智通财经APP获悉，信达证券发布研究报告称，双碳”目标下新能源快速发展催生灵活性资源需求，火电灵活性改造为当前较为经济可行的灵活性调节方式。我国灵活性调节能力先天不足，气电调峰效果好，但1)气源受限且燃料成本高;2)抽蓄建设周期长且受到地理条件限制;3)新型储能成本高且调节时长较短。煤电将有望发挥存量装机优势，通过灵活性改造继续挖潜机组调峰能力。关注火电灵活性改造受益标的，华光环能(600475.SH)、西子洁能(002534.SZ)、青达环保(688501.SH)、龙源技术(300105.SZ)。
信达证券主要观点如下：
双碳”目标下新能源快速发展催生灵活性资源需求，火电灵活性改造为当前较为经济可行的灵活性调节方式。
2010-2022年间，风光装机量年复合增长率为30.94%，风光发电量年复合增长率为30.2%，未来风光装机与发电量有望保持增长。然而，由于新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。我国灵活性调节能力先天不足，气电调峰效果好，但气源受限且燃料成本高;抽蓄建设周期长且受到地理条件限制;新型储能成本高且调节时长较短;煤电将有望发挥存量装机优势，通过灵活性改造继续挖潜机组调峰能力。
灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力，实现“热电解耦”是改造关键。
对于纯凝机组，重点是实现低负荷状态下的稳燃与宽负荷脱硝;对于热电联产机组，改造关键在于实现“热电解耦”，一方面进行机组本体改造，通过降低汽轮机出力水平减少发电;另一方面通过增加热储能设备，如热水罐储能、电锅炉固体储能等。不同调峰方法的选择需根据不同电厂情况因地制宜。根据国家能源局22个改造试点来看，90%皆为热电联产机组的灵活性改造，全部试点中35%采用热水蓄能改造，30%采用电热固体储能+电极锅炉的方式，加装储能装置或成为主要改造方向。
辅助服务市场发展是灵活性改造的核心驱动力之一。
从改造经验看，东北地区辅助服务市场执行早、补偿标准高，灵活性改造推进的速度最快。改造动力主要考察灵活性改造经济性，即看调峰补偿收入增加是否可以弥补灵活性改造成本与供电煤耗上升成本。该行对60万千瓦机组改造进行经济性测算，假设改造后最小出力降到40%，一天中有三小时深度调峰，补偿价格为0.2元/kWh。经过灵活性改造后，度电利润可增长0.006元至0.026元/kwh。全年税前超额利润达到1013.67万元;当最低负荷40%时、调峰补偿≥0.11元/kWh，最低负荷30%、调峰补偿≥0.21元/kWh时，火电灵活性改造具有经济性。当前，根据各省区现行的调峰补偿标准，大部分地区出力在小于40%时，补偿标准大于0.2元/kWh，即具有灵活性改造推广的经济性。
火电灵活性改造市场空间广阔。
根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间将完成灵活性改造 2 亿千瓦，因此假设“十四五”期间改造机组容量为2亿千瓦;远期看，60万千瓦及以下机组(7.6亿千瓦)均需要改造，其中90%为热电联产机组，新增调峰能力20%。据该行测算，“十四五”期间市场待改造机组的本体改造费用约44.4~88.8亿元、热电解耦改造费用为316.44-497.88亿元;远期看市场空间来看，机组本体改造费用约135.1~270.22亿元、热电解耦改造费用为961.98-1513.56亿元。
风险提示：火电灵活性改造进程缓慢，政策落地不及预期;辅助服务市场发展滞后;电厂盈利情况不佳导致实施改造的资金不足。
