火电灵活性改造

发布时间：2023-06-13 16:20:50

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。新能源消纳涉及源网荷储等多

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。

资料来源：中电联，《火电灵活性改造的现状_关键问题与发展前景》，申万宏源研究

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。火电度电成本仅0.05元，和抽水蓄能的单位发电成本0.06元/度接近，远低于电化学储能（1.2元）等其他调节手段。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。

资料来源：《天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比》，《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，德邦研究所整理

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。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15％~20％。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。

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。

火电灵活性改造可分为三个阶段：

运行管理优化阶段：资产性投入较少，重点从管理和运行上寻找潜力；
控制系统优化阶段：加大灵活性改造投入，对于热电联产机组，多种蓄热装置投入使用；
深度改造阶段：涉及多个目标，改造包括电厂内部多个子系统。

资料来源：德邦证券

改造内容：

纯凝机组：降低锅炉负荷，核心技术包括锅炉低负荷稳燃技术、宽负荷脱硝技术、水冷壁安全防护技术；
热电联产机组：热电解耦。

资料来源：《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》，申万宏源研究

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，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。