4.3 靈活性資源在電改下獲取合理收益有望 從 0 到 1 發展

　　一、 煤電靈活性改造

　　煤電是當前潛力最大的靈活性資源之一。截止 2022 年底我國煤電裝機已突破 12 億千 瓦，后續仍將保持一定規模的建設。但我國煤電靈活性較差，純凝機組不經過改造最低出 力一般只有額定容量的 50%左右，熱電聯產機組在供熱期則更差。如果通過改造將最低出 力降低至 25%則可以釋放出僅 5 億千瓦調節能力，大約相當于 250GW 抽水蓄能，是現存 抽蓄調節能力的 5 倍。德國 2021 年煤電利用小時數 3664 小時，其中硬煤 4980 小時，褐 煤 2346 小時，中國 2022 年利用小時數達到近 4700 小時，仍有進一步下降空間;(2) 以日內波動來看，德國 2020 年 3 月 5 日晚間風電出力大幅增加，從午間約 7GW 大幅增 加至晚間超過 28GW，硬煤發電迅速從最高 10.7GW 調減至不足 3GW，日內壓低負荷到 30%以下，為新能源消納做出巨大貢獻。

　　電力市場的建設為靈活性資源的建設提供了土壤。目前來看，輔助服務市場、現貨市 場和容量電價均有可能極大促進靈活性改造的開展。(1)輔助服務市場：目前各地“兩個 細則”均不同程度提高了煤電深度調峰補償的標準，此外各地均不同程度地將煤電調峰補 償費用從“發電側完全承擔”轉變為“發電側和用戶側共同承擔”，這對于靈活性改造和 靈活性制造的開展均有積極意義。(2)現貨市場：與輔助服務給煤電補償不同，現貨市場 主要通過新能源大發時段的低電價逼迫煤電降低出力進而讓煤電廠自發進行靈活性改造。 (3)容量電價：也可以通過給煤電真正意義上的容量電價來促進靈活性改造的開展。

　　二、 聚合商和虛擬電廠

　　在第三產業和城鄉居民用電比例逐漸上升的背景下，“尖峰負荷”問題凸顯。尖峰負 荷具有短時波動較大、持續時間較短等特點。如果僅為保證尖峰負荷配套電源和電網建設， 投資規模過大、效率過低。因此削減短時尖峰負荷從全社會角度來看是最經濟的解決方法。 過去的“有序用電”“拉閘限電”本質上也是對需求側進行管理，但這種方式過于簡單粗 暴。

　　除了大工業用戶可以與電力公司簽訂需求側響應協議外，小用電客戶也可以通過聚合 商的形式統一參與到電力系統運行中，通過調低或調高負荷來響應電力系統需求，這便是 虛擬電廠的概念。從本質上來說，聚合商參與的是調頻輔助服務市場，但當前我國部分地 區為聚合商單獨制定收益和結算機制。

　　4.4 電力市場化促進降本增效 數智環節值得關注

　　目前我國大多數電價的制定均遵循準許收益率法，該原則適用于成本穩定、供給結構 單一(不存在重大技術變革)和需求預期穩定(經濟處于穩定上升期)的情況，更適合城 市燃氣、污水處理、垃圾焚燒等其他公用事業領域，對于電力行業來說難以形成技術、降 本方面的有效正向激勵。 但在市場化定價機制下，由于節點邊際定價模式的存在，高效低成本機組相比于同一 市場其他機組，必然可以獲取超額收益，因此可以形成技術和降本方面的正向激勵。此外， 粗略估計在雙碳約束下全社會用電量擴容 3~4 倍，風電光伏提供相同發電量所需要的電力 裝機量是煤電的約 3 倍，風電光伏單體電站容量僅為火電的約 1/10(隨著分布式大規模發 展這一比例可能還會降低)，因此相比于非雙碳約束，雙碳約束下的發電單元數量可能最 終增加近 100 倍。

　　因此未來電源側的一大顯著變化便是電站小型化、分散化，數量顯著上升，電站運維 管理難度和成本也大幅上升。需要更加智能化的方式對電站進行遠程、集中式運維管理， 從而降低運維成本、提升管理效率。 電源側建設規模同樣大幅上升，電力設計、建設、采購等環節也需要更加高效智能， 而且需要與后續運行等環節打通，從而實現電力工廠全壽命周期的智能化管理。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

報告來源：未來智庫

報告出品方/作者：申萬宏源研究，查浩、鄒佩軒、戴映炘)