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火电灵活性改造市场分析

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