煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘。
我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性 改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水 平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15%-20%。德国装备制造协会针对 煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。 相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机 组灵活性还有较大提升空间。据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者： 侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到 40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到 30%-35%。
全国煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五”目标。我国 2016 年开始煤电灵活 性改造试点工作，并在《电力发展“十三五”规划》中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15 亿千瓦的目标。截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅 为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目 标的 31.4%。煤电灵活性改造严重落后的主要原因有：不健全的调峰辅助服务市场机制、 存在不确定性的国家相关政策、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性 改造对煤电企业带来的高成本负担。
火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业成本。不同参数、形式的机组在实际 运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考《火电机组深度调峰 经济性分析》中一台 300MW 亚临界机组和一台 600MW 超临界机组的测算数据，假设所有 机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。财务成本增加主要系假设灵 活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%。因此 300MW 和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和 690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低, 经济成本越大；同一负荷率，大机组经济 成本更高。
完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅提升直调公用火电机组调峰补偿。2021 年 9 月 3 日，山东能源监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意 见稿)》，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。 按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30% 分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别 可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低, 调峰补贴 收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。
根据数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性 改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。 假设煤电机组原最低运行负荷率为 50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单 位调峰容量成本分别为 1000/1500 元/千瓦，可得出灵活性改造成本。考虑大多数煤电机组 已经运行较长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值， 我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600MW 机组负 荷率 40%、30%时静态投资回收期均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50% 时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。
