十三五火电灵活性改造欠账背后，新能源消纳压力正推动调峰需求结构发生根本性转变：弃风弃光的主因已从“传输容量受限”转向“调峰能力不足”，火电灵活性改造作为最具经济性的调峰资源，其需求紧迫性和市场空间被重新定义。

“十三五”期间，发改委和能源局在《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中提出火电灵活性改造合计2.2亿千瓦的目标，其中“三北地区”热电机组约1.33亿千瓦、纯凝机组约8200万千瓦。然而实际执行不及预期，到2019年底仅完成规划的四分之一左右（5775万千瓦），主要原因是激励措施不足。这一欠账使调峰资源本就稀缺，而随着风光装机持续攀升，矛盾进一步凸显。

调峰能力不足已成弃电主因

西北区域各省的弃风弃光原因模拟结果清晰地展示了这一结构性变化。从弃风原因看，2020年陕西、青海、新疆、宁夏等省区“调峰能力不足”的占比均已升至90%以上，甘肃也达到74.2%；相比之下，“传输容量受限”的占比已大幅下降至4.3%至25.8%之间。弃光原因同样呈现类似趋势，宁夏2020年调峰能力不足占比高达96.6%，青海为93.2%。

这一数据对比说明，随着特高压等输电网建设推进，电网送出能力对新能源消纳的制约正在减弱，系统调峰能力不足已成为当前弃风弃光的主要矛盾。调峰资源的稀缺性，使火电灵活性改造从“可选”变为“必选”。

火电灵活性改造的经济性优势

从各类有偿调峰方式的单位发电成本对比来看，火电灵活性改造具备显著的经济性优势。煤电深度调峰的单位发电成本为0.04元/千瓦时，远低于抽水蓄能的0.06元/千瓦时、气电启停的0.48元/千瓦时，更远低于电化学储能——磷酸铁锂电池的单位发电成本高达1.12元/千瓦时，全钒液流电池更是达到1.75元/千瓦时。

正因如此，政策层面也在持续加码。工信部等五部门在《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》中，将“推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造‘三改联动’”列为装备体系绿色升级行动的首要任务之一。从规划口径看，“十四五”期间存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”，规划完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，空间显著大于“十三五”。

常见问题

为什么“十三五”火电灵活性改造会不及预期？

主要原因是激励措施不足。火电企业缺乏足够的动力投入改造，导致到2019年底实际完成量仅为规划目标的四分之一左右。但随着风光装机持续增长、调峰资源愈发稀缺，各地陆续出台容量电价等补贴政策，叠加电力市场化改革推进，火电企业的改造动力正在增强。

火电灵活性改造为什么比电化学储能更有性价比？

从单位发电成本看，煤电深度调峰约为0.04元/千瓦时，而磷酸铁锂电池约为1.12元/千瓦时，两者相差近30倍。对于电网需要的大规模、长时调峰需求，火电灵活性改造在成本上的优势十分明显，这也是其被列为提升系统调节能力首选路径的重要原因。

火电灵活性改造主要涉及哪些设备？

火电机组分为纯凝机组和热电联产机组两大类。纯凝机组改造主要针对锅炉、汽轮机等主机设备；热电联产机组因既要发电又要供热，还需对储热、循环等辅助系统进行改造，造价约为纯凝机组的1.5倍。辅助设备市场虽然分散，但作为“十三五”欠账形成的增量市场，相关企业的业绩弹性较大。