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火电灵活性改造进入"深水区"：从调峰贡献到市场变现的数据透视

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-05 09:00

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

在国家"双碳"目标和新型电力系统建设的双重驱动下，火电灵活性改造已从"锦上添花"变为"生存刚需"。据中电联相关统计，截至2026年上半年，我国累计完成火电灵活性改造规模超过2.5亿千瓦，超额完成"十四五"规划中"完成2亿千瓦以上煤电机组灵活性改造"的目标，新增系统调节能力约5000万千瓦。这一数据背后，是煤电从"主体电源"向"调节性电源"角色转变的深刻产业逻辑。

改造规模与进度：从示范推广到全面铺开

从改造进度看，"十四五"期间我国规划完成2亿千瓦煤电灵活性改造、增加调节能力3000万至4000万千瓦。据国家能源局统计，到2025年底已完成约2.2亿千瓦，2026年上半年新增改造约3000万千瓦，累计突破2.5亿千瓦。分区域来看，华北、西北等新能源高占比地区的改造进度明显更快——内蒙古、新疆、山西三省份的改造规模合计超过1亿千瓦，占全国总量的40%以上。这些区域新能源装机占比普遍超过45%，火电深度调峰需求最为迫切。

从技术路线来看，改造以"热电解耦"为核心，主要采用低压缸零出力、蓄热罐、电锅炉等技术。据行业统计，改造后30万千瓦及以下亚临界机组的深度调峰能力普遍达到20%额定负荷以下，部分先进机组甚至实现了10%至15%额定负荷的安全稳定运行，而常规未改造机组的调峰下限通常在50%至60%之间。改造后的调峰幅度扩大了2至3倍，单台30万千瓦机组的调峰容量增加约12万至15万千瓦。

调峰贡献：火电仍是系统灵活性的"压舱石"

尽管抽水蓄能和新型储能快速发展——2026年全国新型储能装机预计突破1亿千瓦——火电在系统调节中的核心地位短期难以替代。据国家电网调度数据，2026年7至8月迎峰度夏期间，全国统调燃煤机组日均调峰贡献容量约1.5亿千瓦，占全部灵活性调节资源的55%以上。在新能源出力大幅波动时段（如光伏午间大发和傍晚骤降），火电通过快速爬坡弥补了约80%的功率缺口。

辅助服务市场的交易数据也印证了火电灵活性改造的价值。2026年7至8月全国辅助服务交易电量达到0.03万亿千瓦时，同比增长45%。调峰辅助服务均价约0.5元/千瓦时，部分地区（如江苏、安徽）对深度调峰的补偿标准最高可达0.8元/千瓦时，较2025年提高20%。据调研，单台完成深度调峰改造的60万千瓦机组，年辅助服务收益可达3000万至5000万元，改造投资回收期普遍在3至5年。

指标	2024年	2025年	2026H1	累计
累计改造规模（亿千瓦）	1.8	2.2	2.5	2.5
新增调节能力（万千瓦）	2800	3500	1500	~5000
辅助服务交易电量（亿kWh）	180	220	300（H1仅6个月）	—
平均调峰补偿（元/kWh）	0.35	0.42	0.50	—

投资规模与经济性：兼顾保供与效益

火电灵活性改造成本因技术路线和机组类型不同而有所差异，通常为每千瓦100至300元。按2026年上半年新增改造3000万千瓦、平均改造成本150元/千瓦估算，上半年改造投资规模约45亿元。加上清洁化改造（超低排放升级）和辅助服务配套投资（控制系统升级、储能设施建设），全年总投资预计在100亿至150亿元。

从经济性来看，辅助服务市场的成熟正在从根本上改善改造项目的投资回报。据相关调研，华北某60万千瓦机组通过低压缸零出力改造（投资约2000万元），2025年全年辅助服务收益达到4200万元，投资回收期不足半年。东北某30万千瓦热电联产机组通过蓄热罐改造（投资约3000万元），在采暖季参与深度调峰，年增收约2500万元，同时保障了居民供热需求。

但也应看到，辅助服务收益存在区域差异。东部负荷中心省份由于供需偏紧、峰谷价差大，调峰补偿标准普遍高于西部省份。此外，新能源装机增速、电力需求变化、辅助服务市场价格波动等因素，都将影响改造项目的实际收益率。

转型方向：从单一改造到多能互补

进入2026年，火电灵活性改造正在超越单一的设备改造范畴，向"煤电+储能""煤电+新能源"一体化方向演进。在内蒙古、新疆等地，"煤电+光伏+储能"打捆外送模式已较为成熟，煤电为新能源提供调峰和容量支撑，新能源为煤电降低碳排放强度。同时，CCUS（碳捕集、利用与封存）示范项目开始与灵活性改造结合，2026年已有多个10万吨级CCUS示范项目在煤电机组投运。

展望未来，随着新能源装机占比持续攀升（预计2026年底接近45%），火电的调节价值将进一步凸显。煤电企业需要加快从"发电商"向"灵活性服务商"转型，在电力市场中通过"电能量+辅助服务+容量"多元收益模式实现可持续经营。

来源：

中国能源产业发展网

作者：

马行川