化、锅炉燃烧优化控制。快速响应除主汽节流调节外还包括凝结水节流调节、给水旁路调节。为进一步提升纯凝机组的灵活性就需要解决制煤、锅炉、汽机、辅机、控制、排放系统的低负荷运行适应性问题。重点需要关注低负荷运行下的排放和机组寿命问题。图表29：纯凝机组深度调峰灵活性改造技术路线请务必阅读正文之后的重要声明部分-22-行业深度报告来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所快速启停/爬坡改造路径：改善纯凝机组爬坡率、快速响应负荷变化，具体改造路径包括：燃烧煤种预处理、优化制供粉系统、新型材料减薄壁厚、和优化运行操作流程等方式。目前通常采用凝结水截流技术优化汽轮机凝气汽出口阀门或者提高燃料热值的办法，其中燃料热值越高，机组爬坡能力越强，但经济性较差，采用快速改变凝结水至除氧器调整门开度来改变凝结水流量，可使整个机组效率提高，经济性明显提高。图表30：纯凝机组快速爬坡改造路线来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所热电联产机组灵活性改造：对于热电联产机组来说，“以热定电”方式导致机组出力难以降低，特别是在弃风弃光严重的三北地区热需求大，热电机组占比高，供热季调峰十分困难。改变供热地区电力发展现状的关键在于对机组进行热电解耦改造，而热电解耦改造主要包括：储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等技术路线。图表31：热电解耦改造路径对比改造路径原理优势不足热水/熔盐储热在热网侧设臵蓄热罐系统，削弱热-电负荷的时间耦合程度对原系统改造程度小、供热经济性好占地面积大、对系统长期低负荷调峰适应能力弱电热泵/电锅炉供热在发电侧设臵电热锅炉利用电作为供热热源实现热电解耦对原系统改造程度小、热电解耦能力强投资高、经济性差切除低压缸切除低压缸进汽用于供热投资少、运行方式灵活、供热效益好需要对机组长期低负荷运行的安全性及机组寿命影响进行评估高背压改造在高倍压下以排汽进行供热内部改造工作量小，运行成本较低低负荷运行时易发生鼓风现象汽轮机旁路供热汽轮机旁路将高参数蒸汽减温减压后对外供热投资少、停机不停炉，热电解耦能力强供热经济性差、对设备运行可靠性要求较高吸收式热泵抽取部分蒸汽驱动热泵回收循环水余热，增强机组供热能力。制热量大灵活性小来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-23-行业深度报告4.辅助服务市场加速建设，火电灵活性运行具备经济性4.1.辅助服务调节电力供需，火电参与深度调峰获得补偿辅助服务实现调节电力供需偏差。电力供需的平衡调节同样需要完善的电力市场交易机制，合理的市场交易机制可以让市场通过价格传递灵活性价值信号，引导系统中已有的灵活性释放或激励灵活资源投资建设。在计划体制下，“源随荷动”的思路以及“三公调度”方式使得电源发电计划人为确定且不易更改，这也使得我国的电力系统机制较为僵化，尤其是在风光发电份额快速提升的当下，电力市场机制需要改革，一方面激活电力系统的灵活性，另一方面可对电力供需进行优化调度进而提高买卖双方的经济性。随着新能源渗透率提高和负荷需求复杂多变，电力供需预测无法完全准确，实时运行中的偏差需要辅助服务市场中的资源平衡，例如提供调峰、二次调频、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务。图表32：电力辅助服务产品类型类型服务定义一次调频当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务基本调峰为了跟踪负荷的峰谷变化及新能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发/用电功率调整或启停所提供的服务二次调频并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制(AGC)、自动功率控制(APC)等，跟踪电力调度机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务有偿调峰发电机组超过基本调峰范围进行深度调峰，以及发电机组按电力调度指令要求在24小时内完成启停机（炉）进行调峰所提供的服务电压控制为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下发的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制(AVC)、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务备用为了保证电力系统可靠供电，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务转动惯量在系统频率变化率超出阈值时，并网主体根据自身惯量特性通过有功功率的快速控制，提供响应系统频率变化率的快速正阻尼调节，阻止系统频率突变所提供的服务爬坡为应对间歇性可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强爬坡能力的并网主体根据调度指令要求调整出力，用以维持系统功率平衡所提供的服务稳控切机服务电网发生故障时，稳控装臵正确动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务快速切负荷服务电网发生故障时，稳控装臵正确动作切除部分用户负荷，用户以损失负荷来确保电网安全稳定所提供的服务黑启动电力系统大面积停电后，在无外界电源支持情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务来源：公开网络，中泰证券研究所电力市场建设不断推进，火电深度调峰发挥重要作用。我国的电力市场建设稳中有进，辅助服务市场建设方面，在过去电力现货市场尚未建立的背景下，部分区域市场为增强电力系统灵活性，减小峰谷负荷差，推出了调峰辅助服务产品。当电力系统出现供需不平衡时，火电机组在接受电网调度指令后开始调峰，减小出力提供深度调峰服务，当出力水平低于深度调峰基准线后，可以获得调峰补偿。东北、华北、华东和西北请务必阅读正文之后的重要声明部分-24-行业深度报告等辅助服务市场均包含调峰产品，其中深度调峰辅助服务有效的激励了燃煤热电联产机组灵活运行。以东北区域为例，2016年东北区域将火电深度调峰（即火电出力调节到额定出力50%以下）定义为“有偿调峰服务”，2017年东北地区在装机仅增长2%的基础上，新能源发电量增长了22%，体现了当时深度调峰辅助服务市场机制释放了中时间尺度灵活性，有效促进新能源电量的消纳。2018年，东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电受益电量共计179亿千瓦时，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，保障了电力系统安全稳定经济运行。图表33：火电调峰补偿原理来源：公开网络，中泰证券研究所图表34：各地区完善辅助服务市场政策汇总地区时间文件主要内容全国2018.2.28《关于提升电力系统调节能力的指导意见》进一步推进东北、山西等地电力辅助服务市场改革试点工作，推动华北、华东等地辅助服务市场建设，非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。江苏2019.2.1《关于做好（辅助服务（调峰）市场试运行有关工作的通知》未报价机组的临时调用价格暂按150元/MWh执行，深度调峰报价的最高限价暂定为600元/MWh。湖北2020.6.4《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》火电机组以5%容量作为一个报价档位，由第一档至第五档按照价格递增的原则逐段申报。深度调峰超20%，报价上限为0.6元/千瓦时福建2020.6.28《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）》燃煤火电机组有偿调峰补偿基准为负荷率60%，以下调机组5%的额定容量比率为一个报价区间，随调峰深度增加依次递增报价。甘肃2021.4.30《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》将火电机组实时深度调峰辅助补偿报价上限由两档（0.4元/千瓦时-1元/千瓦时）调整为五档（0.2元/千瓦时-0.8元/千瓦时）；优先调用配臵新型储能、采用热电解耦等先进技术的市场主体。华中2021.8.18《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（征求意见稿）》新型市场主体包括储能装臵、电动汽车（充电桩）、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源，可按照经营主体独立参与市场，也可通过聚合商以聚合方式（虚拟电厂）参与市场。全国2021.8.31《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》新型储能和用户可调节负荷被正式列为并网主体。拓宽了辅助服务补偿的资金来源，电力市场化用户也将参与辅助服务的提供和补偿费用的分摊。河北2021.9.6《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则（修订稿）》调峰服务费用由火电、风电、集中式光伏等发电企业共同承担。火电机组按额定容量进行调峰报价分档申报，以额定容量的100%-70%为请务必阅读正文之后的重要声明部分-25-行业深度报告一档，70%以下每10%为一档报价，按照价格递增方式逐档申报。华北2021.10.15《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》国内首个探索以容量为交易品种的新型辅助服务市场。调峰容量费用应由火电、风电、光伏等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。在市场运营初期，参与市场化交易的用户暂不参与调峰容量分摊。福建2022.4.22《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》深度调峰按充电电量最高上限1元/kWh，深度调峰容量交易按调峰容量950元/MW·日。浙江2022.9.2《2022年浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务结算试运行方案（征求意见稿）》新型储能、电动汽车充电桩等容量5MW以上，持续响应时间1小时以上的第三方独立主体，可以为系统提供旋转备用、削峰调峰、填谷调峰辅助服务。甘肃2022.9.20《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限300元/MW·日。来源：发改委，能源局等，中泰证券研究所4.2.我国辅助服务市场高速发展，深度调峰依旧为稀缺资源我国辅助服务市场以调峰、调频和备用为主。据国家能源局综合司通报2019年上半年电力辅助服务有关情况显示，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.27%，华中区域占比最低，为0.36%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频（西北区域调频为AGC加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿费用总额27.01亿元，占总补偿费用的20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%。图表35：2019H1各区域电力辅助服务补偿费用（亿元）及占比图表36：2019H1电力辅助服务补偿费用构成来源：国家能源局综合司，中泰证券研究所来源：国家能源局综合司，中泰证券研究所辅助服务中调峰市场份额大，火电机组发挥重要作用。从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北区域调峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，0.92%2.71%3.27%0.49%0.36%3.00%0%1%2%3%4%01020304050华北东北西北华东华中南方补偿费用电费占比38.44%20.73%0.22%36.38%4.23%调峰调频其他备用调压请务必阅读正文之后的重要声明部分-26-行业深度报告南方区域备用补偿力度最大。总体来看，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大。火电参与辅助服务获得的补偿最高，2019H1达120.62亿元，远高于其他类型电源。补偿费用主要来自发电机组分摊费用，合计114.29亿元，占比为87.71%，个别省份的外来电也参与了辅助服务费用的分摊。随着各地区辅助服务交易制度逐步细化，未来将有越来越多的用户侧也将参与分摊，共同助力电力交易市场有序发展。图表37：2019H1各区域各项电力辅助服务补偿费用（亿元）图表38：2019H1各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用（亿元）来源：国家能源局综合司，中泰证券研究所来源：国家能源局综合司，中泰证券研究所注：未计入广东调频服务市场3.31亿元费用。深度调峰仍为稀缺资源，率先完成改造的火电机组有望获益更多。合理的交易政策可以促进灵活性资源的释放，随着各区域能监局、地方能监办陆续推出电力辅助服务市场运营细则，火电机组参与调峰可根据出力情况得到不同的标准的补偿。调峰档位的细化以及深度调峰补偿标准的提高均刺激火电机组进行灵活性改造，以增强调峰能力。补偿是市场调节的重要手段，当前深度调峰资源仍较为稀缺，因此可以看到各地区都给予了较高的补偿水平，因此越早完成灵活性改造的基础有望受益更多，待大部分机组完成灵活性改造后或市场上灵活性资源丰富后，调峰机组的补偿价格也会趋于平稳。图表39：各地区火电机组进行调峰补偿标准发布单位发布日期文件调峰档位补偿标准（元/kWh）西北能监局2019/6/3青海电力辅助服务市场运营规则（试行）20-0.8河南能监办2019/8/17河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）30-0.7西北能监局2019/12/19陕西电力辅助服务市场运营规则（试行）20-0.75新疆能监办2020/1/1新疆电力辅助服务市场运营规则20-0.7华中能监局2020/6/9湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）50-0.6南方能监局2020/6/13南方区域电力辅助服务管理实施细则-广东30.099/0.792/1.188南方能监局2020/6/13南方区域电力辅助服务管理实施细则-广西30.0495/0.396/0.594南方能监局2020/6/13南方区域电力辅助服务管理实施细则-云南30.0828/0.6624/0.9936南方能监局2020/6/13南方区域电力辅助服务管理实施细则-贵州30.081/0.648/0.972南方能监局2020/6/13南方区域电力辅助服务管理实施细则-海南30.0744/0.5952/0.8928东北能监局2020/9/22东北电力辅助服务市场运营规则20-10.00%2.00%4.00%01020304050华北东北西北华东华中南方调频补偿调峰补偿备用补偿调压补偿其他补偿调频电费占比调峰电费占比备用电费占比调压电费占比其他电费占比0.489.602.2526.729.2862.650.300.580.380.784.34120.62其它核电光伏风电水电火电分摊补偿请务必阅读正文之后的重要声明部分-27-行业深度报告华中能监局2020/11/5江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）50-0.6山东能监办2021/9/23山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)30-0.8华北能监局2021/10/15河北南网电力辅助服务市场运营规则80-0.5华北能监局2021/10/15华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）70-0.95元/kW华中能监局四川能监办2021/11/24川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）0下限0.12西北能监局2021/12/21宁夏电力辅助服务市场运营规则20-0.75福建能监办2022/4/2福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）电量补偿6档/容量补偿7档电量补偿0-1元/kWh容量补偿0-0.95元/kW华北能监局2022/7/1华北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）20.1/0.25华东能监局2022/8/24华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）40.02/0.04/0.16/0.32甘肃能监办2022/9/20甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）9非供热季上限1.8元/kW供热季上限3.6元/kW来源：各能监局、能监办网站，中泰证券研究所4.3.火电灵活性改造试点项目加速推进，“十四五”规划改造2亿千瓦火电灵活性改造试点项目陆续完成，热储能改造较多。2016年，国家能源局下发了两批次煤电灵活性改造试点项目清单，共计22个，总规模为1699万千瓦，其中15个项目位于东北三省，其余分布在内蒙古、甘肃、广西和河北。22个火电项目中有2个涉及纯凝机组改造，其余均为供热机组灵活性改造。在这22个火电厂灵活性改造试点项目中，采用最多的是热储能技术，占比达到其中采用单罐热水储能技术的电厂有7个，采用电热固体储热和电极锅炉项目的电厂有6个，采用低压缸零出力技改的电厂有2个，采用汽轮机低压缸高背压改造的电厂有1个，涉及制煤和稳燃脱硝系统改造的电厂有4个。截至2020年10月，22个项目中的8个火电项目已经改造完成。图表40：煤电灵活性改造试点项目批次省份集团电厂名称装机容量（万千瓦）投产年份改造技术第一批辽宁华能丹东电厂1、2号机组2×351998锅炉省煤器旁路系统+燃烧调整优化+汽机主汽门配汽优化+热控逻辑进行优化+水蓄热辽宁华电丹东金山热电厂1、2号机组2×302012固体蓄热电锅炉辽宁国电大连庄河发电厂1、2号机组2×602007末级叶片改造；新增锅炉壁温测点；增加辅机调节余量，完成磨煤机动态分离器改造，加装CO在线监测装臵，增加等离子点火系统；改造协调优化系统；省煤器烟气旁路及省煤器给水旁路改造。辽宁国电投本溪发电公司1、2号机组新建工程2×352015开工2017投产1号机组拟进行低压缸零出力改造。2号机组拟进行供热公共系统改造；热控系统改造；电气系统改造。辽宁国电投东方发电公司1号机1×352005低压缸零出力改造辽宁国电投燕山湖发电公司2号机组1×602011双背压供热改造请务必阅读正文之后的重要声明部分-28-行业深度报告辽宁铁法煤业调兵山煤矸石发电有限责任公司2×302009/2010固体蓄热电锅炉吉林国电双辽发电厂1、2、3、4、5号机组2×33（1、2号）2×34（3、4号）1×66（5号）1994/1995/2000/2000/2015增加微油点火、启停调峰优化、燃烧优化、协调控制优化吉林国电投白城发电厂1、2号机组2×602010直热式电锅炉黑龙江大唐哈尔滨第一热电厂1、2号机组2×302010高压电极热水锅炉甘肃国投靖远第二发电有限公司7、8号机组2×332006/2007等离子点火燃器+分级省煤器改造+控制系统改造+电极锅炉储热水罐方案内蒙古华能华能北方临河热电厂1、2号机组2×302006/2007低压缸零出力供热改造内蒙古华电包头东华热电有限公司1、2号机组2×302005加装等离子点火装臵、采用低温省煤器联合暖风器技术、改造脱硝烟气旁路、新建蓄热调峰装臵以及低压缸抽凝背供热改造、升级控制系统等内蒙古神华国华内蒙古准格尔电厂4×332002/2007富氧燃烧等技术+热工控制系统优化+增设蓄热罐或电锅炉广西国投北海电厂1、2号机组2×322004/2005拟采用凝结水储热罐工程、进行控制系统改造河北华电石家庄裕华热电厂1、2号机组2×302009等离子稳燃装臵和省煤器烟气旁路改造第二批吉林华能华能吉林发电有限公司长春热电厂1、2号机组2×352009/2010蓄热式电锅炉吉林大唐大唐辽源发电厂3、4号机组2×332008/2009常压热水蓄热罐吉林国电国电吉林江南热电有限公司1、2号机组2×332010/2011常压热水储热系统+高低压两级减温减压器系统方案黑龙江华能华能伊春热电有限公司1、2号机组2×352015固体蓄热电锅炉黑龙江国电国电哈尔滨热电有限公司1、2号机组2×352013/2014旁路烟道、动态分离器、增加壁温测点、燃烧优化、汽轮机旁路优化内蒙古国电投国家电投通辽第二发电有限责任公司5号机组1×602008常压热水蓄热罐来源：国家能源局，北极星电力网，中泰证券研究所存量机组应改尽改，“十四五”规划改造2亿千瓦。“十三五”期间，由于缺乏有效的刺激政策以及灵活的市场机制，改造进度大幅低于预期。据《国家电网2021年服务新能源发展报告》统计数据，“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，增加调节能力1501万千瓦。国家发展改革委和国家能源局于2021年10月29日共同发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，针对灵活性改造制造，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请务必阅读正文之后的重要声明部分-29-行业深度报告万千瓦，以促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造，优化已投产热电联产机组运行，继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造，综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性，现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷。图表41：国家电网“十三五”期间火电灵活性改造完成情况区域数量（台）容量（万千瓦）供热期提升调节能力(万千瓦)非供热期提升调节能力(万千瓦)华北341185305272东北813378606366西北743678590559华中9447783华东1167521865862总计3141620924442062来源：《国家电网2021年服务新能源发展报告》，中泰证券研究所新版两个细则颁布，补偿费用分担将向用户侧转移。2021年12月发布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”）提出辅助服务费用按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则确定补偿方式和分摊机制，按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。图表42：政府促进灵活性改造的政策时间机构文件2016.03五部委《关千印发<热电联产管理办法>的通知》2016.06国家能源局《提升火电灵活性改造示范试点工作》2016.06-07国家能源局《关于下达<火电灵活性改造试点项目>的通知》2016.07国家发改委、国家能源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》2016.11国家发改委、国家能源局《电力发展“十三五”规划(2016-2020年）》2017.08国家能源局东北监管局《关于征求<东北电力辅助服务市场运营规则补充规定>》2017.11国家发改委、国家能源局《解决弃水弃风弃光问题实施方案》2017.11国家能源局《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》2018.02国家发改委、国家能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》2018.04国家能源局《煤电应急调峰储备电源管理指导意见（征求意见稿）》2018.08国家能源局、生态环境部《关于印发<2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务>的通知》2018.12国家发改委、国家能源局《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》2020.12国务院新闻办公室《新时代的中国能源发展》白皮书2021.11国家发改委、国家能源局《关于<开展全国煤电机组改造升级>的通知》2021.12国家能源局关于印发《电力并网运行管理规定》的通知关于印发《电力辅助服务管理办法》的通知2022.01国家发改委、国家能源局《关于完善<能源绿色低碳转型体制机制和政策措施>的意见》2022.02五部委《关于印发<促进工业经济平稳增长的若干政策>的通知》请务必阅读正文之后的重要声明部分-30-行业深度报告2022.05国家发改委、国家能源局《关于促进<新时代新能源高质量发展>的实施方案》2022.08能源局综合司、发展改革委办公厅、市场监管总局办公厅《关于<进一步提升煤电能效和灵活性标准>的通知》来源：发改委，能源局等，中泰证券研究所4.4.火电灵活性改造成本较低，灵活性改造运行已具有经济效益电力系统灵活性的成本构成。电力系统灵活性的成本可分为显性成本和隐性成本，显性成本包括前期投资建设成本和灵活运行带来的成本增量等，隐性成本则包括常规机组提供灵活性后产生的设备加速损耗或寿命加速缩减。成本构成分为四个部分：资源投资建设或改造的固定资产投入、灵活性资源在运行时提供灵活性导致的可变成本增量、参与灵活运行相对于正常发电运行的设备额外损耗、放弃发电而选择提供灵活性调节能力造成的发电收益损失机会成本。图表43：灵活性成本计算公式maxlowernew/new/reflex,gen,lossflexreOPPMPcCCCRP式中：flexC——单位灵活性调节容量对应成本投入new/reP——新增（改造）灵活性资源的额定容量new/rec——灵活性资源新增（改造）单位成本flexP——新增（改造）灵活性资源实际提升的灵活性调节容量maxlower,OPPC——灵活性资源灵活性运行产生的可变成本增量MC——灵活性资源设备加速损耗、寿命额外缩减对应的成本gen,lossR——资源提供灵活性而损失发电收益的机会成本来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所改造火电提供灵活性具有明显的成本优势。煤电灵活性改造的重点是降低最小稳定出力，由于机组间改造投资差异明显，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》报告估算，30万千瓦和60万千瓦纯凝汽机组最小稳定出力由50%降至30%的单位千瓦改造成本在125元/千瓦左右，按单位千瓦灵活性调节容量折算为625元/千瓦；对于30~60万千瓦的大型热电厂，热电解耦需配臵2万~7万立方米的储热罐，投资成本一般为4000~8000万元，按热电解耦后机组供热工况下最小出力由80%降为50%折算，提升供给向下灵活性空间的改造成本为444元/千瓦。低负载运行状态下，机组供电煤耗和污染物排放明显增加，由此生产相同电量产生的额外燃料成本和排放成本应计入煤电灵活性成本。根据《煤电机组改造应注意什么》报告研究显示，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/千瓦时左请务必阅读正文之后的重要声明部分-31-行业深度报告右。气电则受限于燃料成本占比较高，叠加初始建设成本较高，相对来说经济性不及火电改造。储能侧抽水蓄能投资成本远高于电源侧的灵活性资源，并且建设周期长。电化学储能同样面临着投资建设成本高、寿命较短、存在退役处臵成本等弊端，其经济性相对来说也不及火电改造。图表44：煤电提升灵活性成本构成资源固定成本投入成本增量机会成本电源侧常规煤电灵活性改造投资成本：600-700元/千瓦低负载运行产生的可变成本增量：14-20克/千瓦时机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃煤热电联产灵活性改造投资成本：300-500元/千瓦低负载运行产生的可变成本增量机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃气电厂建设投资成本：新建气电：2630-3546元/千瓦；气电臵换煤电：7013-9457元/千瓦运行维护成本：低负载运行时高于0.56-0.58元/千瓦时无储能抽水蓄能投资建设成本6300-7200元/千瓦运行维护成本无电化学储能投资建设成本：1.5元/瓦·时运行维护成本退役处臵成本无来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，中泰证券研究所注：区别于单位装机容量的投资，此处灵活性改造投资成本为单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入煤电机组灵活性改造后深度调峰运行经济性测算：（1）基本参数：选取300MW的煤电机组，假设未改造时最低稳定负荷率为50%；根据中电联数据，假设年利用小时数与2021年全国平均水平一致为4586小时；根据国家能源局统计数据，假设煤电机组煤耗与2021年全国平均水平一致为0.3025kg/kWh；煤价取秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格上限0.77元/kg；上网电价按平均燃煤标杆0.37元/kWh上浮20%取0.45元/kWh。（2）改造参数：根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》报告调峰容量改造造价取中枢值0.65元/W；拟改造最低负荷率为30%；每日深度调峰时长为1h；假设机组负荷率由50%下降至30%煤耗增加为中枢值34g/kWh，即负荷率每降低1%，煤耗增加1.7g/kWh；调峰补偿标准假设负荷率50%~30%区间均为0.4元/kWh；根据《中国煤电成本分析与风险评估》研究表明，我国煤电机组平均服役年限约为12年，按照设计寿命30年，假设完成改造后折旧年限为20年。此外，假设改造使用自有资金进行，忽略机组负荷率高时产生的分摊费用。（3）煤电灵活运行经济性：基于以上基本参数和改造假设，对于300MW的煤电机组来说，改造需要的总投资为3900万元，参与调峰每年补偿收入为775.22万元，因调峰引起的发电量减少的收入为974.67万元。由于机组负荷率下降煤耗减少价值504.50万元，参与深度调峰增加的煤耗价值85.06万元，因此调峰期间总煤耗减少价值419.44万元。折旧为195万元，最终计算得到税前利润增加25.00万元。在当前的假设下，调峰补偿标准达0.4元/kWh时，火电灵活性运行具有经济性。请务必阅读正文之后的重要声明部分-32-行业深度报告图表45：煤电灵活运行经济性测算基本信息机组容量（MW）300未改造时最低稳定负荷率50%原年利用小时数（h）4586未改造时平均负荷率52.35%初始煤耗（kg/kWh）0.3025煤价（元/kg）0.77上网电价（元/kWh）0.45增值税率13%灵活性改造调峰容量改造造价（元/W）0.65深度调峰期间机组负荷率30%装机容量改造造价（元/W）0.13每日深度调峰时长（h）1单位煤耗增加（g/kWh）1.7调峰期间煤耗（kg/kWh）0.3405调峰补偿标准（元/kWh）0.4改造后折旧年限（年）20盈利测算（万元）改造投资3900调峰补偿775.22发电收入减少974.67发电煤耗减少504.50深度调峰煤耗增加85.06总煤耗减少419.44折旧195.00税前利润增加25.00来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所敏感性测算：对火电灵活性改造参与深度调峰运行的税前利润变动受补偿标准、每日参与调峰时间、改造最低负荷、煤价、改造单价和折旧年限等因素的影响进行敏感性分析。补偿标准：补偿标准是影响参与调峰盈利与否的最直接因素，通过对比不同补偿标准可以看出，在上网电费在0.45元/kWh的假设下，调峰补偿标准0.25元/kWh时，参与调峰不具备经济性，出现了随调峰时长增加净利润持续恶化的情况。当补偿标准在0.3元/kWh及以上时，随着参与调峰的时长增加均存在盈利的可能，当补偿标准达0.4元/kWh时，每天参与调峰1小时即可实现正收益。详细计算结果表明，补偿标准0.29元/kWh时为灵活性运行的盈亏平衡点。西北、东北、南网地区补贴力度较大，有望率先激活灵活性改造市场。通过对比各地区补贴正常可以看出，风光并网进展较快的甘肃、青海、宁夏、陕西地区深度调峰补偿报价上限较高，参与调峰获得收益的机会请务必阅读正文之后的重要声明部分-33-行业深度报告越大。此外东北地区受供热需求影响，供暖季低于40%负荷率的报价上限达1元/kWh，具有较好的经济性。南网地区补偿标准普遍较高，除广西省外补偿上限均超过0.9元/kWh，高额补偿或将大幅提升运营商的灵活性改造意愿，引导煤电机组加速转型。调峰时长：调峰时长直接影响调峰补偿和煤耗，对税前利润有较大的影响。调峰时间的增长可以使调峰补偿明显增加，同时由于补偿期间减少煤耗，也使得燃料成本大幅减少，共同推动盈利水平大幅提升。当补贴标准超过盈亏平衡点后，煤电机组越多参与深度调峰，其盈利水平越高。图表46：300MW机组调峰时长对税前利润敏感性测算（万元/年）调峰补偿标准（元/kWh）调峰时长（小时/天）0.51.01.52.03.00.25-230.4-265.7-301.1-336.4-407.10.3-181.90-168.81-155.71-142.62-116.430.35-133.45-71.91-10.3651.19174.280.4-85.0025.00134.99244.99464.990.45-36.55121.90280.35438.80755.700.511.90218.80425.70632.601046.40来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所改造最低负荷：改造最低负荷直接影响改造成本、发电煤耗和补偿，为了方便对比，假设改造的单位成本不受负荷率的影响，依旧为0.65/W，同时假设调峰补偿各负荷率下保持一致。可以看出平稳运行的最低负荷越低以及补偿标准越高，其灵活性运行的经济性越好。当机组可以实现20%时，补偿标准略高于0.35元/W时即可实现盈亏平衡，而实际情况下，负荷率越低时，其对应的阶梯补贴更高，因此具有深度调峰能力的机组经济性非常优异。图表47：300MW机组改造最低负荷对税前利润敏感性测算（万元/年）调峰补偿标准（元/kWh）改造最低负荷20%25%30%35%40%0.3-182.97-179.06-168.81-152.22-129.280.35-37.62-57.93-71.91-79.54-80.830.4107.7463.2025.00-6.86-32.380.45253.09184.32121.9065.8216.070.5398.45305.45218.80138.4964.53来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所煤价：煤价直接影响机组运行的成本，对税前利润有较大影响。从测算模型可以看出，煤价的增加会大幅提升机组在深度调峰时负荷率降低带来的燃料成本的节省，因此也使得在煤价维持高位的状态下参与调峰的请务必阅读正文之后的重要声明部分-34-行业深度报告经济性凸显。当煤价在770元/吨的基础上浮20%时，即使补贴电价为0.35元/kWh，年税前利润也为正。对于中小型规模的煤电运营商来说，若煤价成本较高，可考虑更多参与深度调峰服务以获得超额收益。图表48：300MW机组调峰容量改造造价对税前利润敏感性测算（万元/年）调峰补偿标准（元/kWh）煤价浮动-20%-10%\+10%+20%0.3-252.70-210.75-168.81-126.86-84.920.35-155.80-113.85-71.91-29.9611.980.4-58.89-16.9525.0066.94108.880.4538.0179.95121.90163.84205.790.5134.91176.86218.80260.75302.69来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所调峰容量改造造价：调峰容量改造造价直接影响投资成本进而影响折旧，对税前利润有一定的影响。在当前的测算结果中，当调峰补偿标准为0.4元/kWh时，在最高改造造价0.75元/W时可接近实现盈利，而若补偿标准降为0.35元/kWh，则需改造造价低于0.45元/W时方可接近盈利。图表49：300MW机组调峰容量改造造价对税前利润敏感性测算（万元/年）调峰补偿标准（元/kWh）调峰容量改造造价（元/W）0.450.550.650.750.850.3-108.81-138.81-168.81-198.81-228.810.35-11.91-41.91-71.91-101.91-131.910.485.0055.0025.00-5.00-35.000.45181.90151.90121.9091.9061.900.5278.80248.80218.80188.80158.80来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所折旧年限：折旧年限影响每年分摊费用进而影响税前利润。折旧年限越长，平均每年的折旧费用越少，税前利润水平越高。在当前的测算结果中，对于折旧年限为10年的煤电机组，需要平均调峰补偿为0.5元/kWh时方可实现正收益。因此对于运营商来说，投运年限较少的机组进行灵活性改造收益更高。图表50：300MW机组调峰折旧年限对税前利润敏感性测算（万元/年）请务必阅读正文之后的重要声明部分-35-行业深度报告调峰补偿标准（元/kWh）折旧年限（年）10152025300.3-363.81-233.81-168.81-129.81-103.810.35-266.91-136.91-71.91-32.91-6.910.4-170.00-40.0025.0064.0090.000.45-73.1056.90121.90160.90186.900.523.80153.80218.80257.80283.80来源：中电联，国家能源局，电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，《燃煤火电机组深度调峰交易收益测算模型与分析》，《中国煤电成本分析与风险评估》，中泰证券研究所5.投资建议：推荐提供灵活性改造技术公司和电站锅炉设备商5.1.华光环能：煤粉预热燃烧技术降低煤电机组负荷率锅炉制造业务起家，能源与环保并行发展。公司前身无锡锅炉厂，自1958年成立以来深耕锅炉的设计与制造领域，先后开发了煤粉燃烧、流化床燃烧、炉排燃烧等具备多种燃烧方式并适应不同煤种的燃煤锅炉。2017年公司向国联集团发行股份吸收合并国联环保，开启环保主线。2021年，公司控股收购了中设国联无锡新能源发展有限公司58.25%的股权，拓展进入光伏发电运营领域，优化调整了自身能源结构，巩固自身行业地位。据2022年半年报披露，公司目前拥有37个成熟光伏运营项目，装机容量277.45MW，在运营及在建的燃机装机量为594MW。公司热电运营项目较为优质，现金流水平较好，助力公司不断完善业务细分板块，实现能源与环保多层级业务全覆盖。煤粉预热燃烧技术进入中试阶段，五大优势完美适煤电配灵活性改造。公司与中科院合作研发，基本完成了煤粉预热燃烧的关键技术和中试研究。煤粉预热技术通过使用小型流态化装臵作为燃料预热装臵，将燃料的预热和燃烧分开，燃料先在预热燃烧器中加热，再进炉膛燃烧。具备如下优势：（1）可以通过燃料自身热量维持预热温度，无需外界热量的加入。（2）预热至着火点以上再进入炉膛，着火容易，可燃烧多种燃料。（3）预热将燃料改性，通过预热燃烧器实现粉状燃料改性，效率高，磨损少。形成含有煤气和高活性半焦的高温气固混合燃料后再进入炉膛悬浮燃烧，提高反应活性，提高燃尽率。（4）强缺氧气氛预热，实现源头和多级脱氮，成功实现“煤氮定向转化+深度分级燃烧”技术路线，降低NOx排放。（5）可以在15~115%负荷范围内连续稳定运行，无需投油助燃。兼顾宽负荷率和低NOx排放，同时大幅降低环保开支经济性较好。煤粉预热燃烧技术可以降低锅炉负荷率水平，提升火电机组的灵活性。相比于其他改造路线，煤粉预热技术可以实现较为深度的改造，一方面可以将机组最低负荷率降低至15%左右，使机组可以在超低负荷率下稳定运行；另一方面“煤氮定向转化+深度分级燃烧”技术可以大幅减少NOx的排放，据全俄热能研究所的研究表明，在实验平台上煤粉预热温度在815℃时，NOx生成量会下降80%。因此煤粉燃烧预热技术可以大幅减少脱硝环节氨水和SCR催化剂的使用，因此可以同时减少煤电机组环保支出，无论是否参与调峰，其经济性都更好。并且改造不涉及锅炉本体，因此改造周期短安全性高，改造机组可快速投产参与深度调峰，获请务必阅读正文之后的重要声明部分-36-行业深度报告得高额收益。图表51：循环流化床燃烧技术与传统煤粉燃烧对比来源：《循环流化床燃烧发展现状及前景分析》，中泰证券研究所公司营收增长稳定，归母净利润受原材料上涨叠加疫情影响增长放缓。公司聚焦环保+能源领域，主营业务包括环保设备、地方热电运营服务、市政环保工程及服务、节能高效发电设备、电站工程及服务和环保运营服务六项。2022年上半年，公司的营业总收入为41.75亿元，同比增速为10.57%。受上游原材料涨价以及疫情散发带来的影响，公司的盈利水平增速放缓，归属母公司股东的净利润为3.98亿元，同比持平。图表52：2017-2022H1公司营业收入及增速图表53：2017-2022H1公司归母净利润及增速来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所毛利率稳步提升，管理费用率大幅下降。2022年上半年，销售毛利率为19.94%，较上年小幅度增加，延续了稳步上升的趋势。净利率为11.04%，较2021年末增长了0.75%。公司的期间费用以管理费用为主，管理费用率、财务费用率、销售费用率分别为5.49%、1.34%、0.72%，其中，管理费用率较2021年末大幅下降，销售费用率小幅下降，财务费用率小幅上升。图表54：2017-2022H1公司毛利率与净利率情况图表55：2017-2022H1公司期间费用率情况-10%0%10%20%30%020406080100201720182019202020212022H1营业收入（亿元）同比变化-10%0%10%20%30%40%02468201720182019202020212022H1归母净利润（亿元）同比变化请务必阅读正文之后的重要声明部分-37-行业深度报告来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所锅炉制造行业二梯队前列，进行灵活性改造具备客户优势。公司为中大型电站锅炉制造企业，在锅炉制造领域处于国内第二梯队前列。据公司公告，在热电运营领域，公司为无锡地区龙头，占无锡市区热电联产供热市场的70%左右。同时，公司拥有国内供热距离最长的多热源、大规模蒸汽集中供热系统，实现了燃煤燃气联合供应、跨区域供热的格局。公司业务不断向省外、国外拓展，根据公告发布的合同公告，近年来先后向惠州、陕西等地提供余热锅炉产品，除此之外，还通过与中国电力顾问集团公司向越南提供余热锅炉设备。公司与一梯队大厂错位竞争，深度覆盖30万千瓦以下机组，与客户维持良好的关系，为灵活性改造提供先发客户优势。5.2.青达环保：全负荷脱硝和蓄热器共同助力灵活性提升火电节能环保装备龙头，全负荷脱硝系统保障低负荷率工况排放达标。青达环保2006年成立于山东青岛，致力于节能降耗、环保减排设备的设计、制造和销售，主营业务包括：1）炉渣节能环保处理；2）烟气节能环保处理；3）清洁能源消纳；4）脱硫废水环保处理。其中全负荷脱硝系统实现了燃煤电厂超低排放的环保要求且解决了锅炉低负荷运行时烟温不达标问题。图表56：公司主营业务及产品说明0510152025201720182019202020212022H1毛利率净利率-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%201720182019202020212022H1销售费用率管理费用率财务费用率请务必阅读正文之后的重要声明部分-38-行业深度报告来源：招股说明书，中泰证券研究所全负荷脱销技术助力火电深度调峰。常规SCR脱销工艺的烟气温度在300~420℃之间，不能达到深度调峰的要求。针对锅炉低负荷调峰运行启动时SCR入口烟温低的情况，公司全负荷脱硝系统通过锅炉省煤器水侧调节技术，减少锅炉省煤器内工质从烟气侧的吸热量，从而提高SCR装臵进口烟气温度，保证锅炉在全负荷区间脱硝烟温在300℃及以上，满足低负荷及深度调峰时脱硝系统正常运行的要求，降低污染物排放，缓解空预器堵塞问题，确保锅炉长期的高负荷能力。与市场上的宽负荷脱销改造技术对比，公司的脱销技术可以做到0%负荷，完全满足低负荷及深度调峰时脱硝系统运行要求。布局三种技术路线方案，全面辅助优化全负荷脱硝。公司针对全负荷脱销系统，有三种技术方案：给水旁路、热水再循环和复合热水再循环，分别可达到10~20℃、30~50℃、30~50℃的最佳加热温度。市场的主流宽脱销技术路线主要是省煤器外部烟气旁路技术和省煤器给水旁路技术。公司水旁路技术为核心技术，分为亚临界机组和超临界/超超临界机组，公司水侧调节技术方案与其他技术方案相比：1）占用空间和现场施工量较小；2）改造工期短、投资费用不高、后期维护较少；3）系统简单、可动态调节SCR入口烟温；4）当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此系统，维持锅炉的整体效率不变。负荷热水再循环技术属于水旁路和热水再循环分案结合的改进措施，对于不带启动炉水泵的超临界或超超临界机组，从分离器出口引出的热水再循环系统可充当锅炉启动系统用。图表57：全负荷脱硝技术路线对比请务必阅读正文之后的重要声明部分-39-行业深度报告全负荷脱硝技术路线优点缺点水旁路改造简单，投資较低，可控性好，性能及寿命有保证，有利于深度调峰会降低锅炉热效率，双烟道改巡难度大烟气旁路安装方便、调温灵活，高负荷状态下对锅炉热效率影响小空问布臵要求较高，挡板长期处于高灰分环境可能导致卡涩、降低调节效率，烟气混合可能存在流场不均、影响催化剂安全分级省煤器锅炉效率不变系统改造量大，投资较大，若现场SCR出口位臵有限，改造可能性低来源：《630MW超临界机组锅炉全负荷脱硝技术路径选型研究》，中泰证券研究所图表58：全负荷脱硝烟气旁路工艺路线（左）与水旁路工艺路线（右）来源：《电厂宽负荷选择性还原催化还原脱硝技术改造》，中泰证券研究所公司营收和归母净利润呈持续增长态势。2022年上半年，公司的营业总收入、营业利润分别为2.14亿元、0.12亿元，同比增速为23.67%、45.72%。归属母公司股东的净利润为0.06亿元，同比增速为70.41%。图表59：2017-2022H1公司营业收入及增速图表60：2017-2022H1公司归母净利润及增速来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所毛利率水平较高，期间费用率有所增长。2022年上半年，公司的毛利率、-20%-10%0%10%20%30%0.001.002.003.004.005.006.007.00201720182019202020212022H1营业收入（亿元）同比变化-40%-20%0%20%40%60%80%0.000.100.200.300.400.500.60201720182019202020212022H1归母净利润（亿元）同比变化请务必阅读正文之后的重要声明部分-40-行业深度报告净利率分别为35.24%、4.65%，毛利率较2021年末有较大幅度增长，而净利率水平受原材料涨价及疫情影响出现较大幅度下降。公司期间费用率较2021年末均有所上升，销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为10.28%、11.68%、2.34%。图表61：2017-2022H1公司毛利率与净利率情况图表62：2017-2022H1公司期间费用率来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所提前布局精准卡位，全负荷脱硝业务高速发展。公司在火电灵活性改造领域布局清晰，产品主要包括全负荷脱硝系统（环保侧）和清洁能源消纳系统（调峰侧）两大类。全负荷脱硝业务受益火电灵活性改造东风，营收爆发性增长，毛利率保持较高水平。2018-2021年公司全负荷脱硝系统业务营收由0.3亿元迅速增至1.3亿元，整体业务呈现爆发态势，由于全负荷脱硝改造技术壁垒较高，随着十四五火电灵活性改造需求的爆发，该业务有望持续快速增长，毛利率水平较高盈利能力较好。图表63：公司全负荷脱硝业务营收及同比变化来源：公司公告，中泰证券研究所5.3.西子洁能：余热锅炉优势明显，熔盐储能同步受益21.3129.6031.2331.4231.8935.245.059.418.989.0410.144.65010203040201720182019202020212022Q2毛利率（%）净利率（%）0%5%10%15%201720182019202020212022H1销售费用率管理费用率财务费用率0%20%40%60%80%100%120%00.20.40.60.811.21.420182019202020212022H1营业收入（亿元）同比变化请务必阅读正文之后的重要声明部分-41-行业深度报告余热锅炉龙头，三大产业布局逐步完善。公司成立于1955年，2022年正式由杭锅集团更名为西子洁能。主要从事余热锅炉、清洁环保能源发电装备等产品的咨询、研发、生产、销售、安装及工程总承包业务，为客户提供节能环保设备和能源利用整体解决方案，是国内规模最大、品质最全的余热锅炉研发基地，具有重要的行业地位。通过不断布局完善，目前公司已经形成了新能源、新装备、新服务三大产业布局，涵盖环保节能和能源利用领域核心业务。从产品结构来看，解决方案业务营收贡献持续扩大，由2020年营收占比18.02%大幅提升至2022H1营收占比的40.16%；其他业务方面，余热锅炉、清洁环保能源装备、备件及服务业务营收占比分别为34.66%、12.88%、12.29%。图表64：2021-2022H1公司营收结构来源：公司公告，中泰证券研究所公司营业收入持续增长，成本增长导致利润下降。随着公司销售业务扩大，营业收入呈现高速增长态势。2022H1，营业收入达35.11亿元，同比增长25.85%。原材料涨价导致营业成本大幅增长38.02%，超过营业收入涨幅，归母净利润为0.98亿元，同比下降61.43%。锅炉业务营收上升，熔盐储能或将受益灵活性改造。2022H1，公司余41.65%40.84%34.66%18.02%32.60%40.16%33.43%15.61%12.88%6.91%10.96%12.29%0%20%40%60%80%100%202020212022H1余热锅炉解决方案清洁环保能源装备备件及服务图表65：2018-2022H1公司营业收入图表66：2018-2022H1公司归母净利润来源：公司年报，半年报，中泰证券研究所来源：公司年报，半年报，中泰证券研究所35.7239.2753.5665.7835.110%5%10%15%20%25%30%35%40%01020304050607020182019202020212022H1营业收入(亿元)同比变化2.443.665.154.200.98-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%012345620182019202020212022H1归母净利润(亿元)同比变化请务必阅读正文之后的重要声明部分-42-行业深度报告热锅炉营业收入11.92亿元，同比上升24.69%，充分发挥公司在余热锅炉生产中的领先地位优势。据2022半年报披露，公司受让了赫普能源环境科技股份有限公司14%股权，未来将共同深入参与火电灵活性调峰储能改造多种解决方案。另根据公司公告，2022年9月16日，公司受让深圳市恒鑫汇诚股权投资中心（有限合伙）持有的赫普能源1.2%股权。本次交易完成后，公司将持有15.2%股权，进一步推动火电灵活性调峰储能改造多种解决方案。公司主营业务将受益灵活性改造需求提升，依托技术优势有望逐步打开市场。图表67：2018-2022H1公司余热锅炉业务营收及同比变化来源：公司公告，中泰证券研究所5.4.东方电气：行业龙头火电业务强势反弹，抽水蓄能不断突破全球最大的能源装备制造企业集团之一，受益火电投资提速和抽蓄建设。公司是我国煤电三大主机厂之一，同时也是两大抽水蓄能水轮机供应商之一，经过多年的发展，形成了“六电并举、六业协同”的完整产业格局。公司积极拓展海外市场，积极参与共建“一带一路”，为全球80多个国家和地区提供成套设备和工程承包业务，主要市场涵盖东南亚、南亚、中亚、中东、欧洲、非洲、南美等地区，出口能源装备规模超过8000万千瓦，从1994年起连续入选ENR全球250家最大国际工程承包商之列。图表68：公司“六电并举，六业协同”业务布局
六电并举
六业协同来源：公司官网，中泰证券研究所营收及归母净利润呈现同步稳增态势，盈利能力稳定提升。2018-202113.268.9822.1026.3911.92-80%-40%0%40%80%120%160%05101520253020182019202020212022H1余热锅炉营业收入(亿元)同比变化请务必阅读正文之后的重要声明部分-43-行业深度报告年公司营业收入从308亿元增长至478亿元，实现了高速增长，2022H1公司实现营业收入279.1亿元，同比增长22.8%，主要受益于公司火电、工程承包、国际贸易、风电等板块营收规模显著提升。2018-2021年公司从11.3亿元增长至22.9亿元，其中2020年实现了较高的增速，2022H1公司实现归母净利润17.7亿元，同比增加31.6%，盈利能力保持较高水平。图表69：2018-2022H1公司营业收入及增速图表70：2018-2022H1公司归母净利润及增速来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所业务结构愈发均衡，火电业务逆势增长。公司经过重组后转型能源装备制造商及服务供应商，营收结构愈发多样，业绩来源更加稳定。公司紧跟行业发展趋势，快速切入可再生能源装备业务，公司因此也保证了营收和净利润的高水平增速。传统业务清洁高效能源装备占比虽自2020年起便大幅下降，但公司的行业地位稳固，今年以来随着火电投资加速，公司火电业务率先受益。根据公司公告，2022H1公司火电业务营收达62亿元，同比增长30.4%。图表71：2018-2022H1公司营收结构图表72：2018-2022H1火电营收（亿元）及占比来源：公司公告，中泰证券研究所来源：公司公告，中泰证券研究所灵活性改造或继续打开市场空间，抽蓄长期来看有望实现突破。公司拥有完整的能源装备研制体系，火电产品100万千瓦等级机组、大型循环流化床锅炉等多方面处于行业领先地位；水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，抽水蓄能机组研制0%5%10%15%20%25%30%010020030040050060020182019202020212022H1营业收入（亿元）同比变化0%10%20%30%40%50%051015202520182019202020212022H1归母净利润（亿元）同比变化0%20%40%60%80%100%20182019202020212022H1可再生能源装备清洁高效能源装备工程与贸易现代制造服务业新兴成长产业0%10%20%30%40%50%02040608010012014020182019202020212022H1火电营业收入火电营收占总营收比例请务必阅读正文之后的重要声明部分-44-行业深度报告达到世界一流水平，13兆瓦等级海上风电机组处于亚洲领先水平。据机械工业发电设备中心披露数据，2019-2021年电站锅炉产量分别为5341、4556、5505万千瓦，水电机组1050、1770、2018万千瓦，对应计算得到公司电站锅炉市占率分别为28.18%、36.01%、40.00%，水轮发电机组16.33%、31.66%、59.26%。市占率稳步提升，在能源保供和调峰需求的刺激下，公司电站锅炉业务将持续受益。此外，抽水蓄能机组建设也持续加快，公司市占率较高，长期来看有望充分受益。图表73：公司电站锅炉和水轮发电机组市占率来源：公司公告，机械工业发电设备中心，中泰证券研究所28.18%36.01%40.00%16.33%31.66%59.26%0%10%20%30%40%50%60%70%201920202021电站锅炉市占率水轮发电机组市占率请务必阅读正文之后的重要声明部分-45-行业深度报告风险提示政策执行不及预期：随着可再生能源装机量快速提升，灵活性资源变得非常重要，而合适的调峰补偿标准可以有效推动电力系统的健康发展。若调峰补偿的政策执行不及预期，将会大大影响电力运营商参与调峰的积极性，进而不利于火电灵活性改造。项目推进不及预期：火电灵活性改造需要对原有的煤电机组进行部分改造，改造的周期可能在数周到数个月不等。而各电力运营商一般都担负能源保供的责任，因此其可实施改造的时间可能较为有限。若灵活性改造的项目推进不急预期，则会影响进行改造企业的收入确认，对相关企业的市场表现带来负向影响。市场竞争加剧：火电灵活性改造未来发展前景较好，若未来更多的市场主体进入，可能导致市场竞争程度增加，这可能会导致行业整体盈利水平下降，相关企业经营状况也会受到一定程度影响。项目收益测算偏差的风险：报告中的项目收益测算基于一定假设条件，若实际情况与假设存在较大偏差，存在不及预期的风险。研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。请务必阅读正文之后的重要声明部分-46-行业深度报告投资评级说明：评级说明股票评级买入预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在15%以上增持预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在-10%~+5%之间减持预期未来6~12个月内相对同期基准指数跌幅在10%以上行业评级增持预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在10%以上中性预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持预期未来6~12个月内对同期基准指数跌幅在10%以上备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。重要声明：中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。但本公司及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。本报告版权归“中泰证券股份有限公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。如引用、刊发，需注明出处为“中泰证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。