火电灵活性改造进度如何？

火电灵活性改造成新能源发展刚需，行业发展启动加速。

双碳推动我国风光等新能源快速发展，对电网系统带来挑战。随着“双碳”目标的推 出，我国新能源发展步入加速通道。根据国家能源局数据，2022 年全国累计发电装机容量 约 25.6 亿千瓦，同比增长 7.8%，其中可再生能源总装机超过 12 亿千瓦，风电装机容量约 3.7 亿千瓦，同比增长 11.2%；太阳能发电装机容量约 3.9 亿千瓦，同比增长 28.1%。2021 年 10 月国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》提出到 2030 年，风电、太阳能发电 总装机容量达到 12 亿千瓦以上，相比当前 6.35 亿千瓦接近翻倍。但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。

灵活调节电源建设远不及新能源发展速度，新能源消纳问题日益凸显。新能源消纳涉 及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，其中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。

火电灵活性改造为最快且成本最低的方式。根据中电联统计，2022 年我国火电（煤电 +气电）装机容量占全国装机容量的 50%，体量巨大，是我国供电的主要装机载体。与此 同时，根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电（主要为煤电）灵活性 改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，度电成本仅 0.05 元（0.04+0.01），明 显低于气电启停等其他调节手段。

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。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，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，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 15％~20％。

我国煤电灵活性改造于十三五起步，十三五仅完成规划目标的 25%。为了充分挖掘燃 煤机组调峰潜力，国家能源局早在 2016 年便启动两批 22 个试点项目，选定 46 台、近 1700 万千瓦煤电机组，集中在消纳问题比较突出的辽宁、吉林、河北等省份先行示范。根据目 标，灵活性改造完成后，热电机组将增加 20%额定容量的调峰能力，纯凝机组将增加 15% —20%额定容量的调峰能力。根据《电力发展“十三五”规划》，十三五期间，我国将在 “三北”地区推行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；其 它地方纯凝机组改造约 450 万千瓦。改造完成后，将增加调峰能力 4600 万千瓦。但国家 电网发布的《服务新能源发展报告 2020》显示，截至 2019 年底，我国累计推动完成煤电 灵活性改造约 5775 万千瓦，该数字仅为 2.2 亿千瓦改造目标的 25%左右。

东北地区灵活性改造较快，其余地区发展较慢，主要原因在于调峰服务补偿偏低。根 据中国能源报报道，截至 2019 年底，东北电网 88 家煤电厂中已有 42 家完成改造，东北 之所以推得快，根本动力在于电厂可取得可观的经济回报。2015-2019 年上半年累计补偿 费用超过 80 亿元。与之对比的是全国其他地区灵活性改造发展较慢，主要原因在于大部分 地区为煤电提供的辅助调峰服务补偿偏低。由于各地区电力供需、电价情况均有不同，多 地尚未建立起相应激励机制。此外，按照“谁使用谁付费”原则，目前煤电调峰补偿主要 来自风电，随着风电即将进入平价时代，其自身边际利润已经很低，风电分摊调峰成本压 力也较大。 电力市场化交易与辅助服务市场推进，将推动火电灵活性改造需求加速释放。2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确在保持销售电价总水平 基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供 需状况、促进新能源消纳。2021 年 12 月国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》 和《电力辅助服务管理办法》，扩大电力辅助服务新主体，丰富电力辅助服务新品种，完 善用户分担共享新机制。伴随峰谷电价的拉大以及辅助服务市场机制的成熟，火电灵活性 改造等调峰方式商业模式将进一步清晰，相关主体投资意愿将不断增长。

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 倍以上。

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。

2022 年 8 月，山东省印发《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》， 文件要求市场化类风光项目将严格按照储能优先的原则，将储能容量配置比例作为风光项 目并网的最优先条件，按照统一的排序规则依次保障并网，盘活消纳空间。储能包括压缩 空气储能、电化学储能、煤电灵活性改造、燃气机组以及可再生能源制氢项目在内，都可 以按照一定的规则折算成储能容量（煤电机组以新增深调能力的 10%×8 小时折算储能容 量），参与竞争排序。

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：加快推动煤电新能源一体化发展。支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新 能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，按不低于新能源装机规模 10%（挂钩比例 可根据实际动态调整）满足 2 小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求。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。

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，同时十 四五期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。纯凝工况调峰能力的一般要求为最小 发电出力达到 35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日 6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，相比当前水平需提升 15-20%的调峰能力。 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，按照中位数1000元/KW、十四五改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 4000 万千瓦计算，则“十四五”期间 煤电灵活性改造投资额约 400 亿元（2 亿千瓦*20%调节能力*1000 元/kw=400 亿元）。