龙源技术如何改造将成本降低、提高效益？

灵活性改造成本较低、效益将现

随着可再生能源的规模增大，以及具有的波动性和反调峰特性，其并网消纳对电 力系统灵活性和安全稳定运行的要求不断提高，根据目前节能发电调度政策，不同能 源的调度顺序通常为：无调节能力的可再生能源→有调节能力的可再生能源→核电 和燃气轮机→燃煤机组，但由于我国电源结构以火电为主，调度顺序高的灵活性能源 占比较小，因此，对火电机组进行深度调峰改造，可以提供充分灵活调节能力保障可 再生能源消纳和电网安全运行。

火电三改分为节能降耗改造、供热改造、灵活性改造。发改委文件《关于开展全 国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519 号）中对灵活性改造进行阐述， 旨在通过实施煤电机组改造升级，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活调节能力和清 洁高效水平。 节能降耗改造是为了让煤电机组“少吃煤、多发电”，对供电煤耗在 300 克标准 煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。“十四五”期间改造规模不低 于 3.5 亿千瓦。

距离《全国煤电机组改造升级实施方案》相差较大，中电联 2020 年火电机组能 效水平对标报告，300MW 亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为 322.79 克标准煤/千瓦 时，600MW 亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为 314.19 克标准煤/千瓦时，目前国内 在役未改造超临界等级机组普遍锅炉效率略低，机组供电煤耗略高（到 2025 年，全 国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下）。

淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。“十四五”期间改造规模不低 于 3.5 亿千瓦。 距离《全国煤电机组改造升级实施方案》相差较大，中电联 2020 年火电机组能 效水平对标报告，300MW 亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为 322.79 克标准煤/千瓦 时，600MW 亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为 314.19 克标准煤/千瓦时，目前国内 在役未改造超临界等级机组普遍锅炉效率略低，机组供电煤耗略高（到 2025 年，全 国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下）。

火电灵活性改造成本相对较低 调峰深度扩大火电企业发电成本主要在于投油和磨损（投油点火），火电机组深 度调峰阶段能耗成本与自身煤耗成本、机组投油成本（投油点火）、机组损耗成本有 关，还与环境成本等附加经济成本相关，调峰深度扩大，机组损耗成本、投油成本不 断增加、但启停次数明显减少，启停成本降低，燃煤运行成本变化不大，因此总成本 升高主要原因在于投油成本和磨损成本，因此根据新能源电力系统国家重点实验室测 算，调峰深度分别为 40%/50%/60%时，火电厂单位发电成本分别为 0.236/0.251/0.275 元/kWh。

火电机组灵活性改造成本相对较低。电力系统灵活性的调节方式主要有火电（灵 活性改造）、抽水蓄能、燃气轮机、电化学储能等方式。抽水蓄能建设周期一般为 6- 8 年，投资较高建设周期长，电化学储能成本较高，使用寿命较短（10-15 年），燃气 轮机发电灵活，但原料成本相对煤炭价格更高。经灵活性改造后的煤电机组最小出力 能够降低至额定容量 30%以下，并且适合中等时间尺度的灵活性。 根据部分改造案例，煤电机组改造建设成本在约 0.2 亿元/炉-1 亿元/炉之间不 等，按 30-100 万千瓦装机改出 20%调峰容量进行测算，单位调峰容量对应的建设成 为 0.1-1.6 元/W，低于电化学储能约 4 元/W 的建设成本。按我国现存 30 万千瓦以上 机组约 2000 台需进行改造计算，未来八年改造总市场规模约为 400 亿元-2000 亿元。

 发电厂灵活性关键为调峰幅度、爬坡速率和启停时间 发电厂的灵活性可以被描述为其调整并入电网的净功率、其整体运行负荷范围 和从静止启动到稳定运行所需的时间的能力。 灵活性改造调峰能力不同改造方式不同。 50%-100%：机组运行调整。 40%-50%：改造控制系统和细化设备管理。 20%-40%：深度改造，包括稳燃，水动力稳定性，给水泵稳定性，汽轮机改造， 机炉协调控制等。 火电灵活性改造三大灵活性指标：调峰幅度（最低出力）、爬坡速率及启停时间。 国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出 力、快速启停、快速升降负荷三大目标，其中降低最小出力（增加调峰能力是目前最 为广泛和主要的改造目标）。

灵活性改造后火电厂参与多种市场获取收益 火电参与现货市场可以择时高价发电。现货市场价格信号波动幅度较大，跟踪山 西电力现货市场 2022 年 11 月数据，日内最高电价可达 1.2-1.5 元/kWh，相应最低电 价仅仅为 0.3-0.5 元/kWh，同月广东日前电价价差区间达 0.9 元/kWh，电价价差区间 扩大有利于火电机组灵活性改造变现，在低电价时刻，灵活性较好的火电机组选择停 机或迅速降低出力，避免低电价造成大额亏损，同时，在高电价时快速启动或提升出 力，多发电提高利润。 辅助服务市场供给扩大，灵活性改造机组受益。 2021 年 12 月发布修订版《电 力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》。随后各地能监局或能监办也开 始陆续出台区域或省级“两个细则”，火电机组可以通过提供辅助服务获得补偿，充 分发挥灵活性改造机组的“灵活”价值，为灵活性改造提供新的着力点，全面提高系 统调节能力和新能源消纳能力，推动双碳目标实现。 辅助服务市场分为基本调峰服务与有偿调峰服务，有偿调峰辅助服务则包括实施 深度调峰、应急启停、跨省调峰，火电进行灵活性改造后根据调峰深度不同可分阶段 获取调峰补偿。火电机组有偿调峰基准及报价区间由各地区市场自主决定，分地区实 时深度调峰交易有偿基准及报价区间情况。交易多采用“阶梯式”价格机制，每 15 分 钟为一周期进行报价统计。东北、新疆区域市场从是否为供热期、热电／纯凝机组方 面定义了更详细的有偿基准。　

容量市场增强火电灵活性改造意愿和收益。2022 年 9 月，甘肃省出台《甘肃电 力辅助服务市场运营暂行规则》，文件指出火电机组灵活性改造成本按容量进行竞价 获取补偿收益，在市场初期，火电机组 50% 以下调峰容量，按机组额定容量 10%-5% 分档纳入补偿，补偿标准分为非供热季补偿标准和供热季补偿标准。纯凝机组全年按 照非供热季补偿上限执行，火电企业最大补偿范围不超过能源监管核定的调峰能力。 容量市场收益是火电机组获取电能量收益和辅助服务市场收益外的稳定收益，极大 促进火电机组进行灵活性改造的意愿。 参与火电灵活性改造企业赋予新能源指标。目前河南、内蒙古、山东、贵州均已 出台火电灵活性改造给予新能源指标方面激励，我们认为未来该模式有望向全国推广， 将刺激火电企业开展火电灵活性改造，积极获取新能源指标。随着新能源渗透率的提 高，未来“风、光、火”协同发展，已经成为大趋势。“十四五”九大清洁能源基地， 均为“风光火一体化”、“风光水一体化”大基地。