电力行业深度报告：电改的现在与未来，目前的形势和我们的任务

　　4.3 灵活性资源在电改下获取合理收益有望 从 0 到 1 发展

　　一、 煤电灵活性改造

　　煤电是当前潜力最大的灵活性资源之一。截止 2022 年底我国煤电装机已突破 12 亿千 瓦，后续仍将保持一定规模的建设。但我国煤电灵活性较差，纯凝机组不经过改造最低出 力一般只有额定容量的 50%左右，热电联产机组在供热期则更差。如果通过改造将最低出 力降低至 25%则可以释放出仅 5 亿千瓦调节能力，大约相当于 250GW 抽水蓄能，是现存 抽蓄调节能力的 5 倍。德国 2021 年煤电利用小时数 3664 小时，其中硬煤 4980 小时，褐 煤 2346 小时，中国 2022 年利用小时数达到近 4700 小时，仍有进一步下降空间;(2) 以日内波动来看，德国 2020 年 3 月 5 日晚间风电出力大幅增加，从午间约 7GW 大幅增 加至晚间超过 28GW，硬煤发电迅速从最高 10.7GW 调减至不足 3GW，日内压低负荷到 30%以下，为新能源消纳做出巨大贡献。

　　电力市场的建设为灵活性资源的建设提供了土壤。目前来看，辅助服务市场、现货市 场和容量电价均有可能极大促进灵活性改造的开展。(1)辅助服务市场：目前各地“两个 细则”均不同程度提高了煤电深度调峰补偿的标准，此外各地均不同程度地将煤电调峰补 偿费用从“发电侧完全承担”转变为“发电侧和用户侧共同承担”，这对于灵活性改造和 灵活性制造的开展均有积极意义。(2)现货市场：与辅助服务给煤电补偿不同，现货市场 主要通过新能源大发时段的低电价逼迫煤电降低出力进而让煤电厂自发进行灵活性改造。 (3)容量电价：也可以通过给煤电真正意义上的容量电价来促进灵活性改造的开展。

　　二、 聚合商和虚拟电厂

　　在第三产业和城乡居民用电比例逐渐上升的背景下，“尖峰负荷”问题凸显。尖峰负 荷具有短时波动较大、持续时间较短等特点。如果仅为保证尖峰负荷配套电源和电网建设， 投资规模过大、效率过低。因此削减短时尖峰负荷从全社会角度来看是最经济的解决方法。 过去的“有序用电”“拉闸限电”本质上也是对需求侧进行管理，但这种方式过于简单粗 暴。

　　除了大工业用户可以与电力公司签订需求侧响应协议外，小用电客户也可以通过聚合 商的形式统一参与到电力系统运行中，通过调低或调高负荷来响应电力系统需求，这便是 虚拟电厂的概念。从本质上来说，聚合商参与的是调频辅助服务市场，但当前我国部分地 区为聚合商单独制定收益和结算机制。

　　4.4 电力市场化促进降本增效 数智环节值得关注

　　目前我国大多数电价的制定均遵循准许收益率法，该原则适用于成本稳定、供给结构 单一(不存在重大技术变革)和需求预期稳定(经济处于稳定上升期)的情况，更适合城 市燃气、污水处理、垃圾焚烧等其他公用事业领域，对于电力行业来说难以形成技术、降 本方面的有效正向激励。 但在市场化定价机制下，由于节点边际定价模式的存在，高效低成本机组相比于同一 市场其他机组，必然可以获取超额收益，因此可以形成技术和降本方面的正向激励。此外， 粗略估计在双碳约束下全社会用电量扩容 3~4 倍，风电光伏提供相同发电量所需要的电力 装机量是煤电的约 3 倍，风电光伏单体电站容量仅为火电的约 1/10(随着分布式大规模发 展这一比例可能还会降低)，因此相比于非双碳约束，双碳约束下的发电单元数量可能最 终增加近 100 倍。

　　因此未来电源侧的一大显著变化便是电站小型化、分散化，数量显著上升，电站运维 管理难度和成本也大幅上升。需要更加智能化的方式对电站进行远程、集中式运维管理， 从而降低运维成本、提升管理效率。 电源侧建设规模同样大幅上升，电力设计、建设、采购等环节也需要更加高效智能， 而且需要与后续运行等环节打通，从而实现电力工厂全寿命周期的智能化管理。

　　(本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)

报告来源：未来智库

报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、邹佩轩、戴映炘)