火电灵活性改造的现状与前景

加快发展可再生能源是国际社会应对能源资源紧张、环境恶化、气候变暖的重要手段。近年来，在国家政策的大力引导下，我国可再生能源保持持续快速发展态势。截至2019年底，风电与光伏发电装机容量分别达到2.1亿kW和2.04亿kW，年发电量分别达到4057亿kW·h 和2243亿kW·h，我国稳居可再生能源消纳量最大的国家。

与此同时，由于火电灵活性改造等一列措施的推动，我国可再生能源消纳情况实现了逐步改善。为实现能源生产与消费革命的目标，“十四五”期间，可再生能源将继续维持高速发展态势，风电和光伏发电装机容量将有望达到“双4亿”的目标。

因此，电力系统调峰问题、平衡调节能力提升问题将贯穿“十四五” 期间。我国电源结构性矛盾突出，系统调峰能力严重不足是影响我国可再生能源消纳的核心问题。我国电源结构以火电为主，占全国电源装机比重达到67%，但调峰能力普遍只有50%左右。其中，“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2019年，我国已完成火电灵活性改造容量约5775万kW，火电灵活性改造的深度和广度有待进一步提高。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。与此同时，由于环保压力的加大，部分地区已出现短时缺电的情况，“十四五”期间，电源充裕性与灵活性问题将在局部地区同时存在。

因此，火电灵活性已被各国认为是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。十四五期间，火电灵活性改造仍是电力系统调节能力提升的关键手段和最主要调节能力增量来源。本文立足我国现状，力图通过对火电灵活性改造历史沿革、核心要素与未来趋势的梳理，构建全景化视角，为我国灵活性改造提供整体性解决思路。

1 火电灵活性改造的历史与现状

1.1 火电灵活性改造的定义

火电灵活性是电力系统灵活性的关键指标，也是电力系统灵活性的核心组成部分。火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等。目前，国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，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。

1.2 火电灵活性改造的历史

丹麦、德国是欧洲火电灵活性改造的主要国家，其火电灵活性改造是市场推动、逐步深入的过程，也是其电力系统转型的重要组成部分。

近20年来，丹麦火电机组灵活性改造分3个阶段，电力市场化带来的价格波动是促使火电向更为林火运行方式转变的直接动因，其历史进程如图1所示。

90年代初，随着电力市场化改革的推进和现货市场的逐步建立，火电机组盈利模式发生根本转变。丹麦加入北欧电力市场（NordPool）,电力交易价格开始明显变化。为适应交易市场内价格的波动性变化，提升自身灵活性已成为必然选择。此时，由于价格波动也相对平滑，灵活性改造的主要工作集中于运行与管理的优化，资产性投入相对较少，通过细化监控，主要从管理和运行上找潜力。燃煤机组从基荷机组逐步向负荷跟随机组转变。

进入20世纪，由于可再生能源的大量并网，交易市场内的价格波动日益频繁，波动幅度也不断增加，负成交价格也不断发生。为此，火电机组不得不加大在灵活性改造中的投入，其核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化机组控制，对于热电联产机组，多种蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化。

2010年之后，灵活性的价值逐步被认可，火电机组的变工况研究逐渐深入。多样化的灵活性提升手段纷纷被采用，其改造历程如图2所示。其中针对热电联产机组，蓄热装置成为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性的提升，电锅炉、热泵等电制冷、制热方式也被逐渐应用。

这样的经验也被推广到欧洲各国。西班牙根据其电力市场实时几个信息研究表明更为灵活的运行方式将为煤电机组收益带来20%~50%的提升，为燃气-蒸汽联合循环机组收益带来20%~50%的提升，相应也带来弃风比例的明显降低，这使得欧洲火电的角色发生明显的变化，如表1所示。

在国内，随着调峰形势的日趋严峻和调峰考核的加强以及深度调峰补偿措施的完善，一些电厂也开始试点开展深度调峰改造，如大连庄河电厂60万kW纯凝机组调峰能力已接近70%，华能丹东电厂30万kW热电联产机组在非供热调峰能力已接近80%。依靠电量为主的交易结算方式难以支撑灵活性的要求，随着辅助服务市场推开和调峰辅助收益明显增加，火电将实质性地实现电量主体向容量主体的转变。

1.3火电灵活性改造的现状

德国、丹麦火电灵活性情况见表2，目前在丹麦、德国，硬煤火电机组最小出力可达25%~30%，褐煤机组最小出力可达40%~50%，爬坡速率可分别达到4%/min~6%/min和2.5%/min~4%/min。在电力现货市场中，这些机组往往根据电价信号及时调整自身出力，在低电价甚至负电价时降低出力甚至停机，以获得更优的市场回报，其火电运行典型方式如图3所示。

为了充分挖掘火电机组调峰潜力，提高系统可再生能源消纳能力，国家能源局于2016年下发《关于火电灵活性改造试点项目通知》，安排“三北”地区21个试点项目，合计改造规模1635万kW。通过灵活性改造，使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量，纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。《电力发展“十三五”规划》 中明确指出，“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿kW，纯凝机组改造约8200万kW；其他地方纯凝改造约450万kW。改造后，增加调峰能力4600万kW，其中，“三北”地区增加4500万kW。这些措施已作为提升电力系统调节能力的核心组成部分。部分东北火电灵活性改造机组情况如表3所示。

2火电灵活性改造的关键问题

2.1 技术要素2.1.1锅炉侧

锅炉侧灵活性改造须重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄露、脱硝运行安全等问题。

1）锅炉低负荷稳燃技术。锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满程度会比高负荷时差，负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致每分气流的着火距离增大，同时火焰对炉壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧的不稳定，甚至锅炉熄火。为提高燃烧稳定性，通常采用的技术路径包括：低负荷精细化燃烧调整，主要针对燃烧器结构、磨投运方式、煤粉精度、一次风速、配风方式等内容；燃烧器、制粉系统优化改造，改造内容涉及燃烧器、磨煤机动态分离器、风粉在线监测装置等；改善入炉煤质，储备调峰煤、掺烧生物质等。2）宽负荷脱硝技术。国内普遍采用的NOx脱除技术为选择性催化还原法（selective catalytic reduction，SCR），其要求烟气温度稳定在280~420℃范围内，才能保证还原剂与催化剂的良好作用。当机组低负荷运行时，烟气温度往往偏低，带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。为了保证SCR脱硝系统宽负荷运行，主要技术路线有2类：通过改造锅炉热力系统或烟气系统，提高低负荷阶段SCR反应器入口温度；选用宽温催化剂，在常规V-W-TiO2催化剂基础上，通过添加其他元素改进催化剂性能，提高低温下催化剂活性。2.1.2 汽轮机侧

深度调峰状态，汽轮机侧须重点关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题。

1）汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术。汽轮机在低负荷运行时，由于蒸汽流量减小，动叶片根部和静叶栅出口顶部易出现汽流脱离，造成水蚀。同时，汽流脱离引起的不稳定流场与叶片弹性变形之间气动耦合将可能激发叶片的自激振动，使之落入共振区。蒸汽流量不足也将导致重热效应，转子、汽缸等部件由于叶片摩擦鼓风而被加热，受热不均将产生涨差。为改善汽轮机低负荷运行特性，通常采用的技术路径为强化末级叶片性能、优化通流设计参数、增加冷却方式控制等。2）供热机组热点解耦技术。热点联产机组调峰能力还受到供热负荷的制约，我国主力热电联产机组能力还受到供热负荷的制约，我国主力热电联产机组为抽凝机组，随着抽汽供热量的增加，调峰能力将逐渐被压缩。因此，在供热中期，热电联产机组调峰能力将进一步被限制。为了实现热电解耦，采取的改造技术有：切除低压缸供热，中压缸排汽绝大部分用于对外供热，仅保持少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”运行；电热锅炉，在热源侧设置电热锅炉，主要包括直热式电热锅炉和蓄热式电热锅炉，实现热电解耦；设置储热罐，作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充。除了以上常用技术，还可以采用吸收式热泵、电驱动热泵等技术实现热电解耦。2.1.3控制与监测1）提高负荷响应速率协调优化控制技术。锅炉惯性时间远长于汽轮机惯性时间，锅炉跟不上汽机是导致火电机组不灵活、参数不稳定的主要因素之一。目前常用的提高负荷相应速率的技术有自动发电控制（automatic generation control,AGC）协调系统优化控制技术、过热和再热汽温优化控制技术、变负荷和智能滑压优化控制技术、供热抽汽辅助负荷调节技术、给水旁路调节与0#高加抽汽调节技术等。2）水冷壁安全防护技术。水冷壁分布于锅炉炉膛的四周，是锅炉的主要受热部分。当锅炉出力处于低负荷或快速变化时将影响水冷壁的安全运行。为此，需要精准的监控与有效的措施来维持良性的水循环。目前，主要的措施包括：实时监测水冷壁温度的变化以及汽包上下壁温及温差、汽包与水冷壁温差等参数及其变化。另外，核算管间偏差、核算水循环安全性、设置必要的壁温测点也具有重要的作用。2.2经济要素火电灵活性改造的成本，首先涉及各类改造的投资。对于常规火电机组，改造包括对锅炉、汽轮机等主机设备的改造，也包括对控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；对于供热火电机组，在上述改造基础上，还可进一步通过低压缸旁路、蓄热罐、电锅炉等方式，改变原有发电与供热间的耦合关系，释放机组的运行灵活性。因此，机组间改造投资差异明显，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，往往只能以“一厂一策”的方式进行单独测算，难以实现标准化的造价限额控制。在不包括储能设备的情况下，改造投资通常在30~90元/kW，最小出力可降至20%~40%。其次，灵活性改造的目标是开展深度调峰。因此，深度调峰成本是潜在的可变成本，包括增加的燃料成本、厂用电、设备运行维护成本及由于长时间深度调峰和大范围负荷率变动引起的设备寿命减损、加速更换成本等。其中，随着调峰深度的增加，火电机组的供电煤耗将明显增加，特别是进入深度调峰区间后，供电煤耗增速进一步加快，如图4所示。同时，也可以看出，火电机组由于设计参数、技术流派、定态选择等方面的差异，深度调峰带来的供电煤耗增量也有所不同。

再者，深度调峰的机会成本也应纳入火电灵活性改造的成本中加以考虑。火电机组进行深度调峰，意味着发电收益的损失，即由于深度调峰而损失的潜在发电收益，反映其为获得深度调峰而放弃的发电收益。由于不同电厂的盈利情况存在差异，机会成本将有所不同。

火电灵活性改造的收益主要包括减少的调峰分摊费用和获得的调峰补偿费用两部分。在改造之前，供热火电机组往往运行在深度调峰标准之上，需要分摊其他深度调峰机组的补偿费用，进行改造之后，该部分费用将消失，形成机会收益。随着改造深度增加，火电机组可运行至深度调峰区域，可获得深度调峰补偿。根据调峰深度不同，调峰补偿标准也不相同，以东北为例，最高可到1元/kW·h。

2.3机制要素

目前，国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。2014年，东北率先启动调峰辅助服务市场，2016年以来，东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北（宁夏）、南方（广东）8个电力辅助服务市场相继获批，并逐步开始建设。到现在，各地调峰市场活跃程度与市场规模仍然存在差异，这也是各地火电灵活性改造进度不同的核心问题。

调峰辅助市场对于火电灵活性的推动作用明显，以最早实施的东北为例，在辅助服务市场的推动下，一方面，一些火电机组通过灵活性改造实现大幅度的深度调峰，截至2017年底，共12家电厂完成灵活性改造，增加调峰能力240万kW。另一方面，一些火电机组仅进行少量或不进行改造，通过运行调节，实现调峰能力的轻度改善，截至2017年底，调峰能力增加约400万kW。

现货市场是欧洲许多国家推动火电灵活性改造的基本要素，运行灵活性决定了其在电力市场中的竞争力与收益。随着电力市场接波动的变化，德国等国的火电机组运行模式与灵活性也发生过了显著改变，如图5所示。国内现货市场正在稳步推进，我国第一批8个电力现货商行试点地区已全部进入试运行，经过改造的这些机组将在现货市场中获得更好收益。

火电灵活性改造是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，本质核心是收益模式的变化。随着发电量计划的放开、燃料和上网电价的双侧波动以及中长期电力交易的拓展，火电机组的收益方式将呈现差异化的发展模式，寻求灵活性突破，获取灵活性收益将成为火电机组的主动选择。

3火电灵活性改造的典型模式3.1轻度改造模式

由于灵活性市场的不确定性和投资能力的受限，许多火电厂选择了轻度改造模式，即通过较少量的投资，降低自身辅助服务费用分摊。这部分改造往往集中于控制与辅机系统等投资较小的领域，更多以运行调整的方式挖掘机组内在潜力，通过“边试边学”的模式探索机组安全运行的新边界，以小步快走的理念实现灵活性的逐渐拓展。这是目前应用最多的方式，也是欧洲火电灵活性改造初期的典型做法，典型的改造方式包括低负荷下的机炉协调控制、汽轮机旁路改造等。其中许多机组由于改造投入较少，常常没有纳入火电灵活性改造的统计。

3.2 深度改造模式

在国家试点示范和调峰辅助服务市场初期高投资回报的刺激下，一些火电厂选择了深度改造模式，以先试先行的魄力，成为第一批在火电灵活性市场中探路的先锋，通过机组大规模的投资改造，显著提高调节能力，成为辅助服务市场中排名最靠前的机组。这部分机组的改造往往是系统性工程，涉及主机的多个部分，同时也是科技成果应用最为集中的体现，相应的投资规模也相对较大。典型改造方式包括低压缸切除、蓄热罐等。与此同时，如蓄热罐等改造方式，为最大程度地释放改造效果，须与日前调度紧密配合，提前优化抽/放热方式，更适合已实施日前现货市场的地区，如丹麦、德国等。

3.3 第三方投资模式

在市场的激励下，一些第三方投资机构开始进入火电灵活性改造领域，他们的投资风格往往更趋于高风险、高回报。这样的改造往往以获得最高峰补偿为目标，占据调峰辅助服务市场的头部位置，在足够的调峰缺口下，获得显著的收益，从而对冲高投资带来的风险。上述模式另一个显著特征为界面的清晰划分，涉及资产界面、运行界面、费用节面等，通过与相应电厂形成界面清晰的利益共同体，从而保证投资收益模式的闭环。典型的改造方式包括蓄热式电锅炉等。

3.4 协同规划方式

在电网中，各火电机组由于电气位置的不同，往往会存在作用与运行方式的差异，而我国目前尚未建立节点电价、线路拥堵费等反映该差异的市场机制，这使得火电机组在开展灵活性改造时存在一定盲区，即出现了在系统灵活性不足的局部地区，火电机组灵活性改造的进度滞后，而在电力亟需支撑的局部地区，火电机组灵活性改造的进度反而超前的情况。因此，亟需以电力系统整体视角，统筹考虑开展火电灵活性规划，提升火电灵活性改造投资的有效性，降低火电灵活性改造的整体成本，形成以系统整体最优的火电灵活性改造模式，而该模式目前更多停留在研究层面。

4 火电灵活性改造的发展前景

4.1 技术发展前景

在市场需求的推动下，我国火电灵活性改造相关的技术体系迅速建立。从锅炉到汽轮机，从主机到辅机，从控制单元到全厂策略，围绕不同的灵活性需求，各类改造方案纷纷被提出并快速投入应用，许多电厂几乎每次技改大修后，灵活性都有所提升。

随着市场表现的示范作用，火电机组的设计理念也在逐步改变，考虑灵活性的设计方式如图6所示已逐步推广。热点联产机组已被要求具有与纯凝机组同样的调节能力，灵活性指标已成为火电机组设计的关键指标。

4.2 投资盈利前景

调峰辅助服务市场已成为目前刺激火电灵活性改造最主要的市场要素，市场规模不断扩大。一方面，市场范围由初期的东北帝王扩展到东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、甘肃、广东等8个试点，并将在全国各省区全面铺开。另一方面，市场交易电量与费用随着可再生能源接入比例的升高而出增加，图7给出了东北调峰辅助服务费用的历年变化，调峰辅助费用的规模由初期的5亿元左右上升至2019年的30多亿元。许多电厂的盈利模式发生了根本转变，灵活性改造收入占比迅速攀升，一些第三方投资主体也通过合同能源管理，甚至独立调峰主体等方式参与其中。

在调峰辅助服务市场建立的初期，由于调峰资源紧缺，卖方主导了市场交易，成交价格均为最高限价。随着市场的扩大，部分省份的竞争态势已发生变化，开始逐步显现市场竞价氛围。以东北为例，总体来说，辽宁调峰形势相对较好，卖方优势相对弱化，市场竞价氛围相对其他省份更浓。2019年，第1档报价中，88家火电厂中有32家火电厂采取了低于最高限价的报价方式，其中蒙东5座，吉林6座，黑龙江1座，辽宁20座；第2档报价中，有30家火电厂采取了低于最高限价的报价方式，其中蒙东4座，辽宁21座，吉林3座，黑龙江2座。从实际出清情况看，虽然次数和电量占比很少，但在第1档有偿调峰中，各省均出现了出清价格低于最高限价的情况，在第2档有偿调峰中，蒙东和辽宁也出现了低于最高限价的情况。

在这样的氛围下，截至2019年底，东北网内已经有接近50家电网完成灵活性改造，增加调峰能力超过850万kW，其中14家采用了蓄热式电锅炉方案。与此同时，更多的火电企业通过运行调整，优化自身调峰空间，火电在补偿费用分摊中的比例已由初期的60%~90%下降至目前的10%~20%。差异化的灵活性策略已经成为各火电厂基于自身情况进行的自主选择。

4.3 市场规模前景

“十四五”期间，我国新能源发展仍然维持高速，年均增长规模可能超过8000万kW。新能源消纳压力仍然明显，一些研究表明，到2030年，我国火电的最小出力均值应从目前的60%降低至30%~40%，否则将引起16%~21%左右的弃电率。到2035年，全国考虑风电、光伏的净负荷日最大峰谷差将达到约8亿kW，占最大负荷的34.2%，其中，西北和华北的净负荷日最大峰谷差都将达到1.8亿kW，分别占其最大负荷的64.8%和46.2%。因此，火电灵活性持续增加将是贯穿“十四五”乃至“十五五”期间的核心主题。

火电灵活性改造在“十四五”期间的发展规模预测可以表征为其灵活性潜力的分析，如图8所示。从层级上，可分为资源潜力、技术潜力、经济潜力与市场潜力4个层级，资源潜力为已有及在建火电机组提供最大可能调节容量；技术潜力为根据各火电机组的特征和现有技术条件能够提供的调节容量增量；经济潜力为根据各类补偿标准、具备经济性的调节容量增量；市场潜力为各类市场容量，特别是调峰辅助服务市场容量下可以制衡的调节容量增量。在目前的条件下，市场容量大小，特别是调峰辅助服务市场容量大小是决定“十四五”火电灵活性改造规模的关键要素，如图9所示，东北调峰辅助服务市场规模明显大于其他地区，这也是导致东北地区已完成火电灵活性改造国领先于其他地区的关键要素。

5 火电灵活性改造进一步关注与研究的重点问题

5.1 灵活性改造与电力系统规划的深度融合

电力系统的灵活性需求传统上主要来源于负荷的波动，随着可再生能源比例的提高，电源的波动性引起了更大幅度和更大程度的灵活性需求。因此，在开展电力规划中，须充分考虑灵活性的要素，合理配置各类灵活性资源，将灵活性作为规划的核心要素加以重视。火电灵活性改造应与系统灵活性需求的时空分布相匹配，提升系统灵活性充裕度，降低系统灵活性支出，形成全系统灵活性一盘棋的格局。

对于灵活性改造的规划研究应进一步深入，将其融入系统灵活性的整体规划中，并结合各类市场的影响，将各主体利益进行均衡考虑，从而引导形成具有广泛共识和电力系统内协同优化的灵活性改善格局。

5.2 灵活性资源的扩充与协同调用

许多研究已经表明，跨系统间协调运行，具有很大的灵活性空间。对于火电机组，特别是对于热电联产机组，一方面可以通过自身改造措施的完善，提升灵活性，另一方面，通过热、电2个系统的互补，从建筑体、供热管网、储热设备、电锅炉等各环节的差异化响应特征入手，充分利用能源互联网技术将电、热间的约束关系转变为柔性交互关系，从热电解耦转变为热电共生，是更低成本、更大深度实现灵活性提升的重要手段。

随着能源互联网技术的应用，各类灵活性资源将更加拓展，并进行一致化的评价与调用，灵活性资源将跨越传统的网源荷储划分，实现贯通式的综合利用。这样，火电灵活性改造将进入一个更为多元格局，从调峰改造、调频改造到燃料改造、与光热电的耦合改造，与区域各类灵活性资源相融合的改造方式都将进入改造范畴。

5.3 灵活性改造的长周期影响评估

火电灵活性改造后，机组的运行方式将发生明显变化，一方面，将可能明显偏离原有设计工况，带来各类部件效率、应力、疲劳、磨损等条件的变化。另一方面，不同改造方式对机组的影响往往也不容易在短期内显现，各个设备间的长期影响可能存在明显差异。因此，对于火电灵活性改造应充分结合长短期的影响分析，特别是加强长期影响的监控，避免对机组可靠性的影响。

火电机组在开展灵活性改造时，往往一种改造方式将会引起其他性能的变化，例如深度调峰改造就有可能带来尖峰备用的不足或调频能力的下降以及惯性特征的改变。随着灵活性改造规模的扩大，对系统的深度影响将会逐步体现，建立全局化的研究和考核标准，避免顾此失彼的改造方案是在火电灵活性改造中必须加以重视的问题。

5.4 市场竞争下的火电灵活性改造策略优化

从整体电力系统来看，我国火电机组将面临多元的电力市场格局。一方面，随着电力市场推进，现货市场将逐步完善；另一方面，以辅助服务为代表的各类灵活性市场也将随着灵活性需求的增加而变得活跃。通过灵活性改造的火电机组将不仅通过销售电量获得收益，多种市场并行的局面将决定了其将成为多个市场的共同成员。因此，构建多元市场联合下的规划分析方法，进而引导、衔接各市场间的关系，避免市场间的交叉、过渡问题影响灵活性的市场，建立基于市场模拟的推演方法，才能保证将灵活性规划由蓝图逐步实现。

从机组层面来看，由于自身技术、经济等各类条件的不同，决定了其参与各类市场策略的不同，电厂与电厂间的差异将不仅仅局限在技术水平上，更区别在竞争策略上。这将直接导致其开展灵活性改造的策略发生变化，即通过哪种类型的改造，更适合电厂的自身条件与所处的市场环境，在不同市场中形成更高利润的集合，将成为重点关注的对象。

6结语

灵活性改造将作为火电技术改造的主流方向和长期目标而持续进行。随着电力改革的推进和各类灵活性市场的建立，灵活性改造的方案与措施将呈现多种多样的变化。各类火电灵活性改造技术将逐步走向成熟，灵活性为更多考量的设计理念和设计方案将应用到各类火电机组的设计中，并逐步投放市场。

为满足高比例新能源并网的需求，电力系统的灵活性是必不可少的环节，国内火电机组基数决定了火电灵活性资源潜力仍然巨大，其也将持续作为电力系统的灵活性主体而长期存在，并成为未来高比例新能源电力系统的重要组成部分。

我国火电灵活性改造规模的核心主导要素为市场引导，在调峰辅助服务等市场机制的引导下，火电灵活性改造带来了电力系统灵活性的明显提升，也推动更多机组潜在灵活性的释放。在网源荷储一体化的市场机制推动下，将有更多的灵活性资源被调动起来。因此，培育因地制宜的灵活性市场，将成为“十四五”期间电力系统灵活性充足的关键要素，也是火电灵活性改造发展的核心要素。

在电力规划中，将灵活性与充裕性进行统筹将成为“十四五”期间中的重要主题。以转型成本为抓手，充分利用现有存量资产，从而走出一条具有中国特色的能源电力转型之路是确保能源转型成功的基石。为此，充分发挥火电灵活性改造的灵活性增量主体地位，构建以火电灵活性改造为主要素的灵活性规划体系，将成为“十四五”电力规划的有力支撑。