火电灵活性改造专题报告：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期

（报告出品方/作者：信达证券，左前明、李春驰）

一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求

1.1 风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升

“双碳”目标推动我国风光装机占比和电量占比快速上升，系统消纳新能源的难度逐渐加 大。从装机容量看，我国风光装机量从 2010 年的 2984 万千瓦增长至 2022 年的 75805 万 千瓦，年复合增长率达 30.94%，同时，根据国务院《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2030 年风光发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，较 2022 年增幅达到 58.31%。从发电量 看，2022 年我国风光发电量为 11900 亿千瓦时，占总发电量的 13.69%。国家能源局印发 《2023 年能源工作指导意见》中提出，2023 年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重 达到 15.3%。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025 年，可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。我们预期高比例新能源接入将成为 电力系统的发展趋势。风光发电具有随机性、波动性特点，伴随新能源接入电网比例提高， 电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。2022 年，蒙东、蒙西、甘肃、青海等新能源装 机量较高的地区，弃风率均超过5%。同时，需要注意的是，2010-2022年间，风电装机量 年复合增长率 23.31%，光伏装机量年复合增速 84.27%；相比之下，风电发电量年复合增 速 25.5%，光伏发电量年复合增速 84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。未来 伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。

新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，需要灵活性资源配套来解决消纳问题。一 方面，新能源发电受天气影响大，存在出力的不确定性；另一方面，新能源出力的同质性 导致同一时间集中出力，加剧新能源竞争；此外，新能源出力与电网负荷波动具有相反的 特征，风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间；而光 伏出力主要集中在中午，但用电负荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点，存在日内时间 错配。此外，由于居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高, 而风电在用电高峰夏季出力 相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因此，伴随新能源电量占比不断提高，电力系 统需要灵活性资源平抑风光出力波动，提高新能源消纳能力。

电力系统中灵活性资源主要分布在电源侧、 中心 需求侧、电网侧、储能。电源侧：主要包括可控的传统电源——煤电、气电、水电、核电，煤电机组可以发挥 存量大的优势，进行小时级、跨日的出力调整。气电调节能力强、响应速度快、运行 灵活，是现阶段较为可靠有效的灵活性电源，但高昂的燃料成本与气源供应不足制约 气电发展。水电调节速度快，但受到来水条件影响；核电调峰能力强，但调峰调频会 导致设备可靠性降低，安全裕度下降。需求侧：用户侧电力需求侧管理是电力系统灵活性的重要提供源。通过中断负荷和转 移负荷来提供灵活性。我国需求响应正处于初步发展阶段，灵活性潜力较大，现阶段 对于需求响应资源的挖掘主要集中在体量大、可控性强的大工业负荷。储能：储能用于发电侧可以进行调频，减少弃电，平滑波动的作用；在电网侧有削峰 填谷的作用，在用户侧可以通过用电响应和峰谷电价差来降低用电成本。短时储能中 应用比较广泛的是锂离子电池储能，可以实现精准控制，稳定输出，但持续性差且度 电成本较高。抽水蓄能目前是应用较为广泛的灵活性资源，但选址要求高且建设周期 长。电网侧：电力系统灵活性受到地理空间和输电容量的限制，发电和负荷存在地理错配， 采用电网互联、扩大平衡区域范围的方式可以提供系统灵活性，但由于跨区输电依靠 提前签订的送电协议运行，在短时间尺度的灵活调节能力较弱，因此适宜提供中长时 间尺度灵活性。同时，也受到电力交易“省间壁垒”的限制。

电源侧各类资源仍将在中长期发挥关键作用。传统电力系统中，灵活性资源以各类调节电 源和抽水蓄能电站为主，伴随新型电力系统建设，灵活性资源的形式将日益多元。根据国 网能源研究院预计，到 2035 年，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重为的 61%∶ 12%∶10%∶17%。电源侧灵活性资源依然是重要发展方向。

煤电灵活性改造为短期内较经济可行的调节方式。灵活性电源中，气电调峰能力强，启停 速度快，理论上是最优的灵活性电源，但由于气源供应不足、燃料成本高，无法大规模发 展。水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站，通过水电调节启动灵活，且响应时间短，但 建设周期长且受到地理位置限制。核电调峰调频可能增加安全性风险，且我国核电占比小， 目前仅作为补充调峰资源。相较之下，煤电满足秒级和分钟级功率调整需求的能力一般， 但可以发挥存量大的优势，参与适合小时级与日级调峰。

我国灵活性调节能力先天不足，煤电或将发挥存量装机调峰潜力。根据北极星电力统计， 我国发电装机以煤电为主，占总装机比重超过 60%，抽蓄、燃气发电等灵活调节电源装机 占比不到 6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的 72%、61%， 但灵活调节电源不足3%。相比之下，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%。基于我国特殊的资源禀赋结构，煤电灵活性空间挖潜较大。各省尤其是抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用煤电机 组作为灵活性调节的重要手段。

综合考虑灵活性电源的技术经济性，煤电灵活性改造为优选。当前抽水蓄能电站和煤电灵 活性改造更适合作为提供灵活性的主要资源。根据中国电力圆桌研究，在风光渗透率较低 的情况下，抽蓄与新型储能的灵活性调节效果最好；在考虑投资成本增加与发电成本减少 的综合影响下，提升 10GW 调节能力，煤电灵活性改造成本减少 10 亿元，气电调节成本 最高，将增加 46亿元。综合看，储能功率快速调整能力突出（新能源弃电率降低超 3%）， 但当前技术水平下持续充放电能力不强且运行收益不佳；气电成本高，适宜做补充资源， 可以因地制宜开发；抽蓄调节效果好且运行成本低，但建设周期长。存量煤电改造潜力大 且投资成本低，有望成为提供电力系统灵活性的更为优质的资源。我国火电机组的深度调峰能力相比世界领先水平差距较大。根据《火电机组灵活性改造形 势及技术应用》显示，德国的供热机组最低运行负荷达到 40%，纯凝机组最低运行负荷达 到 25%；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%；我国热电 机组多数是“以热供电”模式运行，为保证热负荷供应，供热期间的最低负荷一般在 50%～ 70%，特别是“三北”地区“以热定电”的供热机组比重大，冬季调峰能力有限，因此我 国火电机组灵活性提升潜力较大。

1.2 下游电价机制疏导不畅是灵活性改造推进不及预期的主要原因

“十三五”期间灵活性改造进度不及预期，政策目标完成度不足 50%。《电力发展“十三 五”规划》要求在“十三五”期间完成共计 2.2 亿千瓦的煤电灵活性改造项目，新增调峰 能力 4600 万千瓦。其中三北地区（东北、华北、西北）增加调峰能力 4500 万千瓦。截至 2019 年底，中国仅完成火电灵活性改造 5775 万千瓦（全部在三北地区），截至 2021 年底， 累计实施灵活性改造超过 1 亿千瓦，完成规划目标的 45%。

政策约束性不强叠加改造成本回收困难导致企业自主改造动力不足。一方面，2.2 亿千瓦 的目标为鼓励性目标而非约束性目标，政策限制不强。另一方面，辅助服务市场补偿力度 不足，改造成本没有较好回收。深度调峰除了会增加企业改造的固定成本，同时会增加排 放，减少机组寿命，提高运营成本。根据袁家海在《中国电力系统灵活性的多元提升路径 研究》中的结果显示，老旧煤电厂进行改造后累计年寿命消耗将从 0.4%提高到了 3.24% （增加 8 倍）。同时伴随负荷率的下降，机组的供电煤耗、CO2 排放因子、污染物排放都 有所升高。对于 60 万千瓦机组，35%负荷时比 100%负荷时 NOx 升高超过 100%。此外， 还有机组发电量减少增加机会成本。三者叠加使得火电企业灵活性改造成本较高，经营压 力增大，自主改造动力不足。辅助服务市场发展是影响灵活性改造节奏的关键因素。东北调峰辅助服务市场执行较早、 补偿标准相对较高，火电灵活性改造工作推进较快，东北深度调峰报价高于华北和西北地 区。东北地区调峰补偿机制一定程度上也推动煤电灵活性改造，截至 2019年底，东北地区 已改造完成 3378 万千瓦，占全国的 59%，缓解了当地新能源消纳压力。

“十四五”预期完成火电灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，灵 活调节电源占比达到 24%左右。根据国家发改委、国家能源局发布的各项政策，“十四五” 期间，预计存量煤电机组灵活性改造完成 2 亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千 瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，新建及存量改造的纯凝工况调峰能力达到额定 负荷的 35%，供热期热电联产机组最小出力力争达到额定负荷的 40%。

二、火电灵活性改造技术多样，因厂施策

2.1 火电灵活性改造路径

火电灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力。火电灵活性改造一般指的提高火电运行灵 活性，其改造目标是提高机组的深度调峰、快速爬坡和快速启停能力。提高深度调峰能力 是改造重点，考察深度调峰的关键指标包括设备寿命、污染物的排放、运行效率。根据发电机组的不同，灵活性改造的侧重点也不同。对于纯凝机组，重点在于对锅炉、汽 轮机等本体设备进行改造，同时也要进行配套的控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助 设备的改造；而对于热电联产机组，更重要的是进行热电解耦。

2.1.1 纯凝机组

纯凝机组深度调峰的难点在于低负荷稳燃和宽负荷脱硝。锅炉在低负荷下运行时，炉内火 焰较小叠加温度较低，容易出现熄火情况；同时烟气温度较低带来催化剂活性降低、还原 剂结晶、空预器腐蚀等问题。因此，纯凝机组的灵活性改造主要针对低负荷稳燃和宽负荷 脱硝进行。

1、低负荷稳燃

低负荷稳燃改造的技术主要包括制粉系统改造和燃烧系统改造。具体包括：（1）磨煤机动 态分离器：深度调峰时煤粉细度偏粗会造成煤粉不易着火和燃烧不稳，可将静态分离器 换为调整性能更好的动静态组合式分离器。（2）等离子燃烧器：利用大功率电弧直接点 然煤粉，无需燃油，但不适用于贫煤、无烟煤，但等离子阴极寿命较短。（3）富氧燃烧器：在富氧环境下确保煤粉较高着火率。同时可以延长炉膛换热时间，从而降低排烟热损失， 提升锅炉炉效。该技术最低稳燃负荷可达 25%，投资较少，但点火及稳燃所需燃油较多。

2、宽负荷脱硝

宽负荷脱硝改造的核心在于提高 SCR 入口烟气温度，主要围绕省煤器进行改造。具体包 括：（1）分割省煤器：将原省煤器的部分管排移至 SCR 装置之后，通过减少 SCR 反应器 前省煤器的吸热量，提高 SCR 入口烟温。（2）省煤器烟气旁路：在省煤器进口位置的烟道 上开孔，低负荷时通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时 SCR 入口处烟气 温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。（3）省煤器水侧旁路：通过减少给水在省煤器受热 面中的吸热量，以达到提高 SCR 烟气脱硝系统入口烟气温度目的。（4）亚临界锅炉省煤器 热水再循环：通过热水再循环提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，使省煤器出 口烟气温度提高。（5）抽汽加热给水：对于超临界、超超临界机组，在补气阀后选择合适 的抽汽点。在机组低负荷情况下，通过调节门控制加热器入口压力，保证低负荷工况下 给水温度。

不同宽负荷脱硝技术特点不同，需根据实际需要进行选择。省煤器烟气旁路改造成本 较低、工程量小，但是可能会影响脱硝流畅和锅炉效率。省煤器水侧旁路改造成本较 低、工程量小，但是调温幅度有限，同时会影响锅炉效率。抽汽加热给水改造可降低 机组热耗率，工期较短，但对运行控制要求相对较高。热水再循环改造对烟气提温幅 度较大，并且可精确调节，但是工期长、初投资高。分割省煤器改造成本不影响锅炉 经济性和运维工作量，但是成本高工期长，实施难度较大。实际改造过程中，可根据 实际情况选择单个或多个组合进行改造。

2.1.2 热电联产机组

热电联产机组深度调峰的关键在于实现“热电解耦”。由于热电联产机组在电力系统深度 调峰时仍要保证供暖，出力难以下降，因此对热电联产机组灵活性改造的关键在于热电解 耦。供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是进行机组本体改造，包括（1）汽轮 机旁路供热：将部分做功蒸汽转化为供热蒸汽，降低了汽轮发电机组的强迫出力水平，提 高了汽轮机的供热能力，改造投资也较小，但由于将高品质热能用于供热，存在一定的热 经济损失。（2）低压缸零出力供热技术：指在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，仅通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水 平，增加机组的调峰能力。具有切换灵活，汽轮机本体改造范围小，改造费用低，运行维 护成本低的优势。（3）高背压改造：汽轮机高背压循环水供热，消除了冷源损失，能够大 幅提高供热能力，降低煤耗，具有良好的热经济性。但该技术调峰能力有限，而且需要每 年更换两次低压缸转子，投资成本较高，运行维护不便。

二是新增热储能设备，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。具体包括：（1）电极锅炉供热技术：通过电极锅炉，使得电能以较高的转换效率转换成热能，可以 直接降低热电厂出力，并增加供热能力，是一种有效的调峰技术，一般没有储热能力，此 外由于涉及电热转化，能量利用的经济性较差。（2）电锅炉固体储热技术：指利用电锅炉 将电能转化为高温固体的热能，在需要热能时，将储热体热能转化为热水、水蒸汽等多种 用热形式。储热介质一般采用固体金属氧化物等耐高温材料，具有储热温度高，储能密度 高，操作安全简便的优势，但投资成本高，经济性差。（3）热水罐储能技术：利用汽轮机 抽汽，将热网回水加热至供热温度，存储在大型热水罐中。使机组在电负荷高的时候进行 蓄热，电负荷低的时候供热。结论：改造后，汽轮机调峰能力和供热能力增加，在供热负荷不变的条件下，调峰能力较 大的是低压缸零出力技术，汽轮机旁路技术调峰范围有一定限制。电极锅炉、电热固体储 热和热水罐储热技术不涉及热电厂设备本体改造，对热电厂正常运行影响较小。电极锅炉 调峰深度有限。电热固体储热具有较好的调峰灵活性，但投资成本高，运行成本高。热水 储能使热电厂双向调峰能力，热经济性好，运行成本较低。

电锅炉固体供热及电极锅炉深度调峰能力强，而热水罐蓄热推广条件较好。电锅炉固体供 热及电极锅炉均有较好的调峰优势，但存在运行成本高的问题，在市场初期可能获得较高 调峰收益；热水罐蓄热储能技术成熟，投资较少，既能深度调峰也可以顶峰负荷，获得大 规模应用。抽汽熔盐储能技术先进，发展空间广阔。抽汽熔盐储能技术可以在电网需要深度调峰时， 将锅炉富裕的蒸汽热量存储到储热系统内，从而实现锅炉和发电机组的解耦，使机组满足 电网调峰需要，为新能源发电腾出空间；当电网需要顶高峰负荷时，可将调峰期间存储在 储热系统的热量重新释放用于发电或供热，增加发电机组的顶尖峰能力。2023 年 7 月，国 内首个利用大规模抽汽蓄能熔盐储热实现机组深度调峰及顶峰项目——国家能源投资集团 河北龙山电厂灵活性改造项目正式开工建设。火电机组进行高温熔盐储热改造，将提高其 深度调峰能力，同时可以提供顶峰能力，有望伴随灵活性改造迎来发展机遇。

热电联产机组改造为主，改造方式主要为热储能技术。2016 年，国家能源局下达的两批火 电机组灵活性改造的试点共计 22 个，其中仅有 2 个为纯凝机组改造，其余均为热电联产机 组灵活性改造。一般来说，改造方案需要满足在安全可靠前提下实现改造成本最小化与调 峰收益最大化。对于试点的改造路线，热储能技术占比达到 63%，稳燃及脱硝改造有 18%。

2.2 不同核心设备的竞争格局

2.2.1 燃烧器：等离子燃烧器是主要改造方向

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