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火电灵活性改造专题报告：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期。“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（详见信达能源 2023 年 5 月 9 日发布的《新能源发展的消纳风险研究》）。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。我们 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。