随着双碳目标推动我们国家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。《“十四五”可再次生产的能源发展规 划》提出，2025年，可再次生产的能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。但是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%。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。而火电将有望发挥存量装机优势，通过灵活性改造继续挖潜机组调峰能力。

  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，风电出力大多分布在在傍晚及夜间；而 光伏出力大多分布在在中午，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逐步的提升，电力系统要灵活性资 源平抑风光出力波动，提高新能源消纳能力。

  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%。同时基于我国特殊的资源禀赋结构，煤电灵活 性空间挖潜也较大。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；在考虑投资所需成本 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。

  煤电灵活性改造的技术路线根据改造机 组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和热电机组改造。纯凝机组无 供热需求，仅需针对锅炉本体做改造；热电机组存在供热需求，需要 在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装 装置，实现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽 负荷脱硝改造，可使煤电机组负载率最低降至 20%，总改造成本约为 1000 万~2000 万元/台，据技术路线不同而有所差异。目前存量煤电机组 30 万 千瓦和 60 万千瓦大约共计 7.6 亿千瓦。假设以改造 80%，退役 20%为理想 场景，同时假设热电联产机组占比 90%，热电机组改造平均新增调峰能力 为 20%。则煤电灵活性改造的市场投资空间为：“十四五”改造费用总额 为 44.4~88.8 亿元，远期费用为 135.1~270.22 亿元。热电机组额外进行 “热电解耦”改造，则“十四五”改造费用总额为 316.44-497.88 亿元远 期改造费用为 961.98-1513.56 亿元，总体空间规模较大。

  “以热定电”的特征限制了调峰深度。纯凝机组改造，目标是实现深度 调峰、快速启停和快速爬坡，主要改造锅炉和脱硝装置。改造关键是保 障机组在低负荷状态下稳定运行，同时解决稳定燃烧以及脱销装置在低 负荷状态下投运等问题。 热电联产机组改造，目标是实现热电解耦，主要改造汽轮机或增加蓄热 罐/电极锅炉等。用别的热源代替汽轮机供热，使得在满足供热需求的同 时能降低机组最小出力，从而提升机组灵活性和调峰深度。对于国内火 电灵活性改造设备商企业来说，随着上游调峰和辅助服务的需求不断提 升，皆凭借自身技术获得广阔成长空间。返回搜狐，查看更加多