深度报告｜2017年电力数据点评：全社会用电量显著回升火电灵活性调峰潜力巨大-第5页-北极星火力发电网

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挖掘燃煤机组调峰潜力是提升电网调峰能力的重要途径。提高电网调峰能力的具体措施包括可再生能源合理布局、加快跨区送出通道的建设、加强需求侧管理、增强电源灵活性等多方面入手。其中，增强电源灵活性是最为直接的措施。增强电源灵活性的措施主要包括增加火电灵活性、新建调峰燃气电站、新建抽水蓄能电站、新建储能电站等。从我国的国情来看，“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间，而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用。最为有效的措施就是大火电的灵活性改造。

近两年国家陆续发布若干电力体制改革文件，旨在推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用，通过火电灵活性改造以促进可再生能源消纳。2016年6月28日、7月28日国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点，鼓励火电机组进行灵活性改造参与调峰，全面推动煤电机组灵活性改造。

此外，辅助服务市场的建立助力电力系统灵活性改造。东北地区辅助服务市场的建设和运营已经为消纳风电起到了很好的作用，第一批和第二批火电灵活性改造的机组80%在东北，有了补偿机制，火电机组更有积极性改造。

4.2.火电灵活性调峰潜力巨大

2016年7月4日，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。根据能源局电力司相关领导的公开发言，本次灵活性改造在2020年总量达到2.1亿千瓦，实际火电调峰能力达到20%使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量;纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。

以弃风限电率5%，火电灵活性改造空间20%，改造装机2.1亿千瓦为假设前提，以当前“三北”地区火电利用小时数为我们计算2018年-2020年火电可腾出空间分别为432，858,1491亿千瓦时。假设全国风电弃风限电率2020年下降到5%，装机达到能源局规划的2.6亿千瓦。火电灵活性调峰有望解决新增消纳风电空间3年合计为660亿千瓦时，火电灵活性改造可以腾出足够的空间来消纳风电。

火电灵活性改造对“三北”地区弃风限电问题起到立杆见影和决定性的改善作用，是国家电网工具箱中最具有确定性的选项，而且动用这个选项，可以确定性的趋势性改善限电率。这是行业出现的新变化，即便在其他边际条件不出现变化的情况下，也能够帮助风电行业走出此前的产业循环。

5.燃煤电价上调，缓解煤价高压

5.1.22省市上调燃煤火电价格

6月16日，发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，《通知》提出自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难，对火电企业的度电营收水平带来积极影响。

目前，已有湖南、山东、河南、江苏、陕西、重庆等22个省市均发文调整电价，平均燃煤电价上调1.23分/kWh。此外，已出台政策的22个省市的工业企业结构调整专项资金、国家重大水利工程建设基金以及大中型水库移民后期扶持基金实际调整降幅均值为0.79分/kWh，0.13分/kWh，0.15分/kWh。按照2016年全社会用电量进行测算，工业企业结构调整专项资金取消征收468亿元，国家重大水利工程建设基金减少征收87亿元，大中型水库移民后期扶持基金减少征收79亿元，累计取消、减少征收634亿元，利好于煤电企业。

5.2.动力煤价格持续高位运行

2017年年初至今，国内动力煤市场整体呈波动中小幅上升的运行态势。截至2017年12月底，秦皇岛港5500大卡动力煤实际成交价约为700元/吨，较年初上涨70元/吨，涨幅11.1%;陕西动力煤价格指数为153.6点，较年初上涨7点，涨幅4.8%。综合来讲，2017年国内动力煤市场主要经历了微涨-小跌-小涨-微降-微涨等五个阶段

第一阶段：1月初至3月底，国内动力煤市场“淡季不淡”，价格上涨。供应方面，3月初全国两会召开，国家对主产地煤矿环保、安全检查力度加大，煤炭供应量受限，直接导致秦皇岛港口库存持续位于500万吨以下的低位水平运行，资源紧缺成为支撑煤价上涨的主要动力。需求方面，受下游用煤企业开工率逐步恢复，工业用电不断增加影响，在高日耗低库存的背景下，下游电厂补库意愿不断升温，助推煤价回升。进口煤方面，从2月份开始，暂停进口朝鲜煤政策及延长个别地区进口煤通关时间等举措，使得进口煤通道受到一定阻碍，下游对国内动力煤采购增加。

第二阶段：4月初至5月底，动力煤淡季效应开始显现，供需环境逐步走向宽松，煤价转向回落。政策方面，主产地多数煤矿都已执行330个工作日生产，尤其是大矿产能释放倾向加快，原煤产量呈恢复性增长。供应方面，两会结束后主产地煤矿陆续复工复产，复产率均在90%以上，随着煤企发运积极性有所提升，大秦线进车日均发运量最高增至130万吨，带动北方各个港口煤炭库存回升。需求方面，进入4月份用煤淡季到来，冬季采暖结束，火电机组陆续安排检修，加之南方地区雨水增多，水电出力增大，煤炭需求减弱，终端用户压减采购心态加重，国内煤价承压下行。

第三阶段：6月初至10月初，煤价再次回升。供应方面，主产地内蒙古地区受环保、安全检查的制约，对产能的有效释放产生较大影响，煤炭供给呈现阶段性偏紧局面，价格上涨逐渐蔓延至山西、陕西以及北方港口地区。需求方面，受三峡泄洪影响，水电运行不稳，西电东送电量减少，沿海六大火电的日耗处于较高水平，下游电厂需求出现阶段性回升。进口煤方面，由于政策制约，限制进口煤的规模及通关进度，海外补库存受限。

第四阶段：10月初到11月底，国内动力煤市场交投冷清，煤价呈下行态势。在19大召开之际，北方地区推动大气污染防治和环保督查行动，部分企业限供限产，工业用电需求不断减弱，煤炭需求进入下行通道，对煤炭价格形成下行压力。

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