导读：火电灵活性改造的技术路线初步定型，同时国内新能源装机的消纳压力提升、电力辅助服务市场化制度逐步完善，有望催化改造投资加速落地。
摘要
投资建议：火电灵活性改造技术路线初步定型的背景下，新能源消纳压力提升以及加速完善的全国统一电力市场催化改造需求加速释放。
我国灵活性调节电源比重较低，在技术路线初步清晰的背景之下，新能源装机的消纳压力提升、电力辅助服务市场化制度逐步完善，催化灵活性改造订单加速释放。推荐：1）推荐掌握宽负荷脱硝装置改造核心技术以及热电机组改造专利技术的火电灵活性改造龙头青达环保；2）推荐具备丰富火电烟气治理经验、大股东实力强劲的龙净环保；3）受益标的为兼具火电烟气工程&运营业务的清新环境、高效节能锅炉设计制造商华光环能。
火电灵活性改造目标明确，技术路线初步定型，奠定改造投资放量的基础。
1)目前火电纯凝机组与热电机组改造的技术路线已经初步确定，纯凝机组改造重点为稳定运行以及烟气排放达标；热电机组围绕热电解耦缓解北方地区“风热冲突”。2) 火电装机规模与发电量均占我国电源主导，存量火电机组具备改造空间。“十四五”期间计划完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，对应煤电灵活性市场空间约60-180亿元。随着调节容量的提升，将进一步扩大灵活性改造规模，若考虑存量煤电机组全部改造，则灵活性改造市场空间将达约600亿元，同时创造电力辅助服务运维市场。
中国新型电力系统建设迫切需要提升调峰调频资源，火电灵活性改造需求释放节奏有望超预期。
我国清洁能源转型加速，要求输配端加大风、光等新能源装机的消纳能力并维持电网稳定。在“保供+消纳”矛盾之下，利用火电灵活性改造增加调频资源是必然趋势。我们认为，“十四五”期间，搭建以灵活性火电与水、储相结合的电力调频调峰辅助服务体系是大概率事件。我国灵活性调节电源占比仍远低于欧洲等国，存在较大灵活性调节缺口，需求释放节奏有望超预期。
全国统一电力市场加速建设，市场机制完善推动火电灵活性改造市场释放。
1）电力现货市场已在14个省市开启两轮试点，辅助服务市场已实现区域、省级全覆盖。由于我国各试点地区现货交易规则不统一，导致跨地区交易存在壁垒。2）南方区域电力市场于2022年7月启动试运行，五省区根据统一的规则进行跨省、跨区交易，进一步衔接调频、备用以及调峰辅助服务市场。随着南方区域电力市场开启联合出清技术试点，全国电力现货以及辅助服务统一市场有望加速建设并且完善市场定价机制，进一步鼓励电源侧参与电力辅助服务市场，推动火电灵活性改造需求释放。
风险提示：新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、技术迭代的风险。
正文
1. 新能源消纳压力提升，打开火电灵活性改造市场
我国新能源装机持续提升，消纳压力不断加大。据全国新能源消纳监测预警中心，截至2022年二季度，我国风电、光伏累计装机规模分别为3.42、3.36亿千瓦，新增装机分别同比增长3.7%、114%。“十四五”期间，国家风电光伏发电大基地项目进入并网投产期，新能源消纳压力不断加大。2022年一季度累计弃风电量60亿千瓦时，弃光电量24亿千瓦时。
新能源消纳量压力提升，倒逼新型电力系统加速建设。我们前期发布的行业深度报告中提出，参照发达国家新能源消纳经验，我们认为，我国将：1）建设以市场化手段为核心的电力&电力辅助服务交易市场，配置调峰、调频资源；2）并将宽负荷火电的调峰、调频资源，与大型电化学储能、抽蓄等技术路线的调节资源进行综合配置，实现兼顾新能源消纳的同时保证电网稳定的目标。
“十四五”期间，电源侧将以灵活性火电与水、储结合的形式提供辅助服务，保障输配平稳。我们认为，在国内加速建设新型电力系统的过程中，火电作为最主要的电力基荷供应来源，累计装机13亿千瓦，具备较大的改造空间。“十四五”期间将以灵活性改造存量火电机组，同时结合抽水蓄能以及电化学储能的方式进行调峰调频，化解风电、光伏电源投产并网对输配侧产生的压力。
我国灵活性调节电源比重较低，火电灵活性改造市场即将开启。据中电联统计，2018年我国火电深调、抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，而西班牙与德国灵活性调节电源占比分别达到34%和18%。中电联预计，至2025年风电、太阳能发电和核电装机占总装机的比重为28%，而灵活调节电源占总装机比重将达到9.4%。我国非化石能源装机虽已达到世界第一，灵活性调节电源占比仍远低于欧洲等国，电源侧存在灵活性调节缺口，火电灵活性改造市场即将开启。
2. 火电灵活性改造目标明确，技术路线初步完善
火电装机规模与发电量均占我国电源主导，存量火电机组具备改造空间。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，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—4000万千瓦。
火电纯凝机组与热电机组改造后最小技术出力大幅降低，但不同机组改造重点有所差异。根据中电联，目前我国在运煤电机组一般最小出力为50～60%，国内试点灵活性改造示范项目最小出力可低至30%～35%额定容量，部分机组可以低至20%～25%。
纯凝机组：灵活性改造重点为低负荷运行条件下，保障锅炉燃烧稳定性以及脱硝装置排放达标，现阶段主要改造内容为低温烟气升温以及锅炉升级。
热电机组：主要通过热电解耦等方式提升机组深度调峰能力，缓解供暖期热电冲突引发的新能源消纳压力。根据中电联，在运煤电机组冬季供热期最小出力为75～85%，经改造后，热电联产机组最小技术出力达到40%～50%额定容量，部分热电解耦改造最小技术出力可进一步降低。
3. 纯凝机组：改造重点为稳定运行+环保达标
纯凝机组灵活性改造的重点为保障锅炉低负荷稳定运行，同时实现烟气排放达标。纯凝机组灵活性改造的目的为降低机组最小技术出力，增加调峰能力，为间歇性可再生能源消纳提供调频调峰资源。
锅炉改造：在锅炉系统改造方面，核心在于降低负荷的同时保证燃烧稳定性。一方面保持燃烧稳定的最低出力决定了机组的最大调节深度，另一方面燃烧稳定性也是保证运营安全的核心指标。
烟气改造：低负荷将导致燃烧量的减少，使炉膛的整体烟气温度降低，使得烟气温度脱离SCR催化剂的活性温区。为保障烟气排放达标，灵活性改造也需要针对排放烟气进行提温。
用综合性手段实现锅炉低负荷稳定燃烧。稳定燃烧的改进措施包括低负荷精细化燃烧调整，燃烧器、制粉系统优化改造，入炉煤质的改善，加装等离子燃烧器或富氧燃烧器，增加微油点火系统等。此外，从安全性的角度，为防止深度调峰工况时，锅炉水冷壁进水分配不均造成的爆管风险，同时还需要提高水动力安全性。
低负荷运行机组脱硝系统需增加烟气温度调节装置，水侧&烟侧方案并行。为了符合超低排放标准（即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓 度分别不高于 10、35、50 毫克/立方米），火电厂对产生的氮氧化物通过化学还原法进行脱除。我国主流的脱硝方法为选择性催化还原法（SCR）。机组低负荷运作时，SCR 入口温度低于催化剂活性要求的温度区间，如未进行改造，将造成脱硝系统被迫退出，烟气排放不达标。改造措施包括省煤器水侧和烟气侧两种方案，提升入口温度，保障催化剂在活性温度区间运作，使得烟气达到超低排放标准。
宽负荷脱硝工艺改造根据省煤器改造流程可分为水侧与烟气侧。
水侧技术路线：水侧改造仅针对省煤器内水体流程进行改造，以此提高烟温，不改变烟气的流场和温度场，对整个燃烧系统的性能影响较小。水侧改造对增加管道管径有限，便于现场装置，因此省煤器水侧旁路相较其他水侧改造方案，工期较短、改造费用较低。
烟侧技术路线：省煤器烟气侧改造需要针对烟气流程以及烟道进行改造，使得烟道流场以及温度场进行改变。省煤器烟气旁路与水侧旁路相比，温升程度较高，可满足锅炉在较低负荷下烟温提升的需求。由于烟气旁路增加管径较多，因此相较水侧旁路工期较长、改造成本较高，但是可以承担更深度的功率调节。
4. 热电机组：热电解耦缓解供暖季“风热”冲突
北方地区供热需求提升以及新增风电装机并网投产加剧供暖季“风热冲突”，新能源消纳压力加大。1）风电出力与供热峰值的时段重叠导致供暖期间热电联产机组调峰能力下降。据2020年城市建设统计年鉴，“十三五”期间，我国城市集中供热面积由67亿平方米提升至99亿平方米，逐步提升的供暖需求将进一步加剧了热电矛盾。2）根据全国新能源消纳监测预警中心，2022年二季度，北方地区风电新增装机占全国79.5%，同比增加44.5个百分点。国家风电光伏发电大基地项目在北方地区投产比重较大，进一步加大北方地区消纳压力。
热电联产机组可通过增加储热装置或改造机组等热电解耦方式进行灵活性改造，缓解北方地区新能源消纳压力。
第一类改造技术：为增加蓄热罐、热泵、蓄热式电锅炉等辅助供热装置。在电负荷峰值时，通过辅助热源承担热电厂的热负荷，增加新能源出力；在电负荷低谷时，可将多余的风电生产的热量储存，用于非弃风时段供热。
第二类改造技术：为对机组进行改造，提升机组的供热能力，降低电负荷。改变机组的设计运行工况将影响机组使用寿命，同时增加运行成本，因此第二类改造多用作应急调峰手段使用。
第一类改造技术：
机组热泵改造：增加电驱动热泵机组提取循环水热量，通过对热网水二次加热实现对外供热，可提升机组供热能力，对机组进行一定程度的调峰。
蓄热罐：适用于机组具有富余的供热能力，如富余供热能力较大，可保证电负荷高峰时段蓄热罐蓄热充足，从而可在电负荷高峰期进行供热。
电锅炉：储热式电锅炉通过电加热器将多余的可再生能源以显热的方式将热能进行存储，在供热需求提升的时候进行对外供热，适用于可再生能源发电占比较大的情况。
第二类改造技术：
低压缸背压机改造：对汽轮机低压缸通流部分进行高背压改造，提高机组低压缸效率。
旁路供热系统：对机组旁路系统进行供热改造，补充供热的不足部分，满足热负荷的同时降低机组电负荷。
光轴供热改造：供暖工况下，蒸汽几乎全部用于供热，大幅提高供热
低压缸零出力供热改造技术方案：切除低压缸的进汽，将低压缸进行“零”出力运行，使得蒸汽大部分用于供热，可大幅提高机组供热能力。
5. 全国统一电力市场加速建设，推动灵活性改造需求释放
电力现货市场在14个省市开启两轮试点，辅助服务市场已实现区域、省级全覆盖。1）2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批电力现货交易试点。2021年5月，电力现货试点范围扩大，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。2）2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，计划通过地区改革试点，分三阶段在“十三五”期间完善电力辅助服务补偿（市场）机制。自2017年起，东北、福建、山西、甘肃等地相继正式运行地方电力辅助服务市场，截至2020年底，全国6个区域电网和30个省级电网启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖。
南方区域电力市场启动跨省区联合出清试运行，全国电力现货以及辅助服务统一市场加速建设。1）国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，目标到2025年，初步建成全国统一电力市场体系，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系。2）目前，我国各试点地区现货交易规则不统一，导致跨地区交易存在壁垒。南方区域电力市场于2022年7月启动试运行，广东、广西、云南、贵州、海南五省区根据统一的规则进行跨省、跨区交易，进一步衔接调频、备用以及调峰辅助服务市场。随着南方区域电力市场开启跨省区现货市场联合出清技术试点，全国电力现货以及辅助服务统一市场有望加速建设。
电力市场机制完善将推动火电灵活性改造百亿市场释放。我国目前电力现货市场未发挥调动调峰资源的市场化作用，辅助服务市场以补偿制为主，未将用户侧纳入定价机制。我们认为，我国将加速统一电力现货市场以及辅助服务市场并且完善市场定价机制，引入用户侧承担调峰、调频等服务成本，进一步鼓励电源侧参与电力辅助服务市场，推动火电灵活性改造需求释放。
根据《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》，在不包括储能设备的情况下，平均改造投资30~90元/千瓦。因此，“十四五”煤电灵活性市场空间约60-180亿元。随着调节容量的提升，将进一步扩大灵活性改造规模，若考虑存量煤电机组全部改造，则灵活性改造市场空间将达约600亿元，同时创造电力辅助服务运维市场。
6. 投资建议
搭建清洁低碳、供应安全、价格低廉的电力能源体系，是我国清洁能源转型的终极目标。在现有价格机制和技术水平之下，三大目标的协同一直是“不可能三角”难题，快速提升新能源电源的消纳能力至关重要。
在目前我国灵活性调节电源比重较低的背景下，从装机规模与发电量两个维度来看，存量火电机组具备较大的改造空间。随着我国新能源装机的消纳压力提升以及电力辅助服务的市场化机制完善，火电灵活性改造市场需求将加速释放。
投资建议：1）推荐掌握宽负荷脱硝装置改造核心技术以及热电机组改造专利技术的火电灵活性改造龙头青达环保；2）推荐具备丰富火电烟气治理经验、大股东实力强劲的龙净环保；3）受益标的为兼具火电烟气工程&运营业务的清新环境、高效节能锅炉设计制造商华光环能。
7. 风险提示
新能源装机并网进度不及预期、行业政策变化、技术迭代的风险。更多股票资讯，关注财经365！