我国进行火电灵活性改造具有必要性。
我国以火电为主的电源结构决定了未来电源灵活性的主体仍然需要从火电入手。我国电源结构以火电为主，2023 年火电装机容量 13.9 亿千瓦，占全国电源装机比重达到45%，占全国发电量比重达到 70%，但调峰能力普遍只有 50%左右，火电灵活性改造仍有较大空间。在主要的灵活性电源中，火电由于调控幅度小、机组爬坡速率低本不适合直接参与深度调峰，但由于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了未来电源灵活性的主体仍然需要从火电入手，因此，火电灵活性已被各国认为是实现高比例可再生能源电力系统的关键，也是我国实现中国特色电力系统转型之路的必然途径，尤其是对于抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组较多的“三北”地区，均采用燃煤机组和热电联产机组调峰作为提升电力系统灵活性的主要手段。
我国火电调节能力和国际先进水平仍有差距，改造空间较大。三北地区供热机组占有很大比重，10 个省区超过 40%，供热期调峰能力仅为 20%左右。相比之下，西班牙、丹麦等国家火电机组都具备深度调峰能力，调峰能力高达 80%。截至2022 年底，我国火电灵活性改造规模累计约 2.57 亿千瓦。系统短时调频需求靠抽蓄、气电和优质煤电能够满足，而数小时级的调节能力是电力系统所亟需的，故而从技术上看，当前火电灵活性改造是我国电力系统调节能力提升的关键手段和最主要的调节能力增量来源。
火电灵活性改造旨在降低最小负荷率和提升爬坡速率
提高火电灵活性主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应复合变化或调度指令的能力。目前，国内煤电灵活性改造的核心目标是降低最小出力、快速启停、快速升降负荷等，其中降低最小出力即增加调峰能力，是目前最为广泛和主要的改造目标。具体来看，火电灵活性改造包括运行灵活性改造和燃料灵活性改造。运行灵活性主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指火电机组具有较大的变负荷范围，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负荷时机组出力的能力。燃料灵活性是指使用适应力强的煤种，掺烧生物质例如秸秆、木屑等。
火电灵活性改造又可以分为常规火电机组（纯凝机组）和供热机组（热电联产机组）的灵活性改造。常规火电机组，指的是蒸汽进入汽轮发电，通过其中各级叶片做功后，乏汽全部进入凝结器凝结为水的机组；供热机组，指的是在叶片中间抽出一部分蒸汽供给热网的机组。两种机组的运行方式不同，灵活性改造路线也有所差异。 1）对于常规火电机组改造，主要涉及下图左侧的 3 个子系统：燃料供应、锅炉和烟气化学处理系统。一方面，锅炉的最低负荷取决于其燃烧稳定性。低负荷时火焰稳定性差，容易发生灭火事故，降低了机组运行安全性，改造路线主要从燃料供应和锅炉侧入手，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；另一方面，节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，考虑因低负荷脱销投运可能造成的空预器低温腐蚀、空预器堵塞等烟气化学处理系统问题的相关技术措施。、 2）对于供热机组，一般较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在热电解耦的问题，涉及下图右侧的两个子系统：汽轮机系统，蒸汽、水循环及储热系统。改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括高背压技术、光轴改造技术和低压缸零出力技术；另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。
政策从多方面提升火电灵活性改造积极性
加速推动煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，是新能源产业发展需要和国家能源政策重要导向。2024 年 1 月，国家发展改革委、国家能源局《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》指出，电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。为更好统筹发展和安全，保障电力安全稳定供应，推动能源电力清洁低碳转型，现着力提升支撑性电源调峰能力，深入开展煤电机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到 30%额定负荷以下。
一方面，通过辅助服务市场发展保障火电灵活性改造收益。我国辅助服务市场的发展先后经历了无偿提供、计划补偿与市场化探索三个阶段。2002 年以前，没有单独的辅助服务补偿机制，而是将辅助服务与发电量捆绑结算；2006 年引发“两个细则”，规定了辅助服务的有偿基准、考核以及补偿等机制，自此进入计划补偿阶段；2021 年对“两个细则”进行修订，扩大辅助服务市场主体，丰富辅助服务品种，目前我国已经初步形成跨区、跨省的辅助服务体系。新版细则将电源侧零和博弈转向费用逐步转移至用户侧和新能源发电机组，明确了补偿机制，有益于保障火电灵活性改造的收益，提高火电厂积极性。
另一方面，通过将调峰资源和新能源建设挂钩提高灵活性改造积极性。2021年8月，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励新能源发电企业自建或购买调峰资源，市场化并网的新增风光项目的调峰配建比例超过20%的可优先并网。各地政府也将火电灵活性改造总量与新能源建设挂钩。湖北、新疆、内蒙古、河南等地，按企业火电灵活性改造新增调峰容量按 1-2.5 倍配套新能源建设指标。火电企业自主进行改造的意愿有望加强。
火电灵活性改造空间测算
火电灵活性改造在“十四五”期间仍有较大需求，小机组可行性强于大机组。大容量机组发电效率高，改造主要方向为节能提效；相较于大机组，小机组做灵活性改造经济性及可实施性更强。按照国家发改委、能源局发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进新能源消纳，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦，其中重点对“三北”地区30万千瓦级和部分 60 万千级燃煤机组进行灵活性。 对纯凝机组和热电机组的改造有一定差异。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；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”。 1）纯凝汽机组调峰能力主要取决于锅炉的最小稳燃能力，因此灵活性改造的重点是锅炉侧，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 万~2500 万元/台。 2）热电机组改造可选择技术路线包括储热技术、电热锅炉、主再热蒸汽辅助供热、低压转子改光轴、低压缸接近零出力供热等技术，改造效果和成本根据技术路线不同而有所差异。
根据电力规划设计总院副院长姜士宏，“截至 2023 年底，我国存量煤电机组约11.6亿千瓦。‘十三五’后半段和‘十四五’以来建成的很多煤电项目已考虑了灵活性运行需要，这部分机组可以认为暂无实施灵活性改造的需求。加上部分特殊燃料、特殊炉型煤电机组以及大量供热机组实施灵活性改造的条件相对受限，粗略判断现役机组中‘应该尽改’的总规模在5亿—7 亿千瓦之间，扣除已经实施改造的 3 亿千瓦，2024 年到2027 年仍需改造2亿—4亿千瓦，平均每年改造 5000 万千瓦到 1 亿千瓦。”以《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造 2 亿千瓦为基本场景，假设每台火电机组平均额定功率为45万千瓦，热电联产机组占比 90%，则火电灵活性改造市场空间为：1）锅炉本体改造覆盖全部火电灵活性改造（包括纯凝机组和热电联产机组），按照2亿千瓦总量，单台机组 45 万千瓦，单台机组 1000-2500 万元计算，对应十四五期间市场空间为 44-111 亿元。 2）热电联产机组需要额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本不同，大致在879-1000 元/kW，则对应十四五期间市场空间为316-360 亿元。
