灵活性改造发展趋势如何？

新能源消纳刚需，缺电有望加速行业发展。

新能源存在间歇性强、波动大、预测难等随机性和不稳定性问题，伴随大规模并网，新能源消纳问题日益凸显。新能源发电大比例接入， 对电网系统的稳定带来挑战。在时间上，风光发电受自然环境影响，发电波动性较大，且出力往往同用电负荷不匹配。在空间上，风光 装机主要分布在东北、华北北部和西北地区，与用电负荷较高的中东部地区存在空间上的不匹配，从而导致一些地区弃风弃光等问题日 益突出。

新能源消纳涉及源网荷储等多个方面，其中需求响应和煤电灵活性改造成本优势明显，抽水蓄能和短时储能调节性能占优。系统调峰能 力与新能源发电特性直接相关，是解决新能源消纳问题的关键举措。系统调峰能力的建设包括抽水蓄能、电化学储能、火电灵活性改造 等，其中抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制，气电受气源、气价约束，发展规模有限。现阶段储能技术受制于经济性、安全性， 尚不具备大规模商业化应用条件。火电灵活性改造凭借技术成熟度及经济性成为重要抓手。

火电灵活性具有容量大、成本低、周期短等优势，是解决新能源消纳的重要抓手。根据中电联统计，2021年我国火电装机1297GW（其 中煤电1110GW），火电装机容量占全国装机容量的55%，体量巨大。与此同时，火电灵活性改造具有成本低、周期短等优点。从度电成本来看：根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电度电成本仅0.05元，远低于电化学储能等其他调节手段。从前期投资成本来看：根据中电联统计，目前煤电灵活性改造成本约500-1500元/kW，而目前抽水蓄能和电化学储能的建造成本约 6000元/kW和4000元/kW，即使考虑每kW储能具备的调峰能力是煤电灵活性改造的2倍，煤电灵活性改造成本依然具备优势，考虑到 煤电利用小时数更高，实际度电成本优势更加突出。

对标发达国家调峰能力，我国煤电灵活性还有很大提升空间。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，即增加调峰能力是目前最主要的改造目标。根据《火电机组灵活性 改造形势及技术应用》，目前我国纯凝机组调峰能力（最低运行负荷）普遍为50%左右，热电机组为保证热负荷供应，在供热期调峰能 力仅为60%左右（一般在50％～70％）。与之对比，德国的纯凝机组最低运行负荷达到25％，供热机组最低运行负荷达到40％；丹麦火 电机组基本以供热为主，供热期最低运行负荷可达20％。

十四五期间预计灵活性改造2亿千瓦，对应市场空间约400亿元。2021年11月，国家发改委、能源局进一步发布《关于开展全国煤电机 组改造升级的通知》，明确十四五期间完成存量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，据中电联统计，煤 电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500-1500元，则十四五期间煤电灵活性改造投资额约为150-600亿元，若按400亿元计算，则 2022-2025年年均市场100亿元。

配置灵活性改造将成风光并网的最优先条件，山东、贵州等地政策将显著加速灵活性改造。2021年8月国家发改委发布《关于鼓励可再 生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，文中明确将开展灵活性改造的煤电纳入调峰能力范畴，且超过电网企业保 障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。此后 国家和地方层面都出具政策引导煤电参与调峰。山东、贵州等地进一步出台政策，将煤电灵活性改造与新能源并网绑定，推动煤电灵活 性改造加速。例如2022年11月，贵州省《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》指出：对开展灵活性改造的，按 灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标。

今年以来各地新出台新版“两个细则”，对火电深度调峰补偿进行了不同程度的提高。2022年6月，南方能监局印发《南方区域电力并 网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则（下称新版南方区域“两个细则”），对火电深度 调峰补偿进行了提高。以广东省为例，2022版“两个细则”相比于2020版，深度调峰补偿均有了不同程度提高，40%以下深度调峰补偿 标准提高了至少6倍。