火电灵活性改造成本及运行经济性测算.pptx

火电灵活性改造成本较低，灵活性改造运行已具有经济效益

电力系统灵活性的成本构成。电力系统灵活性的成本可分为显性成本和隐性成本，显性成本包括前期投资建设成本和灵活运行带来的成本增量等，隐性成本则包括常规机组提供灵活性后产生的设备加速损耗或寿命加速缩减。成本构成分为四个部分：资源投资建设或改造的固定资产投入、灵活性资源在运行时提供灵活性导致的可变成本增量、参与灵活运行相对于正常发电运行的设备额外损耗、放弃发电而选择提供灵活性调节能力造成的发电收益损失机会成本。;右。气电则受限于燃料成本占比较高，叠加初始建设成本较高，相对来说经济性不及火电改造。储能侧抽水蓄能投资成本远高于电源侧的灵活性资源，并且建设周期长。电化学储能同样面临着投资建设成本高、寿命较短、存在退役处臵成本等弊端，其经济性相对来说也不及火电改造。

灵;图表：煤电灵活运行经济性测算;越大。此外东北地区受供热需求影响，供暖季低于40%负荷率的报价上限达1元/kWh，具有较好的经济性。南网地区补偿标准普遍较高，除广

西省外补偿上限均超过0.9元/kWh，高额补偿或将大幅提升运营商的灵活性改造意愿，引导煤电机组加速转型。

调峰时长：调峰时长直接影响调峰补偿和煤耗，对税前利润有较大的影响。调峰时间的增长可以使调峰补偿明显增加，同时由于补偿期间减少煤耗，也使得燃料成本大幅减少，共同推动盈利水平大幅提升。当补贴标准超过盈亏平衡点后，煤电机组越多参与深度调峰，其盈利水平越高。

长;经济性凸显。当煤价在770元/吨的基础上浮20%时，即使补贴电价为

0.35元/kWh，年税前利润也为正。对于中小型规模的煤电运营商来说，若煤价成本较高，可考虑更多参与深度调峰服务以获得超额收益。

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