火电灵活性改造专题研究：破新能消纳困境，筑火电转型之基.pdf

火电灵活性改造专题研究：破新能消纳困境，筑火电转型之基。火电灵活性改造是短期推动新能源消纳的重要手段。随着双碳战略的提出，以风光 为代表的新能源发电占比快速提升，新能源大规模并网带来消纳难题。虽然在“十 三五”期间全国新能源消纳情况持续向好，但 2021 年局部地区弃风弃光率仍有所 回升，其中青海地区弃风率为 10.7%，较 2020 年增长 6 个百分点，西藏弃光率为 29.3%，较 2020 年增长 3.9 个百分点。在此形势下，增大调峰能力已是迫在眉睫。 目前，实施调峰的电源包括煤电、气电、水电、核电、抽水蓄能、电化学储能等， 其中煤电机组具备灵活性改造效果好、性价比高、周期短的特点，相比之下，抽蓄 受建设条件限制，电化学储能前期投入资本高，天然气价格易受国际市场影响，因 此可以说火电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一。

火电灵活性改造逐步深入，调峰辅助服务市场是关键。降低机组最小出力是火电灵 活性改造最核心的目标，根据中电联 2020 年发布的《煤电机组灵活性运行政策研 究》，目前煤电机组最小出力为 50%-60%，供热机组在冬季供热期最小出力仅为 75%-85%，目前国内试点项目经过灵活性改造后最小出力为 30%-35%，供热机组 在供热时最小出力为 40%-45%。而从海外经验来看，丹麦煤电机组改造后最小出 力低至 15%-20%，德国则为 25%-30%，对比海外标准，国内火电机组最小出力仍 然有较大优化空间。从改造进程来看，2016 年国内火电灵活性改造以东北地区为 试点，并逐步向西北、华北、华东等地拓展。据国家电网数据显示，“十三五”期 间，“三北”地区实际完成火电灵活性改造 8241 万千瓦，占全国火电灵活性改造 的 50.84%，目标完成率仅为 38.33%，主要是由于“十三五”期间调峰辅助服务 市场发展较缓，市场化不足。从改造经济性来看，调峰辅助服务市场是火电灵活性 改造盈利能力重要的影响因素之一，调峰辅助服务补贴是火电灵活性改造主要的收 入来源，且不同地区调峰辅助补贴政策有较大差别。从补贴力度来看，国家能源局 数据显示，截至 2019 年 6 月底，新疆、甘肃、山东、福建等近 20 个省（区、市、 地区）的调峰市场已投入运行，综合来看，东北、山东补偿标准较高，南方地区补 偿标准普遍很低。

政策叠加辅助服务市场发展，火电灵活性改造迎来发展机遇。从辅助服务市场机制 来看，有效的调峰辅助服务补贴制度是推动火电灵活性发展的核心要素，以东北地 区为例，由于“十三五”期间，东北调峰辅助服务补贴较高，带动了区域火电灵活 性改造规模的快速提升，并成为全国性标杆。2022 年 6 月，湖北、贵州两地大幅 提高深度调峰补偿费用，其中湖北对深调市场每个档位提高 0.05-0.1 元/千瓦时， 贵州则预计将在每档标准上提高 172.73%，火电灵活性改造的盈利能力将有望改 善。从政策端来看，“十四五”期间，国家大力鼓励火电企业发展灵活性改造，强 调存量煤电机组应改尽改，预计“十四五”期间将完成 2 亿千瓦，对应市场空间约 为 350 亿元。地方政策也在持续加码，内蒙古地区明确具有调峰调频能力的火电 企业将优先获得新能源建设指标，利于火电企业抢占新能源发展高地，将进一步刺 激企业开展火电灵活性改造的积极性。