【天风电新】火电灵活性改造专家交流要点

【天风电新】火电灵活性改造专家交流要点-0407 ——————————— □火改、抽蓄、新型储能十四五规划体量 十四五规划火改200GW，增加调峰能力35GW；抽蓄新增装机30GW；新型储能新增装机30GW。 新型储能处于发展初期，成本高；抽蓄建设周期长，8年左右；现阶段更多靠火改来满足新能源调峰需求。 □火改规模预测 21年底发电集团上报十四五改造项目其实超过200GW，21/22年改造规模每年50GW左右，但更多并非深度改造，业主自己就能实施。未来深改比例会增加，但仍需政策推动经济性，未来三年预计仍将保持50GW/年的体量。 □火改技术路线及改造成本 1）改造锅炉主机：是主流，壁垒最高，低负荷稳燃、低氮燃烧等，单GW成本可按4000万估算，和机组大小、改造项目多少有关。 2）宽负荷脱硝：火改都需要做，水旁路、烟气旁路等不同方案价格差别大，成本几百万-3000万不等。 3）储热技术：主要用于供暖机组，电锅炉投资额约1亿/100MW，熔盐储能成本高，占地大，示范项目成本在3000-4000万。 4）电化学：成本高，主要作为调频储能，南方较多。 □火改实施方1）锅炉改造：主要是三大主机厂，以及各大电力集团旗下设计院，比如国能集团的国电龙源、华电的华电科院、国电投的上海成套院、华能的西安热工院。 2）宽负荷脱硝：技术难度没那么高，青达环保、龙净环保在做。 □火改盈利模式 主要是调峰辅助服务收益，市场主体集中竞价上网，深度调峰辅助服务阶梯式报价去匹配。 东北地区收益最好，有的项目改得早一年就能回本，改造机组多了后竞争加剧可能降低收益，但是目前新能源新增容量远多于火电改造，辅助市场需求大于供给，所以目前收益是在增长的。