火电灵活性改造趋势如何？

火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大。

1.新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段

我国风光装机发电量双增，促风光消纳重要性日渐提升。21 年我国风光装机量占比达 27%，发电量占比达 12%，根据国家发改委能源研究所发布的《中国 2050 高比例可再生 能源发展情景暨路径研究》，预计 2050 年我国风光装机量将增至 72%，风光发电量将提 升至 64%，随着风光发电效率提升，发电量增长，风光电力消纳问题有待解决。 “十三五”期间弃风弃光情况得到改善，弃风弃光率均降至 4%以下。根据国家能源局 数据，“十二五”期间我国弃风率整体较高，到“十三五”期间弃风率显著走低，2015- 2021 年弃风率由 15.4%降至 3.1%，同期弃光率由 12.0%降至 2.0%，主要得益于抽水蓄能、 火电灵活性改造等电力系统灵活性调节方式发力，促使风光消纳能力逐年提升。

西北地区弃风弃光现象最为严重，解决西北地区风光消纳问题是重中之重。根据国家 能源局数据显示，2021 年我国青海、蒙西、新建、河北、甘肃五地弃风率分别为 10.7%、 8.9%、7.3%、4.6%、4.1%，均高于全国平均水平；西藏、青海两地弃光率分贝为 19.8%、 13.8%，显著高于全国平均水平。根据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，22Q2 有 3 个省区弃风率高于 10%，分别为甘肃（11.4%）、蒙西（11.6%）、蒙东（13.5%）；有 2 个省区弃光率高于 10%，分别为青海（13.7%）、西藏（16.6%）。从地域分布看，上述 弃风、弃光率高的地区集中于西北部。我国弃风弃光率要进一步降低，促进西北地区风光 电力消纳是重中之重。

在促进新能源电力消纳及提升电力系统灵活性需求下，火电灵活性改造价值得以彰显。 目前，我国电力系统灵活性调节方式有：需求侧相应、抽水蓄能、火电灵活性改造、电化 学储能、燃气轮机等。其中火电灵活性改造具有技术成熟、建设周期短、投资成本低、调 节效果好，综合性价比高等优势，而抽水蓄能存在投资成本高、投资周期长且抽放水有 25%电能损失等缺点，电化学储能存在投资成本高、能量密度低、使用寿命短、环保性和 安全性难有保障等缺点。故相比较而言，火电灵活性改造是提升电网调节能力的最佳选择。 火电灵活性改造同时兼具促进风光电力消纳和提升电力系统稳定性/灵活性的双重作用。

火电灵活性改造投资成本低、性价比高，将在灵活性电源中扮演重要角色。根据《广 东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本 为 0.05 元/kwh，显著低于抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站 0.06/ 0.48 / 0.75 元/kwh 的度电成本。此外，根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，火电灵活 性改造技术成本为 60-180 元/kw，远低于其他灵活性调节方式的技术成本。火电灵活性改 造成本优势显著，是重要的灵活性电源之一。

不断出台支持性政策，十四五期间计划完成火电灵活性改造 2 亿千瓦时。2016 年 6-7 月，为全面提升电力系统调峰能力和促进新能源电力消纳，确定了丹东电厂等 22 个项目为 提升火电灵活性改造试点项目，主要集中于“三北”地区。2018 年 3 月，在《关于提升电 力系统调节能力的指导意见》中，明确“十三五”期间完成 2.2 亿千瓦火电机组灵活性改造， 提升电力系统调节能力 4600 万千瓦，并要求最小技术出力达到 30%-40%容量水平。2021 年 11 月，在《关于开展全国煤电机改造升级的通知》中，明确“十四五”期间完成煤电机 组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦；2022 年 3 月，在《“十四 五”现代能源体系规划》中，提及到 2050 年，灵活性电源占比达到 24%左右，将为火电 灵活性改造预留较大增长空间。

2. 火电调峰补偿有所推进，灵活性改造积极性提升

在机组调峰深度不断深入的过程中，火电灵活性改造可大致分为三个阶段：1）调峰深 度在 50%-60%的阶段，主要通过对机组运行进行管理控制来实现；2）调峰深度在 60%- 70%的阶段，主要通过改造控制系统和细化设备监控管理来实现；3）调峰深度在 70%- 80%的阶段，对火电机组进行深度改造来实现，具体改造包括：火焰稳燃、水动力稳定性、 给水泵稳定性、汽轮机最小通流容量、机炉协调控制等子系统的改造。 火电灵活性改造三大灵活性指标：最小出力、启停时间、爬坡速度，最核心目标是降 低最小出力（发电厂在稳定运行条件下可以提供的最小净功率），即增加深度调峰能力。

根据改造机组的不同，火电灵活性改造分为：纯凝机组改造和热电联产机组改造。其 中纯凝机组改造后调峰深度更大，而热电联产机组“以热定电”的特征限制了调峰深度。 纯凝机组改造，目标是实现深度调峰、快速启停和快速爬坡，主要改造锅炉和脱硝装 置。改造关键是保障机组在低负荷状态下稳定运行，其中主要是解决锅炉在低负荷状态下 稳定燃烧以及脱销装置在低负荷状态下投运等问题。等离子无油、微油点火以及富氧燃烧 等助燃技术帮助锅炉在低负荷下稳定运行；省煤器烟气旁路、省煤器水侧旁路、热水在循 环、分隔省煤器等技术助力解决入口烟温低的问题。 热电联产机组改造，目标是实现热电解耦，主要改造汽轮机或增加蓄热罐/电极锅炉等。 用其他热源代替汽轮机供热，使得在满足供热需求的同时能降低机组最小出力，从而提升 机组灵活性和调峰深度。热电联产机组改造技术分为两大类：涉及汽轮机本体的技术改造， 不涉及热电厂的设备本体改造。前者的具体改造包括：汽轮机旁路供热、低压缸零出力、 低压缸高背压循环水供热；后者的具体改造包括：热水罐储热、电极锅炉供热、电锅炉固 体储热。

“十三五”我国火电灵活性改造不达标，未来火电灵活性改造任务任重道远。《电力 发展“十三五”规划（2016-2020 年）》明确提出，“十三五”期间，我国“三北地区” 火电灵活性改造容量约 2.15 亿千瓦，其中热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改 造约 8200 万千瓦。改造完成后，预计提升调峰能力 4500 万千瓦。其他地区纯凝机组改造 容量约 450 万千瓦，预计提升调峰能力 100 万千瓦。2021 年国家电网发布的《国家电网有 限公司服务新能源发展报告》中表示，“十三五”期间，“三北地区”完成火电灵活性改 造容量为 8241 万千瓦，增加调峰能力 1501 万千瓦。火电灵活性改造完成率为 38.3%，提 升调峰能力完成率为 33.4%，均不达标。

我国火电机组调峰能力不足，灵活电源装机占比小，未来均有较大提升空间。根据 20 年中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，目前我国在运煤电机组一般最小出力 为 50～60%，冬季供热期仅能低至 75～85%。国内试点示范项目经灵活性改造后，最小技 术出力可低至 30%～35%，热电联产机组最小技术出力达到 40%～50%。相比于丹麦 15%-20%的最小出力以及德国 25%-30%的最小出力水平，我国火电机组调峰能力仍有较 大提升空间。我国灵活调节电源比重低，火电灵活性改造、抽水蓄能、燃气发电等灵活调 节电源装机占比不到 6%，距离我国 24%左右灵活性电源装机占比目标，提升空间大。其 中“三北”地区新能源富集，风/光装机为 72%/61%，但灵活调节电源不足 3%，而美国、 西班牙、德国的灵活电源占比分别高达 49%、34%、18%。

我国调峰补偿费占比最大，南北区域调峰补偿/报价均呈梯级特征。调峰服务是火电灵 活性改造最主要的目标，也是我国电力辅助服务市场重要组成之一。根据国家能源局发布 的《2019 年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019H1 我国电力辅助服务补偿费用 为 130 亿元，其中调峰补偿费用 50 亿元，占比为 38%。从地域补偿费用结构看，2019 H1 东北地区以调峰补偿费用为核心，在五类电力辅助服务补偿费用中占比高达 98%。东北 地区电力调峰补偿费用占全国电力调峰补偿费用的 54%，调峰市场潜力与发展主要看东北 地区。目前已有“南方区域调峰梯级补偿标准”和“东北地区有偿调峰梯级报价标准”， 根据三档调峰深度，分别对应三档具体调峰补偿/报价。

火电灵活性改造收益模式有望转为：电量服务收益+辅助服务收益+容量服务收益。截 至 2021 年底，我国新能源装机占比为 26.7%，发电量占比 11.8%。在双碳目标和能源结构 转型驱动下，未来新能源装机规模将不断增长，新能源电力大规模并网将带来较大调峰需 求，火电机组的收益模式也将由单一的电量服务收益转向电量+辅助服务+容量相结合的收 益模式。

调峰容量补偿标准逐步明确，利好火电灵活性改造发展进程。2022 年 9 月 20 日，甘 肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则 》（征求意见稿），文件内容 表示，调峰容量市场交易是针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投建设资成本， 按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易。在调峰容量市场建设初期，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。调峰容量补偿标准的完善，对火电灵活性改造发展进程推 进具有重要意义。

按照增加调峰容量计算，中性情境下火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿元。 2021 年国家能源局等发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出存量煤电机组 灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千 瓦，促进清洁能源消纳。根据 2020 年中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，煤 电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 元～1500 元之间。以系统调节能力 3000 万 千瓦、3500 万千瓦、4000 万千瓦分别表示未来调峰发展的悲观、中性、乐观三种情景。根 据调峰深度不同，火电机组灵活性改造成本也有较大差异，对单位调峰容量成本取下限 500 元/kW，中限 1000 元/kwh，上限 1500 元/kwh，分别计算对应市场规模。悲观情景下 规模可达 150-450 亿元；中性情景下规模可达 175-525 亿元；乐观情景下规模可达 200- 600 亿元。考虑火电改造难以达到 4000 万千瓦目标上限，以及未来机组改造成本下降，选 取中性情境下市场规模规模平均值为预计，则火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿 元。按照灵活性改造容量 2 亿千瓦进行测算，预计未来火电灵活性改造投资规模可达 120- 360 亿元。两种测算方式下，火电灵活性改造未来市场规模均超过百亿，发展潜力大。