4.3 靈活性資源在電改下獲取合理收益有望 從 0 到 1 發(fā)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(xù)仍將保持一定規(guī)模的建設。但我國煤電靈活性較差，純凝機組不經(jīng)過改造最低出 力一般只有額定容量的 50%左右，熱電聯(lián)產(chǎn)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(diào)節(jié)能力，大約相當于 250GW 抽水蓄能，是現(xiàn)存 抽蓄調(diào)節(jié)能力的 5 倍。德國 2021 年煤電利用小時數(shù) 3664 小時，其中硬煤 4980 小時，褐 煤 2346 小時，中國 2022 年利用小時數(shù)達到近 4700 小時，仍有進一步下降空間;(2) 以日內(nèi)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(fā)電迅速從最高 10.7GW 調(diào)減至不足 3GW，日內(nèi)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(xiàn)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(diào)峰補償?shù)臉藴?，此外各地均不同程度地將煤電調(diào)峰補 償費用從“發(fā)電側完全承擔”轉變?yōu)?ldquo;發(fā)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(xiàn)貨市場：與輔助服務給煤電補償不同，現(xiàn)貨市場 主要通過新能源大發(fā)時段的低電價逼迫煤電降低出力進而讓煤電廠自發(fā)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(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(xù)時間較短等特點。如果僅為保證尖峰負荷配套電源和電網(wǎng)建設， 投資規(guī)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(jīng)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(yè)用戶可以與電力公司簽訂需求側響應協(xié)議外，小用電客戶也可以通過聚合 商的形式統(tǒng)一參與到電力系統(tǒng)運行中，通過調(diào)低或調(diào)高負荷來響應電力系統(tǒng)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(diào)頻輔助服務市場，但當前我國部分地 區(qū)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(shù)智環(huán)節(jié)值得關注
目前我國大多數(shù)電價的制定均遵循準許收益率法，該原則適用于成本穩(wěn)定、供給結構 單一(不存在重大技術變革)和需求預期穩(wěn)定(經(jīng)濟處于穩(wěn)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(yè)領域，對于電力行業(yè)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(jié)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(fā)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(guī)模發(fā) 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(fā)電單元數(shù)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(shù)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(guī)模同樣大幅上升，電力設計、建設、采購等環(huán)節(jié)也需要更加高效智能， 而且需要與后續(xù)運行等環(huán)節(jié)打通，從而實現(xiàn)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)
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