近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》。通知提出，煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造 2 亿千瓦，可增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。本周我们从我国能源结构和灵活性提升手段等方面出发，探究火电灵活性改造的重要性，并展望其未来发展。

1.1. 可再生能源高增，火电灵活性改造重要性提升

坚持能耗双控，减排工作较为紧迫。近期国常会在提出“中央发电企业要保障所属火电机组应发尽发”的同时，明确要坚决遏制“两高”项目盲目发展；并提出做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制，可见减排工作仍较为紧迫。目前我国电源结构仍以煤电为主，2020 年煤炭发电占比达 61%。


在碳中和及能耗双控背景下，我国可再生能源有望加速发展。此前发布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》明确了完善能源消费强度和总量双控制度的总体目标，并提出，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。“十三五”期间，光伏和风电的装机增速分别为 35%和 17.6%，远高于火电的 4%。根据 2 月 5 日所发报告《新能源运营：高景气优质赛道，估值有望提升》中的测算，截至 2030 年末，我国风光装机容量合计将达 16.5 亿千瓦，占总装机容量的比例也将达到 45%。在碳达峰、碳中和目标指引下，预计到 2060 年，我国风电、光伏等新能源发电量占比将达 65%，可再生能源将从能源电力消费的增量补充变为增量主体，煤电等传统化石能源将退为辅助性电源。


风光发电受地域环境限制较大。风光发电存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，给持续可靠供电带来挑战。据中电联数据，今年 1-8月，火电的日均利用小时数高达 12.45 小时，而风电约为 6.25 小时，光伏约为 3.7 小时。今年 9 月 23 日至 25 日，辽宁就由于风电骤减加剧电力供应缺口等原因被迫拉闸限电

在新能源装机大幅提升的背景下，新能源电力电量充分消纳与系统调节能力不足的矛盾越发凸显，系统灵活性提升的重要性也日益提升。具体来看，灵活性提升的方式包括引入需求侧响应、建设抽水蓄能电站、建设电化学储能电站和火电灵活性改造等。其中，火电机组灵活性改造具有改造效果好、性价比高、周期短等优点，可以在充分保障电网安全稳定运行的前提下，缓解“以热定电”和可再生能源消纳之间的矛盾。同时，由于目前我国火电占比较高，因而实施火电灵活性改造是提升电力系统灵活性较为现实可行的选择。


目前，国外已存在利用煤电灵活性改造、增加系统调节能力、促进新能源消纳的先例。以丹麦和德国为例，丹麦煤电机组改造后最小出力低至 15%-20%，德国为 25%-30%。

1.2. 电价改革持续深化，有望带动火电灵活性改造进程加速

2016 年，国家能源局下发《关于火电灵活性改造试点项目通知》，正式启动火电机组灵活性改造的示范试点工作。本次安排“三北”地区 21 个试点项目，合计改造规模 1635 万千瓦。通过灵活性改造，使热电机组增加 20% 额定容量的调峰能力，最小技术出力达到 40%～50%额定容量，纯凝机组增加 15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到 20% ～25%。

《电力发展“十三五”规划》明确提出，全面推动煤电机组灵活性改造。“十三五”期间，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；其它地方纯凝改造约 450 万千瓦。改造完成后，将增加调峰能力 4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦。根据国家电网发布的《服务新能源发展报告 2021》，2020 年“三北”地区完成火电机组改造 2466 万千瓦。“十三五”期间，国家电网经营区内累计完成火电机组改造 1.62 亿千瓦，其中“三北”地区完成火电机组容量改造 8241 万千瓦，提供调节能力 1501 万千瓦。


我国灵活调节电源比重较欧美等国偏低。根据中电联 2020 年 5 月所发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%。相较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》。通知提出，煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造 2 亿千瓦，可增加系统调节能力 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。根据国家规划及中电联所统计的单位成本进行测算，“十四五”期间煤电灵活性改造投资额约为 150-600 亿元。

从经济性方面来看，完善的市场机制是煤电灵活性配置切实有效的驱动力。据中电联，丹麦的火电利用小时数从调峰前的 5000 小时下降到了调峰后的 2500-3000 小时，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。而目前，我国目前的辅助服务市场可能不足以激励煤电灵活性配置。当前我国辅助服务市场规模小，辅助服务资源明显低于国外成熟市场，2020 年辅助服务总补偿金额仅占发电侧总电费的约 1.5%，其中约 4 成还是调峰费用，而国外成熟市场一般该比率在 5%左右，且不含调峰费用。以《火电机组深度调峰经济性分析》一文对调峰机组盈亏的测算，在文中所设的补贴标准下（即机组负荷率 30%时，补贴标准为 0.3 元/kWh；机组负荷率 40%时，补贴标准为0.2 元/kWh；机组负荷率 30%时，补贴标准为 0 元/kWh）。由于火电机组在深度调峰运行时成本明显上升，300 MW 机组基本处于亏损状态，600 MW 机组在接近 30%负荷率时有可能实现盈亏平衡。

展望未来，电价改革持续深化下，调峰价值有所凸显，有望带动火电灵活性改造进程加速。今年 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》，明确了三个方面的优化，明显拉大了峰谷电价价差。（1）峰谷电价：合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1；（2）尖峰电价：在峰谷电价的基础上结合实际推行，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%；（3）季节性电价：考虑季节性因素分季划分峰谷时段，水电大省健全丰枯机制。9 月以来，浙江、广东和河南已经相继出台分时电价完善机制拉大峰谷电价价差。本次深化燃煤发电上网电价市场化改革明确提出要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电，削峰填谷，做好市场交易与分时电价政策的衔接。各地进一步调整工商业电价，例如云南省发布征求意见稿，峰时段电价在平时段基础上上浮 50%、广西的高耗能企业电价直接上浮 50%进行结算。

原标题：火电灵活性改造研究