火电灵活性改造需求、优劣势及市场空间如何？

火电灵活性改造获政策支持，设备端受益。

1.改造需求明确，宽负荷脱硝重要性突出

 “十四五”新能源装机或将超规划预期，带来灵活性资源配套需求。《“十四 五”可再生能源发展规划》提出“十四五”期间 ，风电和太阳能发电量实现翻 倍。假设年利用小时数维持不变，则与 2020 年装机水平相比，“十四五”期 间新增风、光装机合计 534.9GW；从现有 28 省份发布的“十四五”新能源 装机目标来看，合计值已达 728.6GW。新能源装机可能存在超预期，在短 期不放松弃风弃光率 5%的目标下，会进一步刺激与之配套的灵活性调节 资源需求，以满足消纳目标。

火电灵活性改造可使火电成为重要的灵活性调节资源。其三大核心目标包 括降低最小出力、快速启停、快速升降负荷；其中降低最小出力，即向下 调峰的能力是目前最主要的考核指标。  优势：相比储能设施具有较短的改造周期、较小的投资成本、较大的调节 容量。（1）通常火电灵活性改造可利用春秋季的大修期间完成，耗时随 深调要求的不同，平均约为 30~50 天（分别对应深调比例 30%至 20%）， 而电化学储能/抽水蓄能建设周期分别需要 3~6 个月/8~10 年；（2）根据 “十三五”火电灵活性改造项目投资情况，纯凝机组改造单位投资约 45 元 /KW；供热机组按技术路线不同差异较大、约 22~180 元/KW，投资成本 低于抽蓄电站；（3）单台 600/1000MW 的火电机组，假设深调比例 30%， 则相对满负荷状态可多出 180/300MW 的容量空间，不及抽蓄电站，但相 较电化学储能电站具有显著优势。

劣势：改造后低负荷运行带来低温脱硝新要求、同时煤耗提升带来运行成 本上升。（1）国内大部分火电厂采用选择性催化还原脱硝技术（SCR）， 运行温度为 310～420 ℃，在锅炉切至低负荷运行时省煤器后烟温基本低 于脱硝反应温度，此时 SCR 催化剂无法运行。（2）研究表明在负荷率 调至 60%以下后，汽轮机组绝对内效率变化曲线变得陡峭，煤耗率迅速升 高。负荷率深调至 20%，单位煤耗量将增加 24.3%。

由此，宽负荷脱硝改造是纯凝机组改造的重要一环，属于辅机系统改造。 针对纯凝机组，主要改造措施包括锅炉本体水动力、壁温等性能核算，燃 烧系统改造、宽负荷脱硝改造、控制系统优化等。宽负荷脱硝改造的价值 量占比约 30%。  针对供热机组需考虑热电解耦，路径更多样。供热机组的调峰能力提升主 要针对采暖期如何实现热电解耦运行，主要可选的技术路线是低压缸零出 力方案和以热水蓄热为代表的储能方案。前者投资低、广泛适用于大部分 热电机组，但仅能实现部分热电解耦，改造周期 2～3 个月；储能技术灵活 性最好，当储能设备足够大时，可实现完全热电解耦，适用于对热电解耦 程度较高的热电机组，但投资成本回收期较长，改造周期 3～6 个月。

2.容量补偿+优配新能源指标，刺激改造积极性

 “十三五”改造不及规划预期。《电力发展“十三五”规划》中指出“十三五”期 间，“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿 kW，纯凝机组改造约 8200 万 kW；其他地方纯凝改造约 450 万 kW。而国家电网数据显示“十三五”期 间“三北”地区实际完成量 8241 万千瓦，改造进度滞后于规划预期。

“十三五”改造积极性不高主因改造和参与调节带来的增量成本疏导路径不明 确。过去除东北地区外，大部分地区配套调峰辅助服务补偿政策起步较晚， 煤电机组灵活性改造将增加初始投资、运行费用（煤耗提升所致）等经济 成本，近年来煤电企业持续亏损，缺乏合理补偿机制。具体来看，缺乏对 辅助服务提供主体间性能差异的体现（调节深度指标）和标准化的电力辅 助服务产品体系，且尚未建立用户侧参与的辅助服务分担共享机制。投资 回报不确定性较高。

当前补偿机制日趋合理：一方面，容量补偿机制用于覆盖灵活性改造的固 定成本，不与实际调节电量挂钩，考察机组的可调节潜力；另一方面，通 过向辅助服务受益方收取费用用于覆盖由深度调峰带来的增量变动成本 （如煤耗增加产生的增量燃料成本等），并反映合理的调峰收益。进一步 地，在此基础上引入市场机制，在灵活性调节资源缺乏的初级阶段使灵活 性改造的价值得到充分体现，而在灵活性调节资源与新能源发展进度趋于 平衡后鼓励竞价

以甘肃省于 9 月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意 见稿）》（下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案： 调度机构以月度频率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调 峰容量需求，由灵活调节资源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和， 实现调峰成本向用户传导，同时将调节深度指标纳入补偿依据。具体来看：  分摊费用主要由电量占比决定，分配过程不存在先后顺序。《规则》明确 了市场化电力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量 占比来分摊调峰容量市场的月度补偿总费用（电源主体电量需进行修正， 储能无需参与分摊），修正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若 享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高于实际电量。从 21 年情况来看， 甘肃省年发电量约 1724.6 亿千瓦时，本省用电量约 1495 亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为 2500~2700 亿 千瓦时。  市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为 0.01 元/KWh，超 出部分不再进行分摊，多出费用不向电源主体转嫁，由调节主体承担。

容量补偿测算：以供热季 150 天、非供热季 215 天为标准，我们预计一台 额定容量 60 万千瓦、实际出力可降至 30%的机组，在承担 50%义务内调 节后，在 1/2/3 档分别有 60MW/30MW/30MW 容量可享受补贴，对应全年 合计可享受补偿收益约 1178 万元，对应年单位补偿收益约 1963 万元/GW。  假设取纯凝和供热机组改造成本平均值 100 元/KW，对应 5~7 年可通过容 量补偿覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。

配臵新能源开发指标，对存量火电规模庞大、转型目标明确的电力央国企 改造积极性刺激强。当前内蒙、河南、贵州已针对火电灵活性改造对应配 臵新能源开发指标出台了具体政策。总体来看，配臵标准是根据机组承担 50%义务内调节后，能够新增深调容量的 1~2 倍进行新能源配臵。优质新 能源项目具有稀缺性，从尽早锁定新能源项目的开发权角度来看，电力央 国企的改造积极性也较强。河南出台《通知》中显示：五大发电集团合计 通过灵活性改造可配臵新能源开发指标量占总量约 58%。

“十四五”灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测：  结论：“十四五”期间灵活性改造总投资预计达 133.7~307.2 亿元，对应全 负荷脱硝产品市场约为 30~98.6 亿元，中值假设下价值量占比近 30%。  假设：（1）基于《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出的“十 四五”期间完成 2 亿千瓦的火电灵活性改造目标作为中值，考虑各省容量电 价政策力度不一、容量市场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限，引发 实际改造规模不及预期，设臵 1.8 亿千瓦的低值；考虑“十三五”实际完成 量较低，投资延后带来实际改造超预期，设臵 2.3 亿千瓦的高值。（2）参考“十三五”期间机组改造的平均单位成本：低值为 74.3 元/KW、 中值为 102 元/KW、高值为 133.6 元/KW。 （3）假设平均单台容量介于大机组 600MW 与小机组 350MW（供热机组 为主）之间。 （4）参考公司全负荷脱硝产品的平均价格，中值为 1250 万元/台。