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火电灵活性改造专题报告：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期

一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求

1.1 风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升

“双碳”目标推动我国风光装机占比和电量占比快速上升，系统消纳新能源的难度逐渐加大。从装机容量看，我国风光装

机量从 2010 年的 2984 万千瓦增长至 2022 年的 75805 万千瓦，年复合增长率达 30.94%，同时，根据国务院

《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2030 年风光发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，较 2022 年增幅达到 58.31%。

从发电量看，2022 年我国风光发电量为 11900 亿千瓦时，占总发电量的 13.69%。国家能源局印发《2023 年能

源工作指导意见》中提出，2023 年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%。《“十四五”可再生能源发

展规划》提出，2025 年，可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。我们预期高

比例新能源接入将成为电力系统的发展趋势。风光发电具有随机性、波动性特点，伴随新能源接入电网比例提高，电

力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。2022 年，蒙东、蒙西、甘肃、青海等新能源装机量较高的地区，弃风率均

超过 5%。同时，需要注意的是， 2010-2022 年间，风电装机量年复合增长率 23.31%，光伏装机量年复合增速

84.27%；相比之下，风电发电量年复合增速 25.5%，光伏发电量年复合增速 84.4%，发电量增速与装机量增速基本

保持同步。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。

新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，需要灵活性资源配套来解决消纳问题。一方面，新能源发电受天气影

响大，存在出力的不确定性；另一方面，新能源出力的同质性导致同一时间集中出力，加剧新能源竞争；此外，新能

源出力与电网负荷波动具有相反的特征，风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间；

而光伏出力主要集中在中午，但用电负荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点，存在日内时间错配。此外，由于

居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高, 而风电在用电高峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因

此，伴随新能源电量占比不断提高，电力系统需要灵活性资源平抑风光出力波动，提高新能源消纳能力。

电力系统中灵活性资源主要分布在电源侧、中心需求侧、电网侧、储能。电源侧：主要包括可控的传统电源——煤

电、气电、水电、核电，煤电机组可以发挥存量大的优势，进行小时级、跨日的出力调整。气电调节能力强、响应速

度快、运行灵活，是现阶段较为可靠有效的灵活性电源，但高昂的燃料成本与气源供应不足制约气电发展。水电调节

速度快，但受到来水条件影响；核电调峰能力强，但调峰调频会导致设备可靠性降低，安全裕度下降。需求侧：用户

侧电力需求侧管理是电力系统灵活性的重要提供源。通过中断负荷和转移负荷来提供灵活性。我国需求响应正处于初

步发展阶段，灵活性潜力较大，现阶段对于需求响应资源的挖掘主要集中在体量大、可控性强的大工业负荷。储能：

储能用于发电侧可以进行调频，减少弃电，平滑波动的作用；在电网侧有削峰填谷的作用，在用户侧可以通过用电响

应和峰谷电价差来降低用电成本。短时储能中应用比较广泛的是锂离子电池储能，可以实现精准控制，稳定输出，但

持续性差且度电成本较高。抽水蓄能目前是应用较为广泛的灵活性资源，但选址要求高且建设周期长。电网侧：电

力系统灵活性受到地理空间和输电容量的限制，发电和负荷存在地理错配，采用电网互联、扩大平衡区域范围的方式

可以提供系统灵活性，但由于跨区输电依靠提前签订的送电协议运行，在短时间尺度的灵活调节能力较弱，因此适宜

提供中长时间尺度灵活性。同时，也受到电力交易“省间壁垒”的限制。

电源侧各类资源仍将在中长期发挥关键作用。传统电力系统中，灵活性资源以各类调节电源和抽水蓄能电站为主，伴

随新型电力系统建设，灵活性资源的形式将日益多元。根据国网能源研究院预计，到 2035 年，源、网、荷、储四个

环节灵活性资源比重为的 61%∶ 12%∶10%∶17%。电源侧灵活性资源依然是重要发展方向。

煤电灵活性改造为短期内较经济可行的调节方式。灵活性电源中，气电调峰能力强，启停速度快，理论上是最优的灵

活性电源，但由于气源供应不足、燃料成本高，无法大规模发展。水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站，通过水电

调节启动灵活，且响应时间短，但建设周期长且受到地理位置限制。核电调峰调频可能增加安全性风险，且我国核电

占比小，目前仅作为补充调峰资源。相较之下，煤电满足秒级和分钟级功率调整需求的能力一般，但可以发挥存量大

的优势，参与适合小时级与日级调峰。

我国灵活性调节能力先天不足，煤电或将发挥存量装机调峰潜力。根据北极星电力统计，我国发电装机以煤电为主，

占总装机比重超过 60%，抽蓄、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能

发电装机分别占全国的 72%、61%，但灵活调节电源不足 3%。相比之下，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德

国、美国占比分别为 34%、18%、49%。基于我国特殊的资源禀赋结构，煤电灵活性空间挖潜较大。各省尤其是抽

水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用煤电机组作为灵活性调节的重要手段。

综合考虑灵活性电源的技术经济性，煤电灵活性改造为优选。当前抽水蓄能电站和煤电灵活性改造更适合作为提供灵

活性的主要资源。根据中国电力圆桌研究，在风光渗透率较低的情况下，抽蓄与新型储能的灵活性调节效果最好；在

考虑投资成本增加与发电成本减少的综合影响下，提升 10GW 调节能力，煤电灵活性改造成本减少 10 亿元，气电

调节成本最高，将增加 46 亿元。综合看，储能功率快速调整能力突出（新能源弃电率降低超 3%），但当前技术水

平下持续充放电能力不强且运行收益不佳；气电成本高，适宜做补充资源，可以因地制宜开发；抽蓄调节效果好且运

行成本低，但建设周期长。存量煤电改造潜力大且投资成本低，有望成为提供电力系统灵活性的更为优质的资源。我

国火电机组的深度调峰能力相比世界领先水平差距较大。根据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》显示，德国的

供热机组最低运行负荷达到 40%，纯凝机组最低运行负荷达到 25%；丹麦火电机组基本以供热为主，供热期最低运

行负荷可达 15%～20%；我国热电机组多数是“以热供电”模式运行，为保证热负荷供应，供热期间的最低负荷一般在

50%～ 70%，特别是“三北”地区“以热定电”的供热机组比重大，冬季调峰能力有限，因此我国火电机组灵活性提升潜

力较大。

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