东北负电价破局之路（下篇）——火电技术改造的转型逻辑

—— 火电技术改造的转型逻辑

国家能源集团江西公司 付宇芊

2026年春节期间，东北电力市场经历了一次前所未有的价格信号冲击。2月14日至23日，辽宁实时市场共有9个交易日全天加权均价为负，其中8天达到下限价-100元/兆瓦时，负价时段占比高达96.98%，蒙东地区负价时段占比88.13%，黑龙江零价时段占比97.71%。上篇已分析出，核心成因在于北方冬季供暖遵循“以热定电”原则，热电联产机组为保障供热需维持基础出力，叠加新能源大发，电力供应远超需求，价格信号只能下探至负值。这便是当前煤电企业面临的两难困境：开机意味着亏损，停机则失去市场、面临巨额重启成本。那么，煤电企业究竟该如何破局？

一、中欧负电价现象的比较与启示

欧洲国家比中国早了十到二十年经历这一困境，与我国当前面临的行业背景高度相似。一是新能源渗透率爆发式增长。以丹麦为例，2009年至2015年间，风电、光伏发电量占比从18.5%快速攀升至50.9%，火电利用小时数随之快速下降。二是热电联产机组的特殊需求。丹麦为满足全年长时间供热需求，火电机组基本上为热电联产机组。如何在保证供热稳定的前提下实现发电侧的灵活调节，成为当时技术改造的核心课题。三是电力市场机制倒逼。2009年起，丹麦全面放开电力现货市场并引入负电价机制，在边际出清价格机制下，煤电开机即发电的模式面临巨大亏损风险。在多重压力下，丹麦作为欧洲能源转型的先行者，早已开始推进火电机组的灵活性改造，并成功实现煤电角色转型，从传统的电力供应主体，转变为电网灵活性服务提供者，盈利逻辑也从“发多少电赚多少钱”，转向通过提供调频服务等获取收益。

反观我国东北区域，黑龙江新能源发电量占比为31.9%，辽宁为24.09%，蒙东为36.83%。更低的可再生能源占比，却出现更长时间的负电价。这一反差说明，东北的负电价并非“绿电太多”所致，根源在于火电灵活性不足，尤其是热电联产机组的刚性约束。因此，破解东北负电价困局的关键，在于打破热电耦合的刚性约束，让煤电从“主力电源”转向“调节电源”。欧洲的实践经验，正为我国提供了可资借鉴的技术路径与市场逻辑。

二、技术破局：煤电如何实现“能深调、快响应”

经过二十余年的持续优化，丹麦和德国的煤电机组灵活性指标已达世界领先水平，从最低出力来看，丹麦先进机组最低出力可低至15%~20%，部分机组通过旁路运行模式甚至可实现0%电力出力而仅维持供热。德国大容量硬煤机组可低至25%~30%，标杆机组已突破至15%~17%。爬坡速率方面，改造后机组普遍达到4%~6%Pe/min，可参与二次调频辅助服务市场。热电解耦能力上，通过配置热水储能罐、电锅炉、热泵等设施，热电厂可在风电过剩时利用低电价蓄热，实现供热与发电的解耦运行。这些亮眼的灵活性指标，源于一系列精细化的技术改造方案，丹麦、德国的多个标杆机组将这些改造手段落地实践，成为行业可借鉴的范本。

丹麦阿维多发电厂2号机组（简称AVV2）是超超临界多燃料混燃机组，于2009~2012年间完成深度灵活性改造，纯发电效率达49%，热电联产总效率高达94%~96%。该机组采用了循环流化床锅炉技术，配备了大型热水储能罐，在电价极低时进入旁路运行模式，锅炉产生的蒸汽完全不驱动汽轮机发电，而是直接送往蓄热罐和城市供热网。通过这一改造，机组可在15%极低负荷下稳定运行，爬坡速率为4%~5%Pe/min。

丹麦阿斯纳斯电厂5号机组（简称ASV5）位于丹麦卡伦堡，是该区域内工业体系核心部分，于2017~2019年间完成深度灵活性改造，并彻底转型为百分之百木屑生物质燃料机组，同时保留了高效的蒸汽循环和增强的灵活性条件。ASV5的改造以多能耦合和热电解耦为核心，配备40~50MW级高压电极锅炉及大型热储能系统。电锅炉作为厂内设备，虽然接入的是厂用电线路，但仍需缴纳输配电费。丹麦输配电费含容量费和电量费部分，容量部分作为固定费用按照认购容量缴纳，电量部分费用按照购电电量缴纳。电锅炉正是缴纳了这笔输配电费，才具备参与系统调节的资格，作为系统中的可中断负荷获得灵活性资源容量费减免等当地政策支持。

德国海尔布隆电厂7号机组则代表了数字化改造的方向。该机组是一台750MW的硬煤发电机组，改造后的最低稳燃负荷可达15%~17%，是目前大容量硬煤机组的最低水平，爬坡速率达到4%~6%Pe/min。其改造重点在于既有系统的数字化优化和燃烧微调，核心突破是单磨运行技术：通过重新设计燃烧器配风系统和粉管平衡系统，机组仅开启一台磨煤机即可保证炉膛稳定燃烧，大幅降低最低起跳点，避免新能源充足时的频繁停机。控制系统上，能自动预测锅炉热惯性，提前调整风煤比，解决了低负荷下参数震荡问题；同时优化给水泵与给水加热器，改造最小流量循环系统，规避了低负荷下给水泵过热、效率低下的问题，保障了水循环安全。

三、市场破局：欧洲煤电如何在负电价中赚钱

灵活性改造彻底改变了煤电的盈利逻辑，改造后的机组核心利润来源已不再依赖基础电量，而是转向多元化的市场收益。

一是负电价时段避险与套利收益。在负电价出现时，具备深度调峰能力的机组可以迅速压低出力，避免在亏损状态下发电。更进一步，配置电锅炉的机组还可以实现负电价套利。当北欧市场出现负电价时，丹麦ASV5机组启动电锅炉从电网购电产热。如前所述，此时电锅炉需按高电压等级可中断负荷缴纳输配电费，作为电力系统中的灵活性负荷资源，从而获得输配电费中容量费用部分减免资格，叠加丹麦政府对供热用电的能源税减免后，综合用电成本显著降低。基于热力销售的固定合同价格，电厂在负电价的情况下完成供热，实现双向获利。

二是辅助服务市场收益。灵活性改造后机组普遍达到4%~6%Pe/min的爬坡速率，使其具备参与二次调频辅助服务市场的资质，而在北欧电力市场，高灵活性资产的辅助服务单价远高于标杆电价，成为重要利润来源。ASV5机组的电锅炉可实现分钟级响应，参与辅助服务市场的收益率更是远超普通发电业务，让灵活性能力直接转化为经济收益。

三是供热保底收益。欧洲热电联产机组通过热电解耦改造，在电力市场波动时仍能依靠稳定的城市供热合同获得持续现金流。AVV2在电价极低时通过旁路运行持续为哥本哈根供热，ASV5作为卡伦堡工业共生体系核心，为周边制药企业供应工业蒸汽获得高溢价热力收益。这种稳定收益大幅降低了煤电企业对电力市场的依赖。

四是启停成本节约收益。煤电机组停机重启成本极高，通过深度调峰维持低负荷运行而非频繁停机，可大幅节约启停费用。在光伏大发的中午时段保持极低负荷运行，傍晚电价走高时迅速爬坡发电，每年节省的启停费用直接转化为企业收益。

四、启示与展望

欧洲煤电的转型实践，是让煤电从“电量主体”转向“调节主体”，煤电的核心价值不再体现为发了多少度电，而在于为电网提供了多少灵活性支撑。技术层面，欧洲实践证明，单磨运行、给水预热器旁路、热储能耦合、电锅炉配置，这些技术手段并不神秘，煤电可以做到在低至15%负荷下稳定运行，在爬坡中快速响应，实现发电与供热的解耦。市场层面，通过负电价避险与套利、辅助服务收益、供热保底收益、启停成本节约、配置电锅炉的机组缴纳输配电费作为灵活性负荷等方式，煤电具备了新的盈利逻辑。灵活性能力不是成本负担，而是可以直接变现的资产。

2026年春节的负电价，不应被视为偶然事件，而应看作电力系统转型的必然信号：系统需要灵活性，煤电必须改变。上篇所述的用户侧电采暖推广，与本文讨论的火电灵活性改造，恰似一枚硬币的两面——需求侧激活与供给侧改造协同发力，方能真正破解东北负电价困局。欧洲的经验告诉我们，从主力电源转向调节电源，从电量思维转向服务思维，技术已经成熟，市场正在形成，剩下的问题只是：我们何时开始行动。