火电灵活性改造市场分析.docx

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1、火电灵活性改造市场分析一、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2023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2023年增幅达到58.31%o从发电量看，2023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、

2、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。2023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，20102023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

3、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

4、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。图3:不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况旦至月二风电场一熨至光伏电站一秋分二风电场Y秋分光伏电站冬至月二风电场-冬至J匚光伏电站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

5、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

6、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%o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

7、、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

8、活电源比重较高,西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%o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IOGW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

9、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。困6:灵活性提升成本与效益6.3%煤电改造气电抽芾储能煤电改造气电抽蓄储能风Jt低淮透率（29%）风光高注透率（54%）Oooooo84YT12(R0)S决罡宏汽N型m点一发电可变成本气电启停成本-燥电启件成本提升灵活性外成本年化投资成本新僻源作电率降低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

10、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%o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450

11、0万千瓦。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2023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

12、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3000-4

13、000万千瓦，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

14、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：

15、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。45:a依点才廉时生*t4以大用电修J1M.&I不SM1于t*煤.J14f*mKtKH4*.AAM*B饶火触危方.燃0逸及松.,NOxItU*候机靖6介48优文OUH及出t湾单4也改ag4t毒人系俄七余修编工2、宽负

16、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