一、类储能是当前解决新能源消纳的高效、经济方式

1、电力供需失衡概率增加，系统应对能力减弱

构建以新能源为主体的新型电力系统是大势所趋。2021 年 3 月XXX财经委员会九次会议提出“构建清洁低碳安全高 效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能 源为主体的新型电力系统”。供给端的清洁能源化和需求端的电气化“两化”特点是过去 20 年全球电力甚至能源系 统的主要特点，未来几十年将会进一步强化。

由“电源可控+负荷波动”变成“电源、负荷波动”，电力系统源、网、荷间更容易失衡。电力系统正在呈现以下几 点变化： 发电侧光伏等波动性电源比例提升； 终端电气化带来用电总量的提升；而旋转机械电机的退出以及逆变器、变流器等电力电子设备的接入造成系统惯量的下降。 电力系统供需、惯量特征的根本性改变直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于惯量降低频率波动更加剧烈。 要维持系统稳定的核心在于提升发电与负荷匹配度，保持系统供需平衡，而储能/类储能刚好可以扮演这个角色，实 现电力供需的时间转移，发挥“库存”效果，阶段性改变供需平衡状态。

2、发展大规模储能/类储能急迫而且长期

新能源替代建立在电力系统安全可靠的基础上。区别火电、核电等可控电源，水电、风电、光伏存在不同周期的波动 性。其一是如风电、光伏等存在分钟、小时的短周期波动，其二则是受水、风、光等自然资源的月度调整，存在 季节性的长周期变化，以水电为例总发电量的振幅达到 50%。 解决风光消纳，发展储能/类储能越加迫切。风电光伏发电量占比低于 5%时，系统冗余能解决日内能量不平衡，转动 惯量可以解决功率不平衡问题，但如果占比到了 8-10%，功率/能量平衡问题就不能忽视。在大致 10-30%的阶段，小 时日内能量储能、短时功率储能是主要问题，到了 25-30%阶段，氢能、压缩空气等长期能量储能也将加速发展。 2021 年风电、光伏发电量合计占比已达到 11.7%，水电占比超过 15%。同时相较海外，国内调峰能力更强的燃气发 电结构占比远低于煤电（欧洲大部分地区燃气发电占比更高），在可再生能源渗透率逐步提升向主力电源切换的过程 中，需要在电源出力波动的情况下，保持系统稳定，发展储能/类储能等灵活性资源越加迫切。

储能/类储能可以增加系统在不同时间维度的灵活性，且类储能应用覆盖小时到季度维度、成本更优。 储能的技术方案众多，可以按照能量存储方式不同分为机械式储能、电化学储能、电磁式储能、化学储能、储热 等。不同类型的储能方式技术、经济特征各异。类储能方式主要指火电灵活性改造、燃气发电等。与储能方案x大的区别在于类储能稳态情况下作为主力电源出 力，暂态情况下，通过减少、增加功率输出参与系统调节，而类储能本身不能吸收系统额外的不平衡功率。 不同应用场景下配置灵活性电源需要综合考虑电源、电网、负荷特征。整体而言，长周期能量型场景与抽水蓄能、氢 储能、压缩空气等方式匹配，短周期的功率型场景下，锂电池等电化学储能、飞轮储能、超电容等更优。而灵活性 改造、燃气等类储能方案则能够覆盖从短周期调频调峰到长周期能量调度的多样化场景，适配性更好。 成本方面，灵活性改造在单台火电投资基础上的附加成本大部分在几千万上下，提升 10-30%的灵活性调度空间，折 算每千瓦投资额在 500-1000 元，燃气投资强度每千瓦在 2000-3000 元，且从能量角度看，边际成本仅为储煤、储气 成本，远低于其他的储能方案，经济性更有优势。

二、灵活性改造、燃气发电有望快速增长

1、火电灵活性改造有望高增

1.1 灵活性改造概述

灵活性改造指火电机组的运行工况灵活性的优化升，以降低能源消耗，适应负荷快速、大幅度变化的场景。主要量 度指标包括调峰深度（偏离额定负荷深度）、响应速率（输出功率调整速率）、启停时间等。

针对不同工况火电机组火电灵活性改造有多种解决方案，总体上： 纯凝机组-深度调峰改造：对纯凝机组主要在优化启停时间、变负荷速度深度上； 热电机组-热电解耦：对热电机组灵活性目标主要是热电解耦，提升额定容量 10-20%的调节能力。 具体到火电机组设备改造上，锅炉、汽轮机、发电机、辅机及控制系统都存在多种差异化的方案。

1.2 低成本高收益，机制理顺后有望快速发展

当前新能源消纳是越发严峻的挑战，现阶段对电力系统，火电灵活性改造资本开支和运营成本的综合成本理论上有明 显的优势，是满足大规模、低成本且能够较快投运的灵活性支撑方案。 而从实际进度看，国内灵活性改造进度不快、质量与海外成熟市场比有差距。 上世纪末国内已经有部分电厂开展机组的调峰试验，2016 年能源局下发关于火电灵活性改造试点项目通知，主 要在东北、内蒙等地展开试点改造，受限收益机制（主要为调峰收益）、政策稳定性、技术成熟度等影响，“十 三五”灵活性改造进程慢于预期（规划 2.2 亿 kW，2020 年末完成 8000 万 kW）。 此外从调峰深度上看，行业内改造目标大致为热电机组x小技术出力达到 40-50%、纯凝机组达到 30-35%，与 丹麦、德国等还有明显的差距。

灵活性改造的主要限制因素在于给发电企业的经济补偿力度不够。火电厂是执行灵活性改造的主体，过去几年利用小 时数下调叠加煤炭价格的上升，实际电厂的经营表现有压力，投资能力受影响，形成快速有效的回报机制是灵活性改 造的发展重点。 如果未来遵照成本加成基本准则，给与适当的价格补偿，国内火电改造可能会较快完成推广和普及。从 2020 年前后， 相应的政策机制在逐步构建成型。 2021 年底能源局修订发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，辅助服务市场的收益机制 更完善。 地方层面，华北、西北、南方等大部分地区逐步出台明确了调峰辅助服务运营实施方案，同时针对不同调峰深度， 部分地区已经有响应的阶梯电价方案，体现灵活性改造技术的附加价值。 以《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》为例，火电机组容量电价申报以机组额定容量的 50%以下每 10% 为一档，调峰容量单位价格逐档递增，调峰深度每增加 10%，则报价上限提升 150 元/MW*日。

2021 年 11 月，发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升的通知》，规划“十四五”期间新建机组全部 实现灵活性制造，存量现役机组应改尽改，完成 2 亿 kW 改造，增加系统调节能力 3000-4000 万 kW，实现机组灵活 规模 1.5 亿 kW，同时要求新建机组全部实现灵活性改造，大致估算市场空间 500-800 亿。由于原有参与方在改造中 往往具有优势，一般竞争会比较有序，装备与工程服务企业盈利能力会比较强。

2、燃气发电是能够快速释放灵活性的电源方案

2.1 燃气发电碳排放更低、灵活性更好

燃气轮机压缩空气后将其与燃气混合点燃后，产生大量热空气，推动燃气轮机的叶片旋转，带动发电机转动，完成化 学能到热能、机械能及电能的转换。 通常燃气发电所用燃料为天然气，而依据电站运行方式，可进一步划分为： 简单循环（燃气轮机+发电机）：气体经一次压缩、一次加热、一次膨胀做功后直接排入大气的燃气轮机，效率 接近 40%； 联合循环（燃气轮机+余热锅炉+发电机）：多指余热锅炉型燃气-蒸汽联合循环。余热锅炉收集燃气轮机排出的 余热，热能使锅炉产生高温高压的蒸汽，废气通过烟囱排出，产生的高温高压蒸汽输送至蒸汽轮机，从而产生更 多电量。联合循环方式效率更高，在 60%上下。

燃气发电相较燃煤优势主要体现在清洁性（能源效率）、灵活性上。 燃气发电相较普通的燃煤电站更清洁。燃气发电效率更高，相近的烟气处理方式下（CCS），联合循环燃气发电 GHG 排放量大致为燃煤的一半，虽然仍高于光伏、风电等清洁能源，但已经比燃煤有明显的优化。 控制响应更灵活。冷启动方面，单循环燃气电厂冷启动时间仅为燃煤电厂的几分之一，联合循环电厂热态启动时 间也仅为 70-90mins。负荷调整速率方面，单循环燃气发电 5 分钟内单 GW 气电的x大负荷变化也远高于煤电。 空间更集约、建设周期短。燃气发电无需考虑煤场等空间，建设周期 15-20 个月。

2.2 燃气主要应用场景可能偏向调峰

近十几年国内燃气发电实现了规模成长，但总体占比不高。我国自本世纪初从开始规模推动燃气发电应用，截止今年 8 月，国内燃气发电装机 1.1 亿千瓦，但仅占火电装机总容量的 8.6%，发电量贡献仅 3%。 其一，资源禀赋差异限制燃气作为主力电源的上限。全球一次能源消费结构中，煤、石油、天然气比例大致相当。 由于能源资源禀赋的先天差异，国内能源供给以煤炭为主，2021 年天然气占比仅 6%，考虑进口附加后天然气消 费比例也只有 8.9%。 其二，进口依赖也造成天然气价格偏高，且未形成有效的激励机制。燃气发电 80%成本来自燃料，对燃气热电 机组，成本较煤电偏高，调峰机组在部分地区有响应的辅助服务回报机制，但整体回报率并不高。

燃气发电的增长驱动来自电力系统灵活性需求。如前所述燃气发电具备启停灵活、输出范围宽、碳排放强度低的优势， 在新型电力系统构建背景下，燃气发电是能够快速上规模的灵活性电源。 在国内具备气源优势的地区，燃气发电可能会实现较快的增长。西北、中部、西南地区燃气资源相对丰富，或东部沿 海有完善的国内外燃气供应渠道的地区具备规模发展燃气调峰电源的可行性。 此外，气电价格体系也在逐步完善，一方面气电价格联动能够传导上游燃气价格变化，另一方面依据电源调峰深度提 供差异化的电价额度，也会进一步推动燃气发电的收益改善。

三、火电迎来强复苏

1、现阶段火电仍是电力供应的“顶梁柱”和“压舱石”

1.1 火力发电概况

以燃煤火电为例，火力发电机组由燃煤锅炉、蒸汽轮机、发电机三大主要动力设备组成。 工作过程中，原煤经过磨煤机破碎后，煤粉随空气喷入锅炉炉膛，燃烧产生高温烟气，炉内换热器中的水吸收热量形 成高温蒸汽，进入汽轮机，推动汽轮机转动，进而带动同轴的发电机转子旋转对外发电做功。整体上完成了化学能、 热能、机械能到x终电能的转化。此外，锅炉产生的蒸汽也可以参与供热、供冷。 依据燃料差异，火电厂可以分为燃煤、燃气、燃油三大类型，不同燃料类型的前端反应方式不同，对应原动机为汽轮 机、燃气轮机、柴油机等。

“双碳”目标下，风电、光伏等可再生能源快速发展，近 5 年逐步成为新增装机主力。而从电源累计装机看，2021 年国内火电累计装机容量占比超 50%，发电量贡献超 70%，仍是国内电源侧“顶梁柱”和“压舱石”。 据中电联预测，2022 年全社会用电量将增加 5-6%，新增发电装机容量 2.3 亿 kW，其中非化石能源 1.8 亿 kW，火电 为主的传统能源 0.5 亿 kW。考虑用电量快速增长，以及今年暑期以来部分地区电力供需失衡造成的保供压力等，预 计未来几年，国内甚至全球火电投资的复苏都可以预见。

1.2 过去几年在经历两轮投资高潮后投资额逐步下行

火电投资的影响因素主要包括投资强度、煤炭价格、电价回报、负荷需求等，近十年能源清洁化的趋势下，风光等可 再生能源的替代效应、环保要求等也是新增的火电投资影响因素，此外相应的政策机制调控也是重要的变量因素。

2005 年：供需失衡及厂网分开推动世纪初首轮火电建设高潮。以世纪初为界，当时国内重工业快速发展用电需 求爆发式增长，而在 1999 年国内启动小火电关停，电力供需形势趋紧，2003、2004 年国内一度出现“电荒”， 也促成了随后电源建设的集中期到来。同期在 2003 年国发 5 号文推动厂网分开，火电厂划归五大发电集团等市 场主体，发电集团进入规模快速扩张，抢占市场份额的阶段，火电在世纪初迎来发展的小高潮。

2015 年：煤炭价格下行，电站回报率优化推动火电再次扩张。电力供给的快速扩张造成了火电利用小时数的整 体下降，同时在 2008 年前后国内煤炭价格基本上维持在高位，火电企业经营压力压制扩张意愿，“十二五”首 年 2011 年再次出现了电力紧张。2012-2015 年，国内煤炭价格处在下行通道激发火电投资动力（从企业盈利表 现可以看出，2015 年大部分火电厂经营情况在改善），同期国内持续推进存量火电装机结构的调整，加速淘汰 落后产能。 此外 2014 年国务院下发投资核准目录指出火电站由省投资主管部门核准，也提供了一定的制度便利。火电投 资在 2015 年大幅回暖，当年投资额达到 1396 亿元，同比增长 47%，也是“十二五”期间投资力度x大的一年。

对比此前两轮热潮，自上而下的供需变化是决定火电投资更深远的影响因素。 区别 2004、2005 年电力总供需趋紧形成的火电投资高潮，2015 年前后的火电投资高点更偏向于企业回报情况 改善、自下而上的表现。 从电力总供需看，供给是超过需求的，2015 年电源投资总额同比增长 10.5%（其中主力火电增加 47%），发电 装机容量同比增长 24%，然而用电量增长仅为 0.5%，这也一定程度造成了 2015、2016 年的投资额高位之后， 需要较长的时间消化火电冗余，直观体现为发电利用小时数的下降，火电运营商的有效产出受影响，项目回报率下降。

煤炭价格上升、电价浮动空间有限，火电盈利承压。 2020 年下半年开始，复工复产、南方降水增多造成水力发电不足造成火电需求拉升，叠加部分煤炭产区检查力 度升，煤炭价格开始上升，2021 年煤炭供给受安检、环保监管，同时进口存在缺位，价格延续上升趋势，高 点涨幅超过一倍。国内火电厂以燃煤为主，成本大幅上升。 而国内煤电上网此前执行标杆电价，2019 年 9 月为降低用电成本，国务院决定完善燃煤发电上网电价形成机制， 自 2020 年将标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”，-15%~+10%的浮动空间相对有限，火电企业的成本增量 无法形成有效的传导。 环保诉求、光伏、风电等新能源的装机也在压制火电的投资强度。此外，过去几年是国内以光伏为代表的新能源进入 到发电侧平价的过度期，国内维持了相对优厚的补贴额度，风电、光伏成为发电集团的主要投资重心。 综上，供需关系相对稳定（且 2015、2016 年的投资热潮造成了火电供给冗余）、新能源的快速渗透、叠加x近 1-2 年煤价、电价的差距拉开造成的火电厂盈利压力，火电投资在过去 5 年始终处在千亿以下。

2、供需关系、系统角色转变背景下，火电投资有望迎来复苏

2.1 电源变化造成电力结构性供需失衡的可能性加大

一方面从总量上看，过去几年火电存量规模增速放缓，实际能够有效输出的电源容量（取理论x大利用小时数×累计 装机容量）增速是整体低于用电量的。意味着即便不考虑电源出力波动，系统出现电力供应紧张的可能性在加大。

另一方面结构上，电源结构的变化造成现阶段对电力供需平衡的判断不只是考虑在有效容量口径的匹配，更要考虑电 源出力的时空差异。尤其在风光水电渗透率越来越高的背景下，总量平衡≠结构平衡。 理论上为维持系统稳定，火电等可控电源的配置原则除考虑负荷波动外，要兼顾其他电源的出力波动，意味着可控灵 活电源要有比此前更大的冗余度。而实际上火电、核电等可控电源的理论出力限，相较波动性电源的出力上限增速 是趋缓的。

以四川为例，区域水电占比超过 80%，是典型的高比例可再生能源市场。今年 7、8 月以来，高温少雨天气造成四川 等地电力供需失衡，8 月上旬工业企业大面积限电，川内外送电量也受到影响。 如何保证在可再生能源出力波动情况下的供能稳定重要性凸显。7 月四川加大火电出力规模，同比多发 24 亿 kWh。 由于目前长周期、大容量储能还没有成熟的方案，火电的保供意义重大。预计在未来较长的时间内，火电仍然是平滑 季节波动的重要保供电源。

2.2 煤价、电价机制调整利好火电收益率提升

目前火电项目单位投资额基本企稳，影响项目收益的主要因素包括煤价、电价、利用小时数等。2021 年下半年以来， XXX电价、煤价调控政策的相继出台落实，推动形成更有效的煤、电价格传导机制，利好火电项目收益率的提升优化。

煤价：提出合理价格区间，引导煤电价格传导。2022 年 2 月发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机 制的通知》，以求引导动力煤在合理价格区间运行。通知明确煤炭价格由市场形成，在煤炭价格显著上涨或者有 可能显著上涨时，按程序及时启动价格干预措施，过度下跌时引导合理回升。同时引导电力中长期交易合同与煤 炭长协价格挂钩，实现煤电价格的有效传导。此外，通知给出了主要煤炭产区的中长期价格交易区间。

电价：推动煤电上网电价市场化改革。煤电上网电价的市场化进程也在x近几年提速。2020 年国内煤电上网电 价由标杆电价模式改为“标杆基准+浮动”形式，浮动区间为-10%~+15%。2021 年 10 月，XXX发改委发布《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，推动有序开放全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易 电价上下浮动范围至±20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。 电价放开从收益端更好的反应供需、成本等因素的变化。

从实际火电项目核准情况看，2021Q4 开始核准容量开始有明显提升，单季度核准量超过 11GW，2022Q1 延续了高 增趋势，单季度核准 8.6GW。

随着风电光伏等新能源的快速发展，解决新能源消纳成为越来越迫切的问题，而我国由于可快速响应的燃气发电占比 低，新能源消纳的问题更突出。除了加快发展抽水蓄能、电化学等能量型储能外，当前阶段，推行火电灵活性改造和 加快发展燃气发电，可以很有效的解决新能源消纳问题。火电灵活性改造是当前x经济的解决新能源消纳的措施，预 计后续价格政策优化后，将会迅速普及。同时，随着燃气价格回归并考虑其调峰调频价值、环保价值，国内燃气发电 也仍有发展空间。综上，我们分析，国内类储能产业可能迎来一个大发展，相关企业在未来几年可能有较强的经营表 现。