火電靈活性改造專題研究-火電轉(zhuǎn)型正當時靈活性改造迎機遇VIP

火電靈活性改造專題研究：火電轉(zhuǎn)型正當時，靈活性改造迎機遇1.“雙碳”戰(zhàn)略提高新能源占比，大規(guī)模并網(wǎng)造成消納難題1.1.新能源裝機快速增長，風光發(fā)電量持續(xù)走高新能源發(fā)電裝機占比快速增高，高比例新能源并網(wǎng)成必然趨勢。隨著

“雙碳”戰(zhàn)略目標的推進，電力系統(tǒng)處于高速清潔化變革的關(guān)鍵階段，風電、太陽能等可再生能源迎來了高速發(fā)展，使得以火電為主的傳統(tǒng)電源系統(tǒng)正向以風電、光伏發(fā)電等為主的清潔電源系統(tǒng)轉(zhuǎn)變。受技術(shù)更新、成本降低及政策影響，2015年以來中國可再生能源發(fā)電進入高速增長通道。根據(jù)Wind數(shù)據(jù)，截至2021年末，風電、光伏裝機容量占比分別達到13.82%、12.90%，而火電裝機容量占比已由2009年的74.49%下降至54.56%，呈現(xiàn)逐年下降的趨勢。2022年前8月累計新增發(fā)電裝機中，太陽能發(fā)電和風電合計占比高達63.28%，可再生能源裝機占比維持高位。2021年9月22日發(fā)布的《中共中央國務(wù)院關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》報告中提出，到2030年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。截至2021年末，我國電源總裝機容量約為23.77億千瓦，由此可見，高比例新能源將成為未來我國電力系統(tǒng)的必然發(fā)展趨勢和重要特征。2022年風光發(fā)電量占比有望超12%。根據(jù)Wind數(shù)據(jù)，截至2022年8月，風光裝機累計達6.94億千瓦，占全部電源裝機的28.18%。隨著裝機量的快速增長，風光發(fā)電量同樣大幅增長，2022年前8月風光發(fā)電量累計達5908.90億千瓦時，占全國發(fā)電量10.56%，同比增長1.55pct。據(jù)國家能源局發(fā)布的《2022年能源工作指導(dǎo)意見》預(yù)估，今年全國風光發(fā)電量占全國用電量比重有望超12%。1.2.風光特性帶來消納難題，電力系統(tǒng)亟需加速轉(zhuǎn)型資源分布不均造成消納難題，部分地區(qū)棄風棄光持續(xù)惡化。我國西部風能太陽能資源豐富，區(qū)域電力系統(tǒng)中風光新能源裝機容量和發(fā)電量均居國內(nèi)首位，而西部地區(qū)電力需求增速不及新增裝機帶來的電力供應(yīng)，造成了供需不平衡愈發(fā)嚴重。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心發(fā)布

《2022年8月全國新能源并網(wǎng)消納情況》，內(nèi)蒙古地區(qū)棄風最為嚴重，蒙東地區(qū)和蒙西地區(qū)8月風電利用率分別為94.9%和99.1%，1-8月風電利用率分別為89.7%和90.7%；西藏棄光最為嚴重，8月光伏利用率為89.3%，1-8月光伏利用率為81.7%。根據(jù)前瞻產(chǎn)業(yè)研究院數(shù)據(jù)，截至2021年，內(nèi)蒙古棄風電量和棄風率分別為50.6億千瓦時和8.9%，同比增長1.2pct。根據(jù)全國新能源消納檢測預(yù)警中心數(shù)據(jù)，2021年，西藏地區(qū)棄光電量和棄光率分別為4.3億千瓦時和19.8%，同比下降5.6pct。根據(jù)華經(jīng)產(chǎn)業(yè)研究院數(shù)據(jù)，截至2021年，中國風電棄風率3.1%，同比微增。風光間歇性波動性特征，新能源裝機帶來消納難題。相比于傳統(tǒng)化石能源，風電和光伏具有間歇性、波動性及對天氣依賴性較大的特征，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行有危害性，目前無技術(shù)可解決?！笆濉逼陂g我國新能源消納水平較好，然而隨著新能源高速新能源發(fā)展，消納問題也隨之凸顯，“十四五”期間，國內(nèi)新能源將繼續(xù)保持年均約1億千瓦的高速發(fā)展勢頭，是“十三五”計劃的1.4倍。風電具有反調(diào)峰特性，如風電在21時至次日5時出力處于相對高位，而此時用電負荷卻是一天中的最低位。當新能源發(fā)電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網(wǎng)的安全性和穩(wěn)定性造成沖擊，或?qū)е麓罅織夛L棄光現(xiàn)象。我國新能源消納基礎(chǔ)薄弱，新能源并網(wǎng)同時引發(fā)電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)難題，可以導(dǎo)致在負荷高峰期的容量充足性不足、系統(tǒng)靈活性不足等問題。據(jù)丹麥能源署測算，對于一個風電裝機容量超過5GW的電力系統(tǒng)來說，1m/s的風速變化可能造成超過500MW的發(fā)電裝機變化。因此，如果電力系統(tǒng)不夠靈活，這種巨大的發(fā)電量變化就可能導(dǎo)致棄風、電網(wǎng)擁塞和不平衡。新場景下電力系統(tǒng)發(fā)生了明顯變化，平衡電力供需難度加大。新場景具有新能源種類豐富、可再生能源接入占比較高和系統(tǒng)不確定性較大等典型特征。舊場景下的原始負荷曲線較為平穩(wěn)，其靈活性調(diào)節(jié)能力可以完全支撐電力系統(tǒng)的靈活性需求，而在新場景下，電力系統(tǒng)主要發(fā)生了以下四點變化：1）與原始負荷曲線相比，新場景下凈負荷曲線的峰谷差和波動性都大幅提升；2）隨著可再生能源接入比例的提升，電力系統(tǒng)的靈活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了傳統(tǒng)電源，常規(guī)靈活性資源的容量因此而大幅度降低；4）傳統(tǒng)的電力供需平衡方式不再能實現(xiàn)對凈負荷的全時段包絡(luò)，部分時段電力系統(tǒng)開始出現(xiàn)靈活性資源供不應(yīng)求的現(xiàn)象。1.3.丹麥經(jīng)驗值得參考，電力市場是靈活性的關(guān)鍵驅(qū)動力丹麥可再生能源發(fā)電占比超50%，電力安全依舊保持極高水平。過去20余年，丹麥的可再生能源發(fā)電占比由12%提升至50%，一舉成為電力系統(tǒng)中可再生能源所占比重最高的國家。同時，過去10年間丹麥的電力供應(yīng)安全性平均值為99.996%，能夠在可再生能源占比如此之高的情況下保持電力供應(yīng)安全，丹麥成功轉(zhuǎn)型的經(jīng)驗值得參考。在電力系統(tǒng)從基于熱電廠轉(zhuǎn)變?yōu)榇蠓蕾嚳稍偕茉窗l(fā)電的過程中會遇到很多挑戰(zhàn)和障礙，其中的核心難題就是靈活性需求的不斷增長，如何能夠以合理的成本，在維持高供電安全性的同時應(yīng)對發(fā)電量的不確定性和可變性，是我國建立新型電力系統(tǒng)過程中必須要解決的難題?？v觀過去20年的發(fā)展，整體可以分為四個階段：（1）2000-2009，可再生能源發(fā)電占比12%-20%：電力系統(tǒng)中可再生能源比例尚且不高，通過現(xiàn)有熱電廠靈活性運營以及與鄰近國家的聯(lián)網(wǎng)線路就可以滿足靈活性需求。自2005年起，熱電聯(lián)產(chǎn)廠從提供基礎(chǔ)負荷轉(zhuǎn)變?yōu)槌蔀殛P(guān)鍵的靈活性來源。在電力市場方面，熱電聯(lián)產(chǎn)廠的收入從依賴傳統(tǒng)的三段式電價制度轉(zhuǎn)變?yōu)閰⑴c能形成每小時電價的電力市場推動了其運營靈活性的發(fā)展。（2）2010-2015，可再生能源發(fā)電占比22%-44%：隨著可再生能源發(fā)電占比快速提升，對靈活性措施的投資也大幅提升。此時熱電聯(lián)產(chǎn)廠必須進行深度的靈活性改造以適應(yīng)當前的需求。在電力市場方面，在原有的與鄰國聯(lián)網(wǎng)線路的基礎(chǔ)上，推動了歐洲統(tǒng)一的日前市場建立，提供了接入更廣泛的平衡區(qū)域以及更便宜的靈活性來源的途徑。（3）2016-2020，可再生能源發(fā)電占比超50%：此時電力系統(tǒng)中可再生能源發(fā)電占主導(dǎo)地位，僅僅依靠熱電聯(lián)產(chǎn)廠和聯(lián)網(wǎng)線路已無法滿足靈活性需求，此時依靠聚合商機制推動了需求側(cè)靈活性的釋放，讓消費者從被動消費轉(zhuǎn)變?yōu)橹鲃酉M，電力系統(tǒng)靈活性資源由電源側(cè)側(cè)向用戶側(cè)過渡。在電力市場方面，啟動的歐洲跨境日內(nèi)市場，改善了可再生能源自行平衡日內(nèi)發(fā)電量偏差的能力，因為大量的買方和賣方推動了競爭，提高了市場流動性，推動了整個歐洲范圍內(nèi)日內(nèi)交易的效率提升。（4）2020-2030，可再生能源發(fā)電占比計劃達100%：整體上朝著提高終端能源消費部門耦合和推動需求側(cè)靈活性發(fā)展的方向轉(zhuǎn)移，手段包括采用新技術(shù)、創(chuàng)新性地使用現(xiàn)有技術(shù)、數(shù)字化和數(shù)據(jù)驅(qū)動的經(jīng)營模式等。預(yù)計電力市場交易依然會是靈活性的主要驅(qū)動力，而市場設(shè)計將不斷演進，從而推動靈活性水平的提升，并最終于2030年之前，實現(xiàn)丹麥電力系統(tǒng)的100%可再生能源化。隨著風光發(fā)電占比不斷提升，靈活性資源由電源側(cè)向用戶側(cè)轉(zhuǎn)移。丹麥和歐洲整體上都通過市場調(diào)度運行推動靈活性措施的發(fā)展的，方式就是通過經(jīng)濟激勵反映市場的需求，讓市場通過價格信號展示需求，進而引導(dǎo)電力運營商優(yōu)先部署成本最低的措施。在可再生能源占比不高的階段，依托于成本優(yōu)勢，靈活熱電廠是最重要的靈活性來源，除此之外發(fā)展完善的聯(lián)網(wǎng)線路在這個階段同樣發(fā)揮了重要作用。隨著可再生能源比重的繼續(xù)提高，電力系統(tǒng)對靈活性的需求也隨之增長，此時需要引入更加先進的預(yù)測和調(diào)度系統(tǒng)，以應(yīng)對更加頻繁的靈活性需求。隨著傳統(tǒng)的熱電聯(lián)產(chǎn)廠逐步淘汰，必須通過電氣化等手段擁有其他的靈活性來源。此時僅憑電力供應(yīng)端預(yù)計無法提供足夠的靈活性，還須進一步推動電力、供熱、交通和天然氣系統(tǒng)之間的部門耦合。最后當可再生能源比重超50%后，靈活性資源的重心向需求側(cè)偏移，以中大型公司和聚合商為主的電力消費者將廣泛積極參與。2.電力系統(tǒng)靈活性需求提升，火電或?qū)⒙氏劝l(fā)揮作用2.1.電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求豐富，調(diào)節(jié)方向及時間尺度是重要指標新型電力系統(tǒng)對靈活性要求明顯增加。通常來說，電能不易于大規(guī)模、長時間儲存，因此無論是以化石能源為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)還是新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，電力供需平衡都是電力系統(tǒng)的核心。我國火電機組為電源的主力機組，其相對來說較為穩(wěn)定可控，并方便協(xié)調(diào)規(guī)劃，因此電力系統(tǒng)中對靈活性需求較弱。新能源的波動性、不確定性以及需求側(cè)用電特性的顯著變化都加大了保障電力平衡的難度，對電力供需調(diào)節(jié)速率及調(diào)節(jié)幅度的要求明顯增加，體現(xiàn)為各類資源需要更為靈活地調(diào)節(jié)發(fā)電出力或用電需求以滿足供需平衡。電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需兼顧向上與向下調(diào)節(jié)場景。根據(jù)電力供給與需求的關(guān)系可分為兩個應(yīng)用場景，分別對應(yīng)電源側(cè)和用戶側(cè)在動態(tài)平衡中的調(diào)整方向。若供給向上靈活性和需求向下靈活性總和不足，系統(tǒng)電力安全和電能質(zhì)量難以保障，嚴重時會導(dǎo)致失負荷情況，影響社會生產(chǎn)生活。若供給向下靈活性和需求向上靈活性總和不足，會導(dǎo)致棄風、棄光或棄水等資源浪費情況，損害電力系統(tǒng)發(fā)電經(jīng)濟性，一定程度上限制新能源發(fā)展的積極性。電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)可分為短、中、長三種時間尺度。按照系統(tǒng)供需起始狀態(tài)所跨的時間尺度和調(diào)節(jié)持續(xù)時間不同，將靈活性需求劃分為短時間尺度、中時間尺度和長時間尺度三種類型。系統(tǒng)靈活性在時間尺度上與電力系統(tǒng)安全性和容量充裕度存在耦合關(guān)系，短時間尺度的靈活性包含電力系統(tǒng)抗瞬時擾動保障電力質(zhì)量的能力，長時間尺度靈活性中的向上長時間尺度靈活性體現(xiàn)電力系統(tǒng)滿足容量充裕度的能力。從短時的秒級至長時間尺度的跨季節(jié)乃至年度靈活性具有連續(xù)性，短、中、長時間尺度靈活性不是割裂存在的，更長時間尺度的靈活性部分隱含了更短時間尺度的靈活性。不同時間尺度靈活性對應(yīng)不同需求。高比例風光發(fā)電的隨機波動性影響下，電力系統(tǒng)短時功率波動的頻度和幅度都更為復(fù)雜且劇烈，短時間尺度靈活性能夠更好地調(diào)整供需功率波動，保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，發(fā)揮功率價值。風光發(fā)電的反調(diào)峰特性使得風光發(fā)電電量消納難題突出，中時間尺度靈活性主要解決小時級的有功功率平衡問題，其中供給（需求）向下（上）靈活性通過跨小時的持續(xù)作用能夠促進風光消納，提高電力系統(tǒng)發(fā)電經(jīng)濟性，發(fā)揮功率和能量雙重價值。新能源發(fā)電占比不斷提高，但其對于傳統(tǒng)穩(wěn)定電源主要是電量替代作用，缺少容量替代效益，使得負荷高峰時段容量充裕性短缺問題凸顯。而長時間尺度靈活性，尤其是供給向上和需求向下長時間尺度靈活性，是經(jīng)濟地滿足電力跨月、跨季節(jié)乃至跨年供應(yīng)安全的有效手段，主要體現(xiàn)容量價值。2.2.電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)均可提供靈活性，電源側(cè)率先參與具備成本優(yōu)勢電力系統(tǒng)中靈活性資源：電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)、儲能。電源側(cè)靈活性資源包括可控的傳統(tǒng)電源水電、核電、火電和相對可控可調(diào)度的可再生能源（光熱、生物質(zhì)、地熱等）等，其中火電又分為燃氣、燃油和燃煤機組。傳統(tǒng)的可控電源裝機容量大、輸出穩(wěn)定，但同時調(diào)節(jié)能力較弱、啟動時間較長，其靈活性調(diào)節(jié)能力有限。電網(wǎng)是輸送電力的載體，也是實現(xiàn)電力系統(tǒng)靈活性的關(guān)鍵，目前主要可以通過靈活交流輸電系統(tǒng)、互聯(lián)互濟以及微電網(wǎng)等技術(shù)和方式來提供靈活性調(diào)節(jié)。用戶側(cè)電力需求管理是電力系統(tǒng)靈活性的重要提供源，通過采取措施引導(dǎo)用戶優(yōu)化用電方式，不僅可以平抑用電負荷的波動性、減小負荷的峰谷差、提高電網(wǎng)利用效率，還能夠通過調(diào)動負荷側(cè)的響應(yīng)資源來滿足系統(tǒng)靈活性需求，保障系統(tǒng)的安全可靠運行促進更多可再生能源的消納。需求側(cè)靈活性資源包括負荷需求響應(yīng)、電動汽車和虛擬電廠等。儲能技術(shù)作為一種新型技術(shù)，在負荷低谷時存儲電量，在高峰時釋放電量。儲能通過對電能供需時間上的平移提供靈活性，實現(xiàn)削峰填谷、平衡供需，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性。儲能技術(shù)與可再生能源結(jié)合利用時，可以平抑可再生能源發(fā)電的間歇性和波動性，促進可再生能源的消納。電源側(cè)各類資源仍將長期發(fā)揮關(guān)鍵作用。在電源側(cè)，氣電和水電是優(yōu)質(zhì)的靈活調(diào)節(jié)電源，我國煤電擁有存量裝機容量高、靈活性挖潛空間大的天然優(yōu)勢，結(jié)合調(diào)峰補償機制的完善今后勢必會成為重要的靈活性資源。電網(wǎng)側(cè)靈活性資源更多的承擔統(tǒng)籌送受端調(diào)峰安排，制定更加靈活的電網(wǎng)運行方式，有利于實現(xiàn)跨省、跨區(qū)共享調(diào)峰與備用資源。在負荷側(cè)，可大力發(fā)展需求響應(yīng)，設(shè)計合理的激勵資金保障機制，優(yōu)化峰谷電價和尖峰電價機制，結(jié)合現(xiàn)貨市場建設(shè)探索實時電價，優(yōu)化電力市場的供需平衡。儲能側(cè)也是優(yōu)質(zhì)的靈活性資源，然而目前主要面臨著投資成本過高的不足，其盈利模式有待持續(xù)探索。據(jù)《源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展下我國電力系統(tǒng)靈活性資源展望》基于我國電力發(fā)展展望預(yù)估，從全國整體來看，源、網(wǎng)、荷、儲四個環(huán)節(jié)靈活性資源比重將由當前的以電源調(diào)節(jié)為主逐步演變?yōu)?035年的61%∶12%∶10%∶17%，電源側(cè)各類資源仍將長期發(fā)揮關(guān)鍵作用。2.3.我國資源稟賦下煤電必將成為重要靈活性資源，設(shè)備改造空間較大我國資源稟賦特性決定了煤電必將成為提升電力系統(tǒng)靈活性的重要手段。我國電力系統(tǒng)中靈活調(diào)節(jié)電源配比較低，與可再生能源裝機世界第一的現(xiàn)狀不匹配，煤電機組靈活性改造仍有較大空間?？煽貍鹘y(tǒng)電源裝機容量大、輸出穩(wěn)定，但同時調(diào)節(jié)能力較弱、啟動時間較長，其靈活性調(diào)節(jié)能力有限。在主要的靈活性電源中，傳統(tǒng)煤電由于其調(diào)控幅度小、機組爬坡速率低不適合直接參與深度調(diào)峰，但基于我國“富煤缺油少氣”

的資源稟賦決定了燃煤機組的主導(dǎo)地位，因此各省尤其是抽水蓄能電站較少的省份和熱電聯(lián)產(chǎn)機組居多的“三北”地區(qū)，均采用燃煤機組和熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰作為提升電力系統(tǒng)靈活性的必要手段。煤電機組實現(xiàn)深度調(diào)峰必須經(jīng)過相應(yīng)的靈活性改造。一般煤電機組最小出力為額定出力的70%，燃氣電廠最小出力為額定出力的50%。系統(tǒng)的調(diào)峰是調(diào)頻之外的向上與向下的出力變化（15分鐘到小時級），以保持系統(tǒng)的實時平衡。而深度調(diào)峰就是受電網(wǎng)負荷峰谷差較大影響而導(dǎo)致各發(fā)電廠降出力、發(fā)電機組超過基本調(diào)峰范圍進行調(diào)峰的一種運行方式。深度調(diào)峰的負荷范圍通常低于電廠鍋爐的最低穩(wěn)燃負荷。通過熱電解耦、低壓穩(wěn)燃等技術(shù)改造，煤電機組的最小穩(wěn)定出力可以降至20%-30%的額定容量，電力系統(tǒng)的向下調(diào)節(jié)能力有所提升。我國煤電機組改造空間較大。靈活性改造后煤電機組能夠顯著提高運行靈活性，即適應(yīng)出力大幅波動、快速響應(yīng)各類變化的能力。目前，國內(nèi)煤電靈活性改造的核心目標是降低最小出力、快速啟停、快速升降負荷等，其中降低最小出力即增加調(diào)峰能力，是目前最為廣泛和主要的改造目標。煤電機組的最小穩(wěn)定出力在通過熱電解耦、低壓穩(wěn)燃等技術(shù)改造后，在純凝工況下可以降至20%-30%的額定容量，供熱工況下也能降至50%左右，有效避免通過增加啟停次數(shù)的方式消納新能源，能顯著減少排放、降低成本。未改造前的煤電機組爬坡速率一般為1-2%額定容量/分鐘，經(jīng)過改造后部分新機組的爬坡速度可達到3-6%額定容量/分鐘。煤電機組的熱態(tài)啟動一般為3-5小時，通過技術(shù)改造目前國際最先進燃煤機組的熱態(tài)啟動時間可短至1.5-2.5小時左右，而冷態(tài)啟動需要10小時。新能源滲透率較低的階段，系統(tǒng)短時調(diào)頻需求靠抽蓄、氣電和優(yōu)質(zhì)煤電能夠滿足，而數(shù)小時級的調(diào)節(jié)能力是電力系統(tǒng)所亟需的，故而從技術(shù)上看，當前煤電靈活性改造是我國電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升的關(guān)鍵手段和最主要的調(diào)節(jié)能力增量來源?！叭薄钡貐^(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組改造需求強。我國集中供暖需求與全社會用電量需求增長呈正比關(guān)系，隨著城鎮(zhèn)發(fā)展而上升，其中北方地區(qū)城市集中供熱占比80%。目前北方供熱以燃煤為主，地位穩(wěn)定，城鎮(zhèn)熱電聯(lián)產(chǎn)面積占總供暖面積45%，其中鍋爐占比32%。全國供熱面積保持增長，熱力供應(yīng)總量增速稍緩，據(jù)《2021年中國城市建設(shè)狀況公報》數(shù)據(jù)顯示，截至2021年末，我國集中供熱面積106.03億平方米，同比增長7.30%；

熱力供應(yīng)總量2020年超過40億吉焦，2021年達到42.88億吉焦，同比增長4.58%。熱電廠在蒸汽集中供熱和熱水供熱方面的供熱能力和總量中均有絕對優(yōu)勢，未來燃煤鍋爐將會逐步淘汰，熱電聯(lián)產(chǎn)供熱占比將穩(wěn)定增長。冬季在保證供熱的基礎(chǔ)上，熱電機組調(diào)峰能力往往僅為發(fā)電裝機容量的10%左右，因此熱需求很大程度上限制著常規(guī)機組電出力的調(diào)節(jié)能力，要提升這部分機組的運行靈活性，必須通過靈活性改造在滿足熱需求基礎(chǔ)上實現(xiàn)熱電解耦。3.火電靈活性改造旨在降低最小負荷率和提升爬坡速率3.1.火力發(fā)電廠包含多個分系統(tǒng)，燃燒系統(tǒng)是改造的核心火力發(fā)電廠的主要設(shè)備系統(tǒng)包括：燃料供給系統(tǒng)、給水系統(tǒng)、蒸汽系統(tǒng)、冷卻系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)及其他輔助處理設(shè)備。火力發(fā)電一般是指利用石油、煤炭和天然氣等燃料燃燒時產(chǎn)生的熱能來加熱水，使水變成高溫、高壓水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發(fā)電機來發(fā)電的方式的總稱。以煤、石油或天然氣作為燃料的發(fā)電廠統(tǒng)稱為火電廠。火力發(fā)電系統(tǒng)主要由燃燒系統(tǒng)、汽水系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、控制系統(tǒng)等組成。前二者產(chǎn)生高溫高壓蒸汽；

電氣系統(tǒng)實現(xiàn)由熱能、機械能到電能的轉(zhuǎn)變；控制系統(tǒng)保證各系統(tǒng)安全、合理、經(jīng)濟運行。燃燒系統(tǒng)由輸煤、磨煤、燃燒、風煙、灰渣等各部分構(gòu)成。目前，國內(nèi)新建成的電廠主要配套300MW及以上的機組，采用強制循環(huán)或自然循環(huán)汽包爐，蒸發(fā)量為1000t/h。鍋爐四壁均勻分布噴燃器，向爐膛內(nèi)噴入煤粉，使其以螺旋方式向上燃燒。鍋爐頂端裝有儲水和蒸汽汽包，內(nèi)部有一套汽水分離設(shè)備，爐膛內(nèi)高溫火焰將水加熱成汽水混合物，再由爐外下降管降壓。風煙裝臵通過送風機將冷風加熱分兩部分方式進入爐膛，再經(jīng)引風機將爐膛內(nèi)產(chǎn)生高溫煙氣沿煙道送入煙囪排出。3.2.降低最小穩(wěn)定出力和提升爬坡速率是關(guān)鍵目標靈活性改造目標：運行靈活性主要是指深度調(diào)峰能力、快速爬坡能力和快速啟停能力，其中深度調(diào)峰能力是指火電機組具有較大的變負荷范圍，對于熱電機組是指通過熱電解耦減少高峰熱負荷時機組出力的能力。提高火電靈活性主要是指增加火電機組的出力變化范圍，響應(yīng)負荷變化或調(diào)度指令的能力，多數(shù)情況下是指增加火電機組在低負荷時的穩(wěn)定、清潔、高效運行能力。常見的火電機組可分為純凝機組和熱電聯(lián)產(chǎn)機組，二者工作原理不同改造的方式也不同。純凝機組靈活性改造：純凝機組具有低負荷運行能力強，負荷調(diào)節(jié)靈活的優(yōu)勢。純凝工況靈活性提升技術(shù)路線主要包括深度調(diào)峰和快速響應(yīng)。其中深度調(diào)峰包括四方面的改造路徑：鍋爐側(cè)、汽機側(cè)、環(huán)保側(cè)和控制側(cè)。鍋爐側(cè)主要包含穩(wěn)燃技術(shù)、制粉系統(tǒng)改造和風機改造等部分；汽機側(cè)包含滑壓曲線優(yōu)化、末級葉片安全校核、閥門升級改造、壽命檢測和評估等部分；環(huán)保側(cè)主要實現(xiàn)寬負荷脫硝；控制側(cè)包括AGC協(xié)調(diào)系統(tǒng)優(yōu)化、過熱和再熱汽溫優(yōu)化、鍋爐燃燒優(yōu)化控制?？焖夙憫?yīng)除主汽節(jié)流調(diào)節(jié)外還包括凝結(jié)水節(jié)流調(diào)節(jié)、給水旁路調(diào)節(jié)。為進一步提升純凝機組的靈活性就需要解決制煤、鍋爐、汽機、輔機、控制、排放系統(tǒng)的低負荷運行適應(yīng)性問題。重點需要關(guān)注低負荷運行下的排放和機組壽命問題?？焖賳⑼?爬坡改造路徑：改善純凝機組爬坡率、快速響應(yīng)負荷變化，具體改造路徑包括：燃燒煤種預(yù)處理、優(yōu)化制供粉系統(tǒng)、新型材料減薄壁厚、和優(yōu)化運行操作流程等方式。目前通常采用凝結(jié)水截流技術(shù)優(yōu)化汽輪機凝氣汽出口閥門或者提高燃料熱值的辦法，其中燃料熱值越高，機組爬坡能力越強，但經(jīng)濟性較差，采用快速改變凝結(jié)水至除氧器調(diào)整門開度來改變凝結(jié)水流量，可使整個機組效率提高，經(jīng)濟性明顯提高。熱電聯(lián)產(chǎn)機組靈活性改造：對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組來說，“以熱定電”方式導(dǎo)致機組出力難以降低，特別是在棄風棄光嚴重的三北地區(qū)熱需求大，熱電機組占比高，供熱季調(diào)峰十分困難。改變供熱地區(qū)電力發(fā)展現(xiàn)狀的關(guān)鍵在于對機組進行熱電解耦改造，而熱電解耦改造主要包括：儲熱水罐/熔鹽罐、電極鍋爐/固體電儲熱鍋爐、切除低壓缸、高背壓改造、汽輪機旁路供熱、余熱供熱等技術(shù)路線。4.輔助服務(wù)市場加速建設(shè)，火電靈活性運行具備經(jīng)濟性4.1.輔助服務(wù)調(diào)節(jié)電力供需，火電參與深度調(diào)峰獲得補償輔助服務(wù)實現(xiàn)調(diào)節(jié)電力供需偏差。電力供需的平衡調(diào)節(jié)同樣需要完善的電力市場交易機制，合理的市場交易機制可以讓市場通過價格傳遞靈活性價值信號，引導(dǎo)系統(tǒng)中已有的靈活性釋放或激勵靈活資源投資建設(shè)。在計劃體制下，“源隨荷動”的思路以及“三公調(diào)度”方式使得電源發(fā)電計劃人為確定且不易更改，這也使得我國的電力系統(tǒng)機制較為僵化，尤其是在風光發(fā)電份額快速提升的當下，電力市場機制需要改革，一方面激活電力系統(tǒng)的靈活性，另一方面可對電力供需進行優(yōu)化調(diào)度進而提高買賣雙方的經(jīng)濟性。隨著新能源滲透率提高和負荷需求復(fù)雜多變，電力供需預(yù)測無法完全準確，實時運行中的偏差需要輔助服務(wù)市場中的資源平衡，例如提供調(diào)峰、二次調(diào)頻、爬坡、穩(wěn)定切機、穩(wěn)定切負荷等輔助服務(wù)。電力市場建設(shè)不斷推進，火電深度調(diào)峰發(fā)揮重要作用。我國的電力市場建設(shè)穩(wěn)中有進，輔助服務(wù)市場建設(shè)方面，在過去電力現(xiàn)貨市場尚未建立的背景下，部分區(qū)域市場為增強電力系統(tǒng)靈活性，減小峰谷負荷差，推出了調(diào)峰輔助服務(wù)產(chǎn)品。當電力系統(tǒng)出現(xiàn)供需不平衡時，火電機組在接受電網(wǎng)調(diào)度指令后開始調(diào)峰，減小出力提供深度調(diào)峰服務(wù)，當出力水平低于深度調(diào)峰基準線后，可以獲得調(diào)峰補償。東北、華北、華東和西北等輔助服務(wù)市場均包含調(diào)峰產(chǎn)品，其中深度調(diào)峰輔助服務(wù)有效的激勵了燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組靈活運行。以東北區(qū)域為例，2016年東北區(qū)域?qū)⒒痣娚疃日{(diào)峰（即火電出力調(diào)節(jié)到額定出力50%以下）定義為“有償調(diào)峰服務(wù)”，2017年東北地區(qū)在裝機僅增長2%的基礎(chǔ)上，新能源發(fā)電量增長了22%，體現(xiàn)了當時深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制釋放了中時間尺度靈活性，有效促進新能源電量的消納。2018年，東北區(qū)域常態(tài)新挖掘火電調(diào)峰潛力400萬千瓦以上，全網(wǎng)風電受益電量共計179億千瓦時，緩解了東北電力系統(tǒng)低谷調(diào)峰困難局面，保障了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行。4.2.我國輔助服務(wù)市場高速發(fā)展，深度調(diào)峰依舊為稀缺資源我國輔助服務(wù)市場以調(diào)峰、調(diào)頻和備用為主。據(jù)國家能源局綜合司通報2019年上半年電力輔助服務(wù)有關(guān)情況顯示，全國除西藏外31個?。▍^(qū)、市、地區(qū)）參與電力輔助服務(wù)補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共4566家，裝機容量共13.70億千瓦，補償費用共130.31億元，占上網(wǎng)電費總額的1.47%。從電力輔助服務(wù)補償總費用來看，補償費用最高的三個區(qū)域依次為南方、東北和西北區(qū)域，西北區(qū)域電力輔助服務(wù)補償費用占上網(wǎng)電費總額比重最高，為3.27%，華中區(qū)域占比最低，為0.36%。從電力輔助服務(wù)補償費用的結(jié)構(gòu)上看，調(diào)峰補償費用總額50.09億元，占總補償費用的38.44%；調(diào)頻（西北區(qū)域調(diào)頻為AGC加一次調(diào)頻，其他區(qū)域調(diào)頻為AGC）補償費用總額27.01億元，占總補償費用的20.73%；備用補償費用總額47.41億元，占比36.38%。輔助服務(wù)中調(diào)峰市場份額大，火電機組發(fā)揮重要作用。從分項電力輔助服務(wù)補償費用來看，調(diào)峰、調(diào)頻和備用補償費用占總補償費用的90%以上。其中，東北區(qū)域調(diào)峰補償力度最大，西北區(qū)域調(diào)頻補償力度最大，南方區(qū)域備用補償力度最大?？傮w來看，南方區(qū)域整體電力輔助服務(wù)補償力度最大?；痣妳⑴c輔助服務(wù)獲得的補償最高，2019H1達120.62億元，遠高于其他類型電源。補償費用主要來自發(fā)電機組分攤費用，合計114.29億元，占比為87.71%，個別省份的外來電也參與了輔助服務(wù)費用的分攤。隨著各地區(qū)輔助服務(wù)交易制度逐步細化，未來將有越來越多的用戶側(cè)也將參與分攤，共同助力電力交易市場有序發(fā)展。深度調(diào)峰仍為稀缺資源，率先完成改造的火電機組有望獲益更多。合理的交易政策可以促進靈活性資源的釋放，隨著各區(qū)域能監(jiān)局、地方能監(jiān)辦陸續(xù)推出電力輔助服務(wù)市場運營細則，火電機組參與調(diào)峰可根據(jù)出力情況得到不同的標準的補償。調(diào)峰檔位的細化以及深度調(diào)峰補償標準的提高均刺激火電機組進行靈活性改造，以增強調(diào)峰能力。補償是市場調(diào)節(jié)的重要手段，當前深度調(diào)峰資源仍較為稀缺，因此可以看到各地區(qū)都給予了較高的補償水平，因此越早完成靈活性改造的基礎(chǔ)有望受益更多，待大部分機組完成靈活性改造后或市場上靈活性資源豐富后，調(diào)峰機組的補償價格也會趨于平穩(wěn)。4.3.火電靈活性改造試點項目加速推進，“十四五”規(guī)劃改造2億千瓦火電靈活性改造試點項目陸續(xù)完成，熱儲能改造較多。2016年，國家能源局下發(fā)了兩批次煤電靈活性改造試點項目清單，共計22個，總規(guī)模為1699萬千瓦，其中15個項目位于東北三省，其余分布在內(nèi)蒙古、甘肅、廣西和河北。22個火電項目中有2個涉及純凝機組改造，其余均為供熱機組靈活性改造。在這22個火電廠靈活性改造試點項目中，采用最多的是熱儲能技術(shù)，占比達到其中采用單罐熱水儲能技術(shù)的電廠有7個，采用電熱固體儲熱和電極鍋爐項目的電廠有6個，采用低壓缸零出力技改的電廠有2個，采用汽輪機低壓缸高背壓改造的電廠有1個，涉及制煤和穩(wěn)燃脫硝系統(tǒng)改造的電廠有4個。截至2020年10月，22個項目中的8個火電項目已經(jīng)改造完成。存量機組應(yīng)改盡改，“十四五”規(guī)劃改造2億千瓦?！笆濉逼陂g，由于缺乏有效的刺激政策以及靈活的市場機制，改造進度大幅低于預(yù)期。據(jù)《國家電網(wǎng)2021年服務(wù)新能源發(fā)展報告》統(tǒng)計數(shù)據(jù)，“十三五”期間國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)累計完成火電機組改造1.62億千瓦，其中“三北”地區(qū)完成火電機組容量改造8241萬千瓦，增加調(diào)節(jié)能力1501萬千瓦。國家發(fā)展改革委和國家能源局于2021年10月29日共同發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》，針對靈活性改造制造，存量煤電機組靈活性改造應(yīng)改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000-4000萬千瓦，以促進清潔能源消納?！笆奈濉逼陂g，實現(xiàn)煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。推動具備條件的純凝機組開展熱電聯(lián)產(chǎn)改造，優(yōu)化已投產(chǎn)熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行，繼續(xù)實施煤電機組靈活性制造和靈活性改造，綜合考慮技術(shù)可行性、經(jīng)濟性和運行安全性，現(xiàn)役機組靈活性改造后，最小發(fā)電出力達到30%左右額定負荷。新版兩個細則頒布，補償費用分擔將向用戶側(cè)轉(zhuǎn)移。2021年12月發(fā)布修訂版《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》（簡稱新版“兩個細則”）提出輔助服務(wù)費用按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則確定補償方式和分攤機制，按照“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度，補償費用由發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶等所有并網(wǎng)主體共同分攤。4.4.火電靈活性改造成本較低，靈活性改造運行已具有經(jīng)濟效益電力系統(tǒng)靈活性的成本構(gòu)成。電力系統(tǒng)靈活性的成本可分為顯性成本和隱性成本，顯性成本包括前期投資建設(shè)成本和靈活運行帶來的成本增量等，隱性成本則包括常規(guī)機組提供靈活性后產(chǎn)生的設(shè)備加速損耗或壽命加速縮減。成本構(gòu)成分為四個部分：資源投資建設(shè)或改造的固定資產(chǎn)投入、靈活性資源在運行時提供靈活性導(dǎo)致的可變成本增量、參與靈活運行相對于正常發(fā)電運行的設(shè)備額外損耗、放棄發(fā)電而選擇提供靈活性調(diào)節(jié)能力造成的發(fā)電收益損失機會成本。改造火電提供靈活性具有明顯的成本優(yōu)勢。煤電靈活性改造的重點是降低最小穩(wěn)定出力，由于機組間改造投資差異明顯，不同機組特征、改造目標、燃料特性等條件都將帶來改造投資的巨大差別，根據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟性與政策建議》報告估算，30萬千瓦和60萬千瓦純凝汽機組最小穩(wěn)定出力由50%降至30%的單位千瓦改造成本在125元/千瓦左右，按單位千瓦靈活性調(diào)節(jié)容量折算為625元/千瓦；

對于30~60萬千瓦的大型熱電廠，熱電解耦需配臵2萬~7萬立方米的儲熱罐，投資成本一般為4000~8000萬元，按熱電解耦后機組供熱工況下最小出力由80%降為50%折算，提升供給向下靈活性空間的改造成本為444元/千瓦。低負載運行狀態(tài)下，機組供電煤耗和污染物排放明顯增加，由此生產(chǎn)相同電量產(chǎn)生的額外燃料成本和排放成本應(yīng)計入煤電靈活性成本。根據(jù)《煤電機組改造應(yīng)注意什么》報告研究顯示，超超臨界機組負荷從50%下調(diào)到40%額定負荷運行，供電煤耗將增加約14克/千瓦時，從40%降低到30%額定負荷運行，供電煤耗將增加20克/千瓦時左右。氣電則受限于燃料成本占比較高，疊加初始建設(shè)成本較高，相對來說經(jīng)濟性不及火電改造。儲能側(cè)抽水蓄能投資成本遠高于電源側(cè)的靈活性資源，并且建設(shè)周期長。電化學(xué)儲能同樣面臨著投資建設(shè)成本高、壽命較短、存在退役處臵成本等弊端，其經(jīng)濟性相對來說也不及火電改造。煤電機組靈活性改造后深度調(diào)峰運行經(jīng)濟性測算：（1）基本參數(shù)：選取300MW的煤電機組，假設(shè)未改造時最低穩(wěn)定負荷率為50%；根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，假設(shè)年利用小時數(shù)與2021年全國平均水平一致為4586小時；根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，假設(shè)煤電機組煤耗與2021年全國平均水平一致為0.3025kg/kWh；煤價取秦皇島港下水煤

（5500千卡）中長期交易價格上限0.77元/kg；上網(wǎng)電價按平均燃煤標桿0.37元/kWh上浮20%取0.45元/kWh。（2）改造參數(shù)：根據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟性與政策建議》報告調(diào)峰容量改造造價取中樞值0.65元/W；擬改造最低負荷率為30%；每日深度調(diào)峰時長為1h；假設(shè)機組負荷率由50%下降至30%煤耗增加為中樞值34g/kWh，即負荷率每降低1%，煤耗增加1.7g/kWh；

調(diào)峰補償標準假設(shè)負荷率50%~30%區(qū)間均為0.4元/kWh；根據(jù)《中國煤電成本分析與風險評估》研究表明，我國煤電機組平均服役年限約為12年，按照設(shè)計壽命30年，假設(shè)完成改造后折舊年限為20年。此外，假設(shè)改造使用自有資金進行，忽略機組負荷率高時產(chǎn)生的分攤費用。（3）煤電靈活運行經(jīng)濟性：基于以上基本參數(shù)和改造假設(shè)，對于300MW的煤電機組來說，改造需要的總投資為3900萬元，參與調(diào)峰每年補償收入為775.22萬元，因調(diào)峰引起的發(fā)電量減少的收入為974.67萬元。由于機組負荷率下降煤耗減少價值504.50萬元，參與深度調(diào)峰增加的煤耗價值85.06萬元，因此調(diào)峰期間總煤耗減少價值419.44萬元。折舊為195萬元，最終計算得到稅前利潤增加25.00萬元。在當前的假設(shè)下，調(diào)峰補償標準達0.4元/kWh時，火電靈活性運行具有經(jīng)濟性。敏感性測算：對火電靈活性改造參與深度調(diào)峰運行的稅前利潤變動受補償標準、每日參與調(diào)峰時間、改造最低負荷、煤價、改造單價和折舊年限等因素的影響進行敏感性分析。償標準：補償標準是影響參與調(diào)峰盈利與否的最直接因素，通過對比不同補償標準可以看出，在上網(wǎng)電費在0.45元/kWh的假設(shè)下，調(diào)峰補償標準0.25元/kWh時，參與調(diào)峰不具備經(jīng)濟性，出現(xiàn)了隨調(diào)峰時長增加凈利潤持續(xù)惡化的情況。當補償標準在0.3元/kWh及以上時，隨著參與調(diào)峰的時長增加均存在盈利的可能，當補償標準達0.4元/kWh時，每天參與調(diào)峰1小時即可實現(xiàn)正收益。詳細計算結(jié)果表明，補償標準0.29元/kWh時為靈活性運行的盈虧平衡點。西北、東北、南網(wǎng)地區(qū)補貼力度較大，有望率先激活靈活性改造市場。通過對比各地區(qū)補貼正?？梢钥闯?，風光并網(wǎng)進展較快的甘肅、青海、寧夏、陜西地區(qū)深度調(diào)峰補償報價上限較高，參與調(diào)峰獲得收益的機會越大。此外東北地區(qū)受供熱需求影響，供暖季低于40%負荷率的報價上限達1元/kWh，具有較好的經(jīng)濟性。南網(wǎng)地區(qū)補償標準普遍較高，除廣西省外補償上限均超過0.9元/kWh，高額補償或?qū)⒋蠓嵘\營商的靈活性改造意愿，引導(dǎo)煤電機組加速轉(zhuǎn)型。調(diào)峰時長：調(diào)峰時長直接影響調(diào)峰補償和煤耗，對稅前利潤有較大的影響。調(diào)峰時間的增長可以使調(diào)峰補償明顯增加，同時由于補償期間減少煤耗，也使得燃料成本大幅減少，共同推動盈利水平大幅提升。當補貼標準超過盈虧平衡點后，煤電機組越多參與深度調(diào)峰，其盈利水平越高。改造最低負荷：改造最低負荷直接影響改造成本、發(fā)電煤耗和補償，為了方便對比，假設(shè)改造的單位成本不受負荷率的影響，依舊為0.65/W，同時假設(shè)調(diào)峰補償各負荷率下保持一致。可以看出平穩(wěn)運行的最低負荷越低以及補償標準越高，其靈活性運行的經(jīng)濟性越好。當機組可以實現(xiàn)20%時，補償標準略高于0.35元/W時即可實現(xiàn)盈虧平衡，而實際情況下，負荷率越低時，其對應(yīng)的階梯補貼更高，因此具有深度調(diào)峰能力的機組經(jīng)濟性非常優(yōu)異。煤價：煤價直接影響機組運行的成本，對稅前利潤有較大影響。從測算模型可以看出，煤價的增加會大幅提升機組在深度調(diào)峰時負荷率降低帶來的燃料成本的節(jié)省，因此也使得在煤價維持高位的狀態(tài)下參與調(diào)峰的經(jīng)濟性凸顯。當煤價在770元/噸的基礎(chǔ)上浮20%時，即使補貼電價為0.35元/kWh，年稅前利潤也為正。對于中小型規(guī)模的煤電運營商來說，若煤價成本較高，可考慮更多參與深度調(diào)峰服務(wù)以獲得超額收益。調(diào)峰容量改造造價：調(diào)峰容量改造造價直接影響投資成本進而影響折舊，對稅前利潤有一定的影響。在當前的測算結(jié)果中，當調(diào)峰補償標準為0.4元/kWh時，在最高改造造價0.75元/W時可接近實現(xiàn)盈利，而若補償標準降為0.35元/kWh，則需改造造價低于0.45元/W時方可接近盈利。折舊年限：折舊年限影響每年分攤費用進而影響稅前利潤。折舊年限越長，平均每年的折舊費用越少，稅前利潤水平越高。在當前的測算結(jié)果中，對于折舊年限為10年的煤電機組，需要平均調(diào)峰補償為0.5元/kWh時方可實現(xiàn)正收益。因此對于運營商來說，投運年限較少的機組進行靈活性改造收益更高。5.投資分析5.1.華光環(huán)能：煤粉預(yù)熱燃燒技術(shù)降低煤電機組負荷率鍋爐制造業(yè)務(wù)起家，能源與環(huán)保并行發(fā)展。公司前身無錫鍋爐廠，自1958年成立以來深耕鍋爐的設(shè)計與制造領(lǐng)域，先后開發(fā)了煤粉燃燒、流化床燃燒、爐排燃燒等具備多種燃燒方式并適應(yīng)不同煤種的燃煤鍋爐。2017年公司向國聯(lián)集團發(fā)行股份吸收合并國聯(lián)環(huán)保，開啟環(huán)保主線。2021年，公司控股收購了中設(shè)國聯(lián)無錫新能源發(fā)展有限公司58.25%的股權(quán)，拓展進入光伏發(fā)電運營領(lǐng)域，優(yōu)化調(diào)整了自身能源結(jié)構(gòu)，鞏固自身行業(yè)地位。據(jù)2022年半年報披露，公司目前擁有37個成熟光伏運營項目，裝機容量277.45MW，在運營及在建的燃機裝機量為594MW。公司熱電運營項目較為優(yōu)質(zhì)，現(xiàn)金流水平較好，助力公司不斷完善業(yè)務(wù)細分板塊，實現(xiàn)能源與環(huán)保多層級業(yè)務(wù)全覆蓋。煤粉預(yù)熱燃燒技術(shù)進入中試階段，五大優(yōu)勢完美適煤電配靈活性改造。公司與中科院合作研發(fā)，基本完成了煤粉預(yù)熱燃燒的關(guān)鍵技術(shù)和中試研究。煤粉預(yù)熱技術(shù)通過使用小型流態(tài)化裝臵作為燃料預(yù)熱裝臵，將燃料的預(yù)熱和燃燒分開，燃料先在預(yù)熱燃燒器中加熱，再進爐膛燃燒。具備如下優(yōu)勢：（1）可以通過燃料自身熱量維持預(yù)熱溫度，無需外界熱量的加入。（2）預(yù)熱至著火點以上再進入爐膛，著火容易，可燃燒多種燃料。（3）預(yù)熱將燃料改性，通過預(yù)熱燃燒器實現(xiàn)粉狀燃料改性，效率高，磨損少。形成含有煤氣和高活性半焦的高溫氣固混合燃料后再進入爐膛懸浮燃燒，提高反應(yīng)活性，提高燃盡率。（4）強缺氧氣氛預(yù)熱，實現(xiàn)源頭和多級脫氮，成功實現(xiàn)“煤氮定向轉(zhuǎn)化+深度分級燃燒”技術(shù)路線，降低NOx排放。（5）可以在15~115%負荷范圍內(nèi)連續(xù)穩(wěn)定運行，無需投油助燃。兼顧寬負荷率和低NOx排放，同時大幅降低環(huán)保開支經(jīng)濟性較好。煤粉預(yù)熱燃燒技術(shù)可以降低鍋爐負荷率水平，提升火電機組的靈活性。相比于其他改造路線，煤粉預(yù)熱技術(shù)可以實現(xiàn)較為深度的改造，一方面可以將機組最低負荷率降低至15%左右，使機組可以在超低負荷率下穩(wěn)定運行；另一方面“煤氮定向轉(zhuǎn)化+深度分級燃燒”技術(shù)可以大幅減少NOx的排放，據(jù)全俄熱能研究所的研究表明，在實驗平臺上煤粉預(yù)熱溫度在815℃時，NOx生成量會下降80%。因此煤粉燃燒預(yù)熱技術(shù)可以大幅減少脫硝環(huán)節(jié)氨水和SCR催化劑的使用，因此可以同時減少煤電機組環(huán)保支出，無論是否參與調(diào)峰，其經(jīng)濟性都更好。并且改造不涉及鍋爐本體，因此改造周期短安全性高，改造機組可快速投產(chǎn)參與深度調(diào)峰，獲得高額收益。公司營收增長穩(wěn)定，歸母凈利潤受原材料上漲疊加疫情影響增長放緩。公司聚焦環(huán)保+能源領(lǐng)域，主營業(yè)務(wù)包括環(huán)保設(shè)備、地方熱電運營服務(wù)、市政環(huán)保工程及服務(wù)、節(jié)能高效發(fā)電設(shè)備、電站工程及服務(wù)和環(huán)保運營服務(wù)六項。2022年上半年，公司的營業(yè)總收入為41.75億元，同比增速為10.57%。受上游原材料漲價以及疫情散發(fā)帶來的影響，公司的盈利水平增速放緩，歸屬母公司股東的凈利潤為3.98億元，同比持平。毛利率穩(wěn)步提升，管理費用率大幅下降。2022年上半年，銷售毛利率為19.94%，較上年小幅度增加，延續(xù)了穩(wěn)步上升的趨勢。凈利率為11.04%，較2021年末增長了0.75%。公司的期間費用以管理費用為主，管理費用率、財務(wù)費用率、銷售費用率分別為5.49%、1.34%、0.72%，其中，管理費用率較2021年末大幅下降，銷售費用率小幅下降，財務(wù)費用率小幅上升。鍋爐制造行業(yè)二梯隊前列，進行靈活性改造具備客戶優(yōu)勢。公司為中大型電站鍋爐制造企業(yè)，在鍋爐制造領(lǐng)域處于國內(nèi)第二梯隊前列。據(jù)公司公告，在熱電運營領(lǐng)域，公司為無錫地區(qū)龍頭，占無錫市區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)供熱市場的70%左右。同時，公司擁有國內(nèi)供熱距離最長的多熱源、大規(guī)模蒸汽集中供熱系統(tǒng)，實現(xiàn)了燃煤燃氣聯(lián)合供應(yīng)、跨區(qū)域供熱的格局。公司業(yè)務(wù)不斷向省外、國外拓展，根據(jù)公告發(fā)布的合同公告，近年來先后向惠州、陜西等地提供余熱鍋爐產(chǎn)品，除此之外，還通過與中國電力

顧問集團公司向越南提供余熱鍋爐設(shè)備。公司與一梯隊大廠錯位競爭，深度覆蓋30萬千瓦以下機組，與客戶維持良好的關(guān)系，為靈活性改造提供先發(fā)客戶優(yōu)勢。5.2.青達環(huán)保：全負荷脫硝和蓄熱器共同助力靈活性提升火電節(jié)能環(huán)保裝備龍頭，全負荷脫硝系統(tǒng)保障低負荷率工況排放達標。青達環(huán)保

2006年成立于山東青島，致力于節(jié)能降耗、環(huán)保減排設(shè)備的設(shè)計、制造和銷售，主營業(yè)務(wù)包括：1）爐渣節(jié)能環(huán)保處理；2）煙氣節(jié)能環(huán)保處理；3）清潔能源消納；4）脫硫廢水環(huán)保處理。其中全負荷脫硝系統(tǒng)實現(xiàn)了燃煤電廠超低排放的環(huán)保要求且解決了鍋爐低負荷運行時煙溫不達標問題。全負荷脫銷技術(shù)助力火電深度調(diào)峰。常規(guī)SCR脫銷工藝的煙氣溫度在300~420℃之間，不能達到深度調(diào)峰的要求。針對鍋爐低負荷調(diào)峰運行啟動時SCR入口煙溫低的情況，公司全負荷脫硝系統(tǒng)通過鍋爐省煤器水側(cè)調(diào)節(jié)技術(shù)，減少鍋爐省煤器內(nèi)工質(zhì)從煙氣側(cè)的吸熱量，從而提高SCR裝臵進口煙氣溫度，保證鍋爐在全負荷區(qū)間脫硝煙溫在300℃及以上，滿足低負荷及深度調(diào)峰時脫硝系統(tǒng)正常運行的要求，降低污染物排放，緩解空預(yù)器堵塞問題，確保鍋爐長期的高負荷能力。與市場上的寬負荷脫銷改造技術(shù)對比，公司的脫銷技術(shù)可以做到0%負荷，完全滿足低負荷及深度調(diào)峰時脫硝系統(tǒng)運行要求。布局三種技術(shù)路線方案，全面輔助優(yōu)化全負荷脫硝。公司針對全負荷脫銷系統(tǒng)，有三種技術(shù)方案：給水旁路、熱水再循環(huán)和復(fù)合熱水再循環(huán)，分別可達到10~20℃、30~50℃、30~50℃的最佳加熱溫度。市場的主流寬脫銷技術(shù)路線主要是省煤器外部煙氣旁路技術(shù)和省煤器給水旁路技術(shù)。公司水旁路技術(shù)為核心技術(shù)，分為亞臨界機組和超臨界/超超臨界機組，公司水側(cè)調(diào)節(jié)技術(shù)方案與其他技術(shù)方案相比：1）占用空間和現(xiàn)場施工量較??；2）改造工期短、投資費用不高、后期維護較少；3）系統(tǒng)簡單、可動態(tài)調(diào)節(jié)SCR入口煙溫；4）當鍋爐在高負荷下SCR入口煙溫滿足要求時，可關(guān)閉此系統(tǒng)，維持鍋爐的整體效率不變。負荷熱水再循環(huán)技術(shù)屬于水旁路和熱水再循環(huán)分案結(jié)合的改進措施，對于不帶啟動爐水泵的超臨界或超超臨界機組，從分離器出口引出的熱水再循環(huán)系統(tǒng)可充當鍋爐啟動系統(tǒng)用。公司營收和歸母凈利潤呈持續(xù)增長態(tài)勢。2022年上半年，公司的營業(yè)總收入、營業(yè)利潤分別為2.14億元、0.12億元，同比增速為23.67%、45.72%。歸屬母公司股東的凈利潤為0.06億元，同比增速為70.41%。毛利率水平較高，期間費用率有所增長。2022年上半年，公司的毛利率、凈利率分別為35.24%、4.65%，毛利率較2021年末有較大幅度增長，而凈利率水平受原材料漲價及疫情影響出現(xiàn)較大幅度下降。公司期間費用率較2021年末均有所上升，銷售費用率、管理費用率、財務(wù)費用率分別為10.28%、11.68%、2.34%。提前布局精準卡位，全負荷脫硝業(yè)務(wù)高速發(fā)展。公司在火電靈活性改造領(lǐng)域布局清晰，產(chǎn)品主要包括全負荷脫硝系統(tǒng)（環(huán)保側(cè)）和清潔能源消納系統(tǒng)（調(diào)峰側(cè)）兩大類。全負荷脫硝業(yè)務(wù)受益火電靈活性改造東風，營收爆發(fā)性增長，毛利率保持較高水平。2018-2021年公司全負荷脫硝系統(tǒng)業(yè)務(wù)營收由0.3億元迅速增至1.3億元，整體業(yè)務(wù)呈現(xiàn)爆發(fā)態(tài)勢，由于全負荷脫硝改造技術(shù)壁壘較高，隨著十四五火電靈活性改造需求的爆發(fā)，該業(yè)務(wù)有望持續(xù)快速增長，毛利率水