近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》。通知提出，煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億千瓦，可增加系統調節能力 3000-4000 萬千瓦。本周我們從我國能源結構和靈活性提升手段等方面出發，探究火電靈活性改造的重要性，并展望其未來發展。
1.1. 可再生能源高增，火電靈活性改造重要性提升
堅持能耗雙控，減排工作較為緊迫。近期國常會在提出“中央發電企業要保障所屬火電機組應發盡發”的同時，明確要堅決遏制“兩高”項目盲目發展；并提出做好分類調節，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮 20%的限制，可見減排工作仍較為緊迫。目前我國電源結構仍以煤電為主，2020 年煤炭發電占比達 61%。
在碳中和及能耗雙控背景下，我國可再生能源有望加速發展。此前發布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》明確了完善能源消費強度和總量雙控制度的總體目標，并提出，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量不納入該地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。“十三五”期間，光伏和風電的裝機增速分別為 35%和 17.6%，遠高于火電的 4%。根據 2 月 5 日所發報告《新能源運營：高景氣優質賽道，估值有望提升》中的測算，截至 2030 年末，我國風光裝機容量合計將達 16.5 億千瓦，占總裝機容量的比例也將達到 45%。在碳達峰、碳中和目標指引下，預計到 2060 年，我國風電、光伏等新能源發電量占比將達 65%，可再生能源將從能源電力消費的增量補充變為增量主體，煤電等傳統化石能源將退為輔助性電源。
風光發電受地域環境限制較大。風光發電存在季節性能源分布不均，天氣影響較大，發電出力波動性、隨機性較大等問題，給持續可靠供電帶來挑戰。據中電聯數據，今年 1-8月，火電的日均利用小時數高達 12.45 小時，而風電約為 6.25 小時，光伏約為 3.7 小時。今年 9 月 23 日至 25 日，遼寧就由于風電驟減加劇電力供應缺口等原因被迫拉閘限電
在新能源裝機大幅提升的背景下，新能源電力電量充分消納與系統調節能力不足的矛盾越發凸顯，系統靈活性提升的重要性也日益提升。具體來看，靈活性提升的方式包括引入需求側響應、建設抽水蓄能電站、建設電化學儲能電站和火電靈活性改造等。其中，火電機組靈活性改造具有改造效果好、性價比高、周期短等優點，可以在充分保障電網安全穩定運行的前提下，緩解“以熱定電”和可再生能源消納之間的矛盾。同時，由于目前我國火電占比較高，因而實施火電靈活性改造是提升電力系統靈活性較為現實可行的選擇。
目前，國外已存在利用煤電靈活性改造、增加系統調節能力、促進新能源消納的先例。以丹麥和德國為例，丹麥煤電機組改造后最小出力低至 15%-20%，德國為 25%-30%。
1.2. 電價改革持續深化，有望帶動火電靈活性改造進程加速
2016 年，國家能源局下發《關于火電靈活性改造試點項目通知》，正式啟動火電機組靈活性改造的示范試點工作。本次安排“三北”地區 21 個試點項目，合計改造規模 1635 萬千瓦。通過靈活性改造，使熱電機組增加 20% 額定容量的調峰能力，最小技術出力達到 40%～50%額定容量，純凝機組增加 15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到 20% ～25%。
《電力發展“十三五”規劃》明確提出，全面推動煤電機組靈活性改造。“十三五”期間，將在“三北”地區推行熱電機組靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機組改造約 8200 萬千瓦；其它地方純凝改造約 450 萬千瓦。改造完成后，將增加調峰能力 4600 萬千瓦，其中“三北”地區增加 4500 萬千瓦。根據國家電網發布的《服務新能源發展報告 2021》，2020 年“三北”地區完成火電機組改造 2466 萬千瓦。“十三五”期間，國家電網經營區內累計完成火電機組改造 1.62 億千瓦，其中“三北”地區完成火電機組容量改造 8241 萬千瓦，提供調節能力 1501 萬千瓦。
我國靈活調節電源比重較歐美等國偏低。根據中電聯 2020 年 5 月所發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》，我國發電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到 6%。相較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為 34%、18%、49%。
近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》。通知提出，煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億千瓦，可增加系統調節能力 3000-4000 萬千瓦。據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在 500-1500 元。根據國家規劃及中電聯所統計的單位成本進行測算，“十四五”期間煤電靈活性改造投資額約為 150-600 億元。
從經濟性方面來看，完善的市場機制是煤電靈活性配置切實有效的驅動力。據中電聯，丹麥的火電利用小時數從調峰前的 5000 小時下降到了調峰后的 2500-3000 小時，但調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。而目前，我國目前的輔助服務市場可能不足以激勵煤電靈活性配置。當前我國輔助服務市場規模小，輔助服務資源明顯低于國外成熟市場，2020 年輔助服務總補償金額僅占發電側總電費的約 1.5%，其中約 4 成還是調峰費用，而國外成熟市場一般該比率在 5%左右，且不含調峰費用。以《火電機組深度調峰經濟性分析》一文對調峰機組盈虧的測算，在文中所設的補貼標準下（即機組負荷率 30%時，補貼標準為 0.3 元/kWh；機組負荷率 40%時，補貼標準為0.2 元/kWh；機組負荷率 30%時，補貼標準為 0 元/kWh）。由于火電機組在深度調峰運行時成本明顯上升，300 MW 機組基本處于虧損狀態，600 MW 機組在接近 30%負荷率時有可能實現盈虧平衡。
展望未來，電價改革持續深化下，調峰價值有所凸顯，有望帶動火電靈活性改造進程加速。今年 7 月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確了三個方面的優化，明顯拉大了峰谷電價價差。（1）峰谷電價：合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1；（2）尖峰電價：在峰谷電價的基礎上結合實際推行，尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷 95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%；（3）季節性電價：考慮季節性因素分季劃分峰谷時段，水電大省健全豐枯機制。9 月以來，浙江、廣東和河南已經相繼出臺分時電價完善機制拉大峰谷電價價差。本次深化燃煤發電上網電價市場化改革明確提出要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電，削峰填谷，做好市場交易與分時電價政策的銜接。各地進一步調整工商業電價，例如云南省發布征求意見稿，峰時段電價在平時段基礎上上浮 50%、廣西的高耗能企業電價直接上浮 50%進行結算。
1.1. 可再生能源高增，火電靈活性改造重要性提升
堅持能耗雙控，減排工作較為緊迫。近期國常會在提出“中央發電企業要保障所屬火電機組應發盡發”的同時，明確要堅決遏制“兩高”項目盲目發展；并提出做好分類調節，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮 20%的限制，可見減排工作仍較為緊迫。目前我國電源結構仍以煤電為主，2020 年煤炭發電占比達 61%。
在碳中和及能耗雙控背景下，我國可再生能源有望加速發展。此前發布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》明確了完善能源消費強度和總量雙控制度的總體目標，并提出，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量不納入該地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。“十三五”期間，光伏和風電的裝機增速分別為 35%和 17.6%，遠高于火電的 4%。根據 2 月 5 日所發報告《新能源運營：高景氣優質賽道，估值有望提升》中的測算，截至 2030 年末，我國風光裝機容量合計將達 16.5 億千瓦，占總裝機容量的比例也將達到 45%。在碳達峰、碳中和目標指引下，預計到 2060 年，我國風電、光伏等新能源發電量占比將達 65%，可再生能源將從能源電力消費的增量補充變為增量主體，煤電等傳統化石能源將退為輔助性電源。
風光發電受地域環境限制較大。風光發電存在季節性能源分布不均，天氣影響較大，發電出力波動性、隨機性較大等問題，給持續可靠供電帶來挑戰。據中電聯數據，今年 1-8月，火電的日均利用小時數高達 12.45 小時，而風電約為 6.25 小時，光伏約為 3.7 小時。今年 9 月 23 日至 25 日，遼寧就由于風電驟減加劇電力供應缺口等原因被迫拉閘限電
在新能源裝機大幅提升的背景下，新能源電力電量充分消納與系統調節能力不足的矛盾越發凸顯，系統靈活性提升的重要性也日益提升。具體來看，靈活性提升的方式包括引入需求側響應、建設抽水蓄能電站、建設電化學儲能電站和火電靈活性改造等。其中，火電機組靈活性改造具有改造效果好、性價比高、周期短等優點，可以在充分保障電網安全穩定運行的前提下，緩解“以熱定電”和可再生能源消納之間的矛盾。同時，由于目前我國火電占比較高，因而實施火電靈活性改造是提升電力系統靈活性較為現實可行的選擇。
目前，國外已存在利用煤電靈活性改造、增加系統調節能力、促進新能源消納的先例。以丹麥和德國為例，丹麥煤電機組改造后最小出力低至 15%-20%，德國為 25%-30%。
1.2. 電價改革持續深化，有望帶動火電靈活性改造進程加速
2016 年，國家能源局下發《關于火電靈活性改造試點項目通知》，正式啟動火電機組靈活性改造的示范試點工作。本次安排“三北”地區 21 個試點項目，合計改造規模 1635 萬千瓦。通過靈活性改造，使熱電機組增加 20% 額定容量的調峰能力，最小技術出力達到 40%～50%額定容量，純凝機組增加 15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到 20% ～25%。
《電力發展“十三五”規劃》明確提出，全面推動煤電機組靈活性改造。“十三五”期間，將在“三北”地區推行熱電機組靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機組改造約 8200 萬千瓦；其它地方純凝改造約 450 萬千瓦。改造完成后，將增加調峰能力 4600 萬千瓦，其中“三北”地區增加 4500 萬千瓦。根據國家電網發布的《服務新能源發展報告 2021》，2020 年“三北”地區完成火電機組改造 2466 萬千瓦。“十三五”期間，國家電網經營區內累計完成火電機組改造 1.62 億千瓦，其中“三北”地區完成火電機組容量改造 8241 萬千瓦，提供調節能力 1501 萬千瓦。
我國靈活調節電源比重較歐美等國偏低。根據中電聯 2020 年 5 月所發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》，我國發電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到 6%。相較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為 34%、18%、49%。
近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》。通知提出，煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億千瓦，可增加系統調節能力 3000-4000 萬千瓦。據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在 500-1500 元。根據國家規劃及中電聯所統計的單位成本進行測算，“十四五”期間煤電靈活性改造投資額約為 150-600 億元。
從經濟性方面來看，完善的市場機制是煤電靈活性配置切實有效的驅動力。據中電聯，丹麥的火電利用小時數從調峰前的 5000 小時下降到了調峰后的 2500-3000 小時，但調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。而目前，我國目前的輔助服務市場可能不足以激勵煤電靈活性配置。當前我國輔助服務市場規模小，輔助服務資源明顯低于國外成熟市場，2020 年輔助服務總補償金額僅占發電側總電費的約 1.5%，其中約 4 成還是調峰費用，而國外成熟市場一般該比率在 5%左右，且不含調峰費用。以《火電機組深度調峰經濟性分析》一文對調峰機組盈虧的測算，在文中所設的補貼標準下（即機組負荷率 30%時，補貼標準為 0.3 元/kWh；機組負荷率 40%時，補貼標準為0.2 元/kWh；機組負荷率 30%時，補貼標準為 0 元/kWh）。由于火電機組在深度調峰運行時成本明顯上升，300 MW 機組基本處于虧損狀態，600 MW 機組在接近 30%負荷率時有可能實現盈虧平衡。
展望未來，電價改革持續深化下，調峰價值有所凸顯，有望帶動火電靈活性改造進程加速。今年 7 月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確了三個方面的優化，明顯拉大了峰谷電價價差。（1）峰谷電價：合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1；（2）尖峰電價：在峰谷電價的基礎上結合實際推行，尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷 95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%；（3）季節性電價：考慮季節性因素分季劃分峰谷時段，水電大省健全豐枯機制。9 月以來，浙江、廣東和河南已經相繼出臺分時電價完善機制拉大峰谷電價價差。本次深化燃煤發電上網電價市場化改革明確提出要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電，削峰填谷，做好市場交易與分時電價政策的銜接。各地進一步調整工商業電價，例如云南省發布征求意見稿，峰時段電價在平時段基礎上上浮 50%、廣西的高耗能企業電價直接上浮 50%進行結算。
