新能源装机持续提升，电网对调峰资源的需求快速增长，而火电凭借极低的调峰成本，在辅助服务市场规模扩张中不仅不会让出份额，反而有望获得更稳固的地位。煤电深度调峰的单位发电成本约0.04元/千瓦时，远低于磷酸铁锂电池的1.12元/千瓦时和全钒液流电池的1.75元/千瓦时，这种数量级的成本差距，决定了发电集团在扩大调峰能力时会优先选择火电灵活性改造而非自建储能。

成本差距决定调峰路径选择

从各类有偿调峰方式的单位发电成本对比来看，煤电深度调峰（0.04元/千瓦时）是所有调峰手段中成本最低的选项之一，抽水蓄能（0.06元/千瓦时）紧随其后，而电化学储能则处于成本曲线的末端。这意味着在辅助服务市场规模扩张时，发电集团会理性地优先挖掘存量煤电机组的调峰潜力。

火电灵活性改造的性价比优势还体现在投资端：纯凝机组改造造价约8600万元，热电联产机组约1.33亿元，相比于新建储能电站，单位调峰能力的资本开支要低得多。这也是“十四五”期间煤电机组改造规划达到2亿千瓦、并提出“存量机组应改尽改”的重要原因。

新能源渗透率提升牵引调峰需求

随着风光装机占比不断提高，弃风弃光的核心制约因素已从传输容量转向调峰能力。西北区域的运行数据显示，多个省区因调峰能力不足导致的弃风弃光比例呈上升趋势，这直接推高了系统对灵活调节资源的需求。

火电作为当前最成熟、成本最低的调峰电源，其利用小时数在辅助服务需求增长中具备提升弹性。对发电企业而言，火电灵活性改造不仅能获得调峰补偿收益，还能通过深度调峰为新能源让出发电空间，实现集团整体收益优化。这种经济性逻辑，使得火电在辅助服务市场中的份额有望随市场规模同步扩张。

常见问题

火电调峰成本为什么远低于储能？

火电灵活性改造利用的是存量机组，主要投入是锅炉、汽轮机等主机设备的改造费用，边际成本较低。而电化学储能需要承担电池本体、PCS、BMS等全套设备的投资与折旧，单位调峰成本自然高出许多。

发电集团会自建储能还是采购火电调峰？

从单位发电成本看，采购火电调峰（0.04元/千瓦时）远优于自建磷酸铁锂储能（1.12元/千瓦时），经济性差距超过一个数量级。因此在辅助服务定价机制合理的地区，发电集团会更倾向于对存量煤电进行灵活性改造。

火电调峰份额提升的制约因素有哪些？

主要受制于两个因素：一是煤电灵活性改造的进度，受投资回报预期影响；二是辅助服务定价机制能否充分反映调峰价值。随着各地容量电价等补偿政策陆续出台，火电参与调峰的经济性正在改善。