（报告出品方/作者：中泰证券，汪磊、陈若西）

1.“双碳”战略提高新能源占比，大规模并网造成消纳难题

1.1.新能源装机快速增长，风光发电量持续走高

新能源发电装机占比快速增高，高比例新能源并网成必然趋势。随着“双碳”战略目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风电、太阳能等可再生能源迎来了高速发展，使得以火电为主的传统电源系统正向以风电、光伏发电等为主的清洁电源系统转变。受技术更新、成本降低及政策影响，年以来中国可再生能源发电进入高速增长通道。根据Wind数据，截至年末，风电、光伏装机容量占比分别达到13.82%、12.90%，而火电装机容量占比已由年的74.49%下降至54.56%，呈现逐年下降的趋势。年前8月累计新增发电装机中，太阳能发电和风电合计占比高达63.28%，可再生能源装机占比维持高位。年9月22日发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》报告中提出，到年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至年末，我国电源总装机容量约为23.77亿千瓦，由此可见，高比例新能源将成为未来我国电力系统的必然发展趋势和重要特征。

年风光发电量占比有望超12%。根据Wind数据，截至年8月，风光装机累计达6.94亿千瓦，占全部电源装机的28.18%。随着装机量的快速增长，风光发电量同样大幅增长，年前8月风光发电量累计达.90亿千瓦时，占全国发电量10.56%，同比增长1.55pct。据国家能源局发布的《年能源工作指导意见》预估，今年全国风光发电量占全国用电量比重有望超12%。

1.2.风光特性带来消纳难题，电力系统亟需加速转型

资源分布不均造成消纳难题，部分地区弃风弃光持续恶化。我国西部风能太阳能资源丰富，区域电力系统中风光新能源装机容量和发电量均居国内首位，而西部地区电力需求增速不及新增装机带来的电力供应，造成了供需不平衡愈发严重。根据全国新能源消纳监测预警中心发布《年8月全国新能源并网消纳情况》，内蒙古地区弃风最为严重，蒙东地区和蒙西地区8月风电利用率分别为94.9%和99.1%，1-8月风电利用率分别为89.7%和90.7%；西藏弃光最为严重，8月光伏利用率为89.3%，1-8月光伏利用率为81.7%。根据前瞻产业研究院数据，截至年，内蒙古弃风电量和弃风率分别为50.6亿千瓦时和8.9%，同比增长1.2pct。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，年，西藏地区弃光电量和弃光率分别为4.3亿千瓦时和19.8%，同比下降5.6pct。根据华经产业研究院数据，截至年，中国风电弃风率3.1%，同比微增。

风光间歇性波动性特征，新能源装机带来消纳难题。相比于传统化石能源，风电和光伏具有间歇性、波动性及对天气依赖性较大的特征，对电网安全稳定运行有危害性，目前无技术可解决。“十三五”期间我国新能源消纳水平较好，然而随着新能源高速新能源发展，消纳问题也随之凸显，“十四五”期间，国内新能源将继续保持年均约1亿千瓦的高速发展势头，是“十三五”计划的1.4倍。风电具有反调峰特性，如风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的安全性和稳定性造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。我国新能源消纳基础薄弱，新能源并网同时引发电源侧和电网侧难题，可以导致在负荷高峰期的容量充足性不足、系统灵活性不足等问题。据丹麦能源署测算，对于一个风电装机容量超过5GW的电力系统来说，1m/s的风速变化可能造成超过MW的发电装机变化。因此，如果电力系统不够灵活，这种巨大的发电量变化就可能导致弃风、电网拥塞和不平衡。

新场景下电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大。新场景具有新能源种类丰富、可再生能源接入占比较高和系统不确定性较大等典型特征。旧场景下的原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求，而在新场景下，电力系统主要发生了以下四点变化：1）与原始负荷曲线相比，新场景下净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升；2）随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了传统电源，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低；4）传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。

1.3.丹麦经验值得参考，电力市场是灵活性的关键驱动力

丹麦可再生能源发电占比超50%，电力安全依旧保持极高水平。过去20余年，丹麦的可再生能源发电占比由12%提升至50%，一举成为电力系统中可再生能源所占比重最高的国家。同时，过去10年间丹麦的电力供应安全性平均值为99.%，能够在可再生能源占比如此之高的情况下保持电力供应安全，丹麦成功转型的经验值得参考。在电力系统从基于热电厂转变为大幅依赖可再生能源发电的过程中会遇到很多挑战和障碍，其中的核心难题就是灵活性需求的不断增长，如何能够以合理的成本，在维持高供电安全性的同时应对发电量的不确定性和可变性，是我国建立新型电力系统过程中必须要解决的难题。

纵观过去20年的发展，整体可以分为四个阶段：

（1）-，可再生能源发电占比12%-20%：电力系统中可再生能源比例尚且不高，通过现有热电厂灵活性运营以及与邻近国家的联网线路就可以满足灵活性需求。自年起，热电联产厂从提供基础负荷转变为成为关键的灵活性来源。在电力市场方面，热电联产厂的收入从依赖传统的三段式电价制度转变为参与能形成每小时电价的电力市场推动了其运营灵活性的发展。

（2）-，可再生能源发电占比22%-44%：随着可再生能源发电占比快速提升，对灵活性措施的投资也大幅提升。此时热电联产厂必须进行深度的灵活性改造以适应当前的需求。在电力市场方面，在原有的与邻国联网线路的基础上，推动了欧洲统一的日前市场建立，提供了接入更广泛的平衡区域以及更便宜的灵活性来源的途径。

（3）-，可再生能源发电占比超50%：此时电力系统中可再生能源发电占主导地位，仅仅依靠热电联产厂和联网线路已无法满足灵活性需求，此时依靠聚合商机制推动了需求侧灵活性的释放，让消费者从被动消费转变为主动消费，电力系统灵活性资源由电源侧侧向用户侧过渡。在电力市场方面，启动的欧洲跨境日内市场，改善了可再生能源自行平衡日内发电量偏差的能力，因为大量的买方和卖方推动了竞争，提高了市场流动性，推动了整个欧洲范围内日内交易的效率提升。

（4）-，可再生能源发电占比计划达%：整体上朝着提高终端能源消费部门耦合和推动需求侧灵活性发展的方向转移，手段包括采用新技术、创新性地使用现有技术、数字化和数据驱动的经营模式等。预计电力市场交易依然会是灵活性的主要驱动力，而市场设计将不断演进，从而推动灵活性水平的提升，并最终于年之前，实现丹麦电力系统的%可再生能源化。

随着风光发电占比不断提升，灵活性资源由电源侧向用户侧转移。丹麦和欧洲整体上都通过市场调度运行推动灵活性措施的发展的，方式就是通过经济激励反映市场的需求，让市场通过价格信号展示需求，进而引导电力运营商优先部署成本最低的措施。在可再生能源占比不高的阶段，依托于成本优势，灵活热电厂是最重要的灵活性来源，除此之外发展完善的联网线路在这个阶段同样发挥了重要作用。随着可再生能源比重的继续提高，电力系统对灵活性的需求也随之增长，此时需要引入更加先进的预测和调度系统，以应对更加频繁的灵活性需求。随着传统的热电联产厂逐步淘汰，必须通过电气化等手段拥有其他的灵活性来源。此时仅凭电力供应端预计无法提供足够的灵活性，还须进一步推动电力、供热、交通和天然气系统之间的部门耦合。最后当可再生能源比重超50%后，灵活性资源的重心向需求侧偏移，以中大型公司和聚合商为主的电力消费者将广泛积极参与。

2.电力系统灵活性需求提升，火电或将率先发挥作用

2.1.电力系统调节需求丰富，调节方向及时间尺度是重要指标

新型电力系统对灵活性要求明显增加。通常来说，电能不易于大规模、长时间储存，因此无论是以化石能源为主的传统电力系统还是新能源占比逐渐提高的新型电力系统，电力供需平衡都是电力系统的核心。我国火电机组为电源的主力机组，其相对来说较为稳定可控，并方便协调规划，因此电力系统中对灵活性需求较弱。新能源的波动性、不确定性以及需求侧用电特性的显著变化都加大了保障电力平衡的难度，对电力供需调节速率及调节幅度的要求明显增加，体现为各类资源需要更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡。

电力系统调节需兼顾向上与向下调节场景。根据电力供给与需求的关系可分为两个应用场景，分别对应电源侧和用户侧在动态平衡中的调整方向。若供给向上灵活性和需求向下灵活性总和不足，系统电力安全和电能质量难以保障，严重时会导致失负荷情况，影响社会生产生活。若供给向下灵活性和需求向上灵活性总和不足，会导致弃风、弃光或弃水等资源浪费情况，损害电力系统发电经济性，一定程度上限制新能源发展的积极性。

电力系统调节可分为短、中、长三种时间尺度。按照系统供需起始状态所跨的时间尺度和调节持续时间不同，将灵活性需求划分为短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度三种类型。系统灵活性在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系，短时间尺度的灵活性包含电力系统抗瞬时扰动保障电力质量的能力，长时间尺度灵活性中的向上长时间尺度灵活性体现电力系统满足容量充裕度的能力。从短时的秒级至长时间尺度的跨季节乃至年度灵活性具有连续性，短、中、长时间尺度灵活性不是割裂存在的，更长时间尺度的灵活性部分隐含了更短时间尺度的灵活性。

不同时间尺度灵活性对应不同需求。高比例风光发电的随机波动性影响下，电力系统短时功率波动的频度和幅度都更为复杂且剧烈，短时间尺度灵活性能够更好地调整供需功率波动，保证系统频率稳定，发挥功率价值。风光发电的反调峰特性使得风光发电电量消纳难题突出，中时间尺度灵活性主要解决小时级的有功功率平衡问题，其中供给（需求）向下（上）灵活性通过跨小时的持续作用能够促进风光消纳，提高电力系统发电经济性，发挥功率和能量双重价值。新能源发电占比不断提高，但其对于传统稳定电源主要是电量替代作用，缺少容量替代效益，使得负荷高峰时段容量充裕性短缺问题凸显。而长时间尺度灵活性，尤其是供给向上和需求向下长时间尺度灵活性，是经济地满足电力跨月、跨季节乃至跨年供应安全的有效手段，主要体现容量价值。

2.2.电力系统各环节均可提供灵活性，电源侧率先参与具备成本优势

电力系统中灵活性资源：电源侧、电网侧、用户侧、储能。电源侧灵活性资源包括可控的传统电源水电、核电、火电和相对可控可调度的可再生能源（光热、生物质、地热等）等，其中火电又分为燃气、燃油和燃煤机组。传统的可控电源装机容量大、输出稳定，但同时调节能力较弱、启动时间较长，其灵活性调节能力有限。电网是输送电力的载体，也是实现电力系统灵活性的关键，目前主要可以通过灵活交流输电系统、互联互济以及微电网等技术和方式来提供灵活性调节。用户侧电力需求管理是电力系统灵活性的重要提供源，通过采取措施引导用户优化用电方式，不仅可以平抑用电负荷的波动性、减小负荷的峰谷差、提高电网利用效率，还能够通过调动负荷侧的响应资源来满足系统灵活性需求，保障系统的安全可靠运行促进更多可再生能源的消纳。需求侧灵活性资源包括负荷需求响应、电动汽车和虚拟电厂等。储能技术作为一种新型技术，在负荷低谷时存储电量，在高峰时释放电量。储能通过对电能供需时间上的平移提供灵活性，实现削峰填谷、平衡供需，提高系统稳定性。储能技术与可再生能源结合利用时，可以平抑可再生能源发电的间歇性和波动性，促进可再生能源的消纳。

电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。在电源侧，气电和水电是优质的灵活调节电源，我国煤电拥有存量装机容量高、灵活性挖潜空间大的天然优势，结合调峰补偿机制的完善今后势必会成为重要的灵活性资源。电网侧灵活性资源更多的承担统筹送受端调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，有利于实现跨省、跨区共享调峰与备用资源。在负荷侧，可大力发展需求响应，设计合理的激励资金保障机制，优化峰谷电价和尖峰电价机制，结合现货市场建设探索实时电价，优化电力市场的供需平衡。储能侧也是优质的灵活性资源，然而目前主要面临着投资成本过高的不足，其盈利模式有待持续探索。据《源网荷储协调发展下我国电力系统灵活性资源展望》基于我国电力发展展望预估，从全国整体来看，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重将由当前的以电源调节为主逐步演变为年的61%∶12%∶10%∶17%，电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。

2.3.我国资源禀赋下煤电必将成为重要灵活性资源，设备改造空间较大

我国资源禀赋特性决定了煤电必将成为提升电力系统灵活性的重要手段。我国电力系统中灵活调节电源配比较低，与可再生能源装机世界第一的现状不匹配，煤电机组灵活性改造仍有较大空间。可控传统电源装机容量大、输出稳定，但同时调节能力较弱、启动时间较长，其灵活性调节能力有限。在主要的灵活性电源中，传统煤电由于其调控幅度小、机组爬坡速率低不适合直接参与深度调峰，但基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，因此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必要手段。

煤电机组实现深度调峰必须经过相应的灵活性改造。一般煤电机组最小出力为额定出力的70%，燃气电厂最小出力为额定出力的50%。系统的调峰是调频之外的向上与向下的出力变化（15分钟到小时级），以保持系统的实时平衡。而深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式。深度调峰的负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。通过热电解耦、低压稳燃等技术改造，煤电机组的最小稳定出力可以降至20%-30%的额定容量，电力系统的向下调节能力有所提升。

我国煤电机组改造空间较大。灵活性改造后煤电机组能够显著提高运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力。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。煤电机组的最小稳定出力在通过热电解耦、低压稳燃等技术改造后，在纯凝工况下可以降至20%-30%的额定容量，供热工况下也能降至50%左右，有效避免通过增加启停次数的方式消纳新能源，能显著减少排放、降低成本。未改造前的煤电机组爬坡速率一般为1-2%额定容量/分钟，经过改造后部分新机组的爬坡速度可达到3-6%额定容量/分钟。煤电机组的热态启动一般为3-5小时，通过技术改造目前国际最先进燃煤机组的热态启动时间可短至1.5-2.5小时左右，而冷态启动需要10小时。新能源渗透率较低的阶段，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，当前煤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。

“三北”地区热电联产机组改造需求强。我国集中供暖需求与全社会用电量需求增长呈正比关系，随着城镇发展而上升，其中北方地区城市集中供热占比80%。目前北方供热以燃煤为主，地位稳定，城镇热电联产面积占总供暖面积45%，其中锅炉占比32%。全国供热面积保持增长，热力供应总量增速稍缓，据《年中国城市建设状况公报》数据显示，截至年末，我国集中供热面积.03亿平方米，同比增长7.30%；热力供应总量年超过40亿吉焦，年达到42.88亿吉焦，同比增长4.58%。热电厂在蒸汽集中供热和热水供热方面的供热能力和总量中均有绝对优势，未来燃煤锅炉将会逐步淘汰，热电联产供热占比将稳定增长。冬季在保证供热的基础上，热电机组调峰能力往往仅为发电装机容量的10%左右，因此热需求很大程度上限制着常规机组电出力的调节能力，要提升这部分机组的运行灵活性，必须通过灵活性改造在满足热需求基础上实现热电解耦。

3.火电灵活性改造旨在降低最小负荷率和提升爬坡速率

3.1.火力发电厂包含多个分系统，燃烧系统是改造的核心

火力发电厂的主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他辅助处理设备。火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。火力发电系统主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等各部分构成。目前，国内新建成的电厂主要配套MW及以上的机组，采用强制循环或自然循环汽包炉，蒸发量为0t/h。锅炉四壁均匀分布喷燃器，向炉膛内喷入煤粉，使其以螺旋方式向上燃烧。锅炉顶端装有储水和蒸汽汽包，内部有一套汽水分离设备，炉膛内高温火焰将水加热成汽水混合物，再由炉外下降管降压。风烟装臵通过送风机将冷风加热分两部分方式进入炉膛，再经引风机将炉膛内产生高温烟气沿烟道送入烟囱排出。

3.2.降低最小稳定出力和提升爬坡速率是关键目标

灵活性改造目标：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。提高火电灵活性主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。常见的火电机组可分为纯凝机组和热电联产机组，二者工作原理不同改造的方式也不同。

纯凝机组灵活性改造：纯凝机组具有低负荷运行能力强，负荷调节灵活的优势。纯凝工况灵活性提升技术路线主要包括深度调峰和快速响应。其中深度调峰包括四方面的改造路径：锅炉侧、汽机侧、环保侧和控制侧。锅炉侧主要包含稳燃技术、制粉系统改造和风机改造等部分；汽机侧包含滑压曲线优化、末级叶片安全校核、阀门升级改造、寿命检测和评估等部分；环保侧主要实现宽负荷脱硝；控制侧包括AGC协调系统优化、过热和再热汽温优化、锅炉燃烧优化控制。快速响应除主汽节流调节外还包括凝结水节流调节、给水旁路调节。为进一步提升纯凝机组的灵活性就需要解决制煤、锅炉、汽机、辅机、控制、排放系统的低负荷运行适应性问题。重点需要

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