如何实现煤电深度调峰的“不可能三角”

面向加快建设新型能源体系、新型电力系统的国家重大战略需求，可深度调峰的灵活性煤电起到了促进电网接纳高比例新能源，同时保障电力系统安全、经济、低碳运行的关键作用。国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。煤电灵活性改造工作的不断推进，为加快新型电力系统建设提供了充足的灵活性资源保障。然而，煤电长期参与深度调峰，在低负荷运行时出现的安全风险增加、调峰收益不稳定、碳排放水平提高等问题，在一定程度上影响了电力系统的安全、经济和低碳运行。

（来源：电联新媒  作者：严道波 陈雨晨 汪颖翔）

国内外煤电灵活性改造情况

随着新能源装机和发电量占比的提高，电力系统的灵活性需求不断增大。灵活性改造可有效降低煤电机组最小技术出力，且单位成本相对较低，完成灵活性改造后的煤电已逐步成为最主要的灵活性调节资源，并与抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等协同配合，共同发挥着增强电网调节能力、扩大新能源消纳的关键作用。

丹麦、德国等国煤电灵活性改造起步早，已形成完善的电力市场机制。欧洲新能源发电量占比位居全球首位，2023年，风光发电量占比达到27%，远高于我国的15.6%。为保障高比例新能源消纳，欧洲各国较早便推动煤电向灵活性电源转变。丹麦1995年开始推动煤电灵活性改造工作，但初期进展缓慢，2009年，通过在电力现货市场引入负电价机制倒逼电厂加大灵活性改造力度，2010~2015年，丹麦新能源发电量占比从20%快速提升到50%，进入煤电灵活性改造高峰期，目前，丹麦煤电灵活性处于世界领先水平；2023年，德国可再生能源发电量占比首次超过50%，其中风光发电量占比达到43%，随着新能源渗透率大幅上升，煤电利用小时数逐年下降，但德国成熟的电力现货市场机制保障了煤电可通过快速提高和降低出力来适应市场价格波动，从而获取可观收益。

我国煤电灵活性改造起步相对较晚，但进展迅速并取得显著成效。2016年6月，丹东电厂等16个项目被确定为提升煤电灵活性改造试点项目，正式开启灵活性改造工作。2021年10月，国家发改委、国家能源局发布了《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求新建机组全部实现灵活性制造、现役机组灵活性改造应改尽改。2021年以来，全国煤电机组累计完成灵活性改造3亿千瓦以上，已提前且超额完成“十四五”期间2亿千瓦的改造目标，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，电力系统调节能力不断提升。部分省份改造进度较快，例如湖北已在2024年上半年完成全省30万千瓦及以上所有煤电机组的灵活性改造，提前完成省“十四五”能源规划的改造目标。2024年12月，国家发改委、国家能源局发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025~2027年）》强调，按照2027年实现存量煤电机组“应改尽改”原则制定灵活性改造推进方案。根据现役煤电机组容量和已改造容量估算，到2027年预计还需完成灵活性改造2~4亿千瓦。为支撑年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，煤电灵活性改造工作仍将是提升系统调节能力的重点。

目前，全国煤电灵活性改造已从“工程推进”迈向“实效显现”，煤电为新型电力系统建设提供了充足灵活性资源保障。但随着用电高峰负荷逐年攀升、新能源发电大规模接入，深度调峰已日趋常态化，灵活性煤电机组在安全性、经济性和碳排放特性上暴露出一些新问题和新挑战。

煤电深度调峰安全风险值得关注

灵活性煤电机组长期参与深度调峰和频繁启停调峰，调峰幅度和调峰频率也将日益增大，而早期建设的煤电机组设计、建造均以额定负荷运行为基础，与长期偏离额定工况的现状不匹配，部分技术指标将长期偏离额定范围，存在安全风险，进而影响电力系统稳定运行。

长期低负荷运行下设备超温、材料老化等安全隐患增多，机组突发停运的风险增加。核心设备方面，低负荷运行时锅炉系统燃烧不稳定，导致炉内受热不均匀而引发局部过热，加之炉内水循环回路水流量下降，温度指标会接近或达到限值，频繁超温加剧锅炉、管道材料老化失效，增加管道爆炸风险；低负荷运行时汽轮机蒸汽量减少，易形成回流对叶片产生水冲蚀并引起叶片周期性颤振，长期运行将导致叶片出现裂纹甚至断裂。辅助设备方面，低负荷运行时送风机、引风机、一次风机等设备流量与系统阻力不匹配，导致风机偏离设计工况进入失速区，产生额外气动负荷，严重时可能诱发叶片疲劳、断裂问题，造成辅机故障。

煤电机组长期参与深度调峰而发生跳闸停运事故，直接影响电网顶峰和保供能力。由于电网峰谷差常年居高不下，煤电的深度调峰小时数呈现增长态势。在市场机制尚未完全理顺、灵活性资源协同不足的情况下，深度调峰时段的煤电常处于“独自应战”状态。在调峰辅助服务市场中，若煤电为获得更多补偿费用过度追求调峰深度，一旦因频繁调峰、调峰速率过快、机组主参数异常等导致突发停运事故，电网将难以快速获得替代性调节资源，从而影响顶峰能力和保供水平。

随着新型电力系统加快构建，煤电在较长时间内仍需承担“托底保供”重担，因长期、频繁参与深度调峰将导致煤电机组安全隐患持续积累，电力保供将持续承压。

煤电深度调峰市场化收益存在不确定性

早期灵活性改造后的煤电机组通过电力辅助服务市场实现调峰功能，2017年，东北调峰辅助服务市场在国内率先启动，随后全国辅助服务交易规模逐年攀升，实现省级层面全覆盖。随着电力现货市场的加快建设，在电力现货市场机制已完全实现系统调峰功能的情况下，一般不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种，辅助服务市场和现货市场将逐步衔接，调峰功能也将平稳过渡到现货市场，由现货市场发挥价格引导优势实现调峰。

在调峰辅助服务市场框架下，深度调峰盈利模式趋于稳定，但成本疏导面临结构性矛盾。当前，煤电深度调峰的基本盈利机制仍以辅助服务补偿为主，采用分档报价机制，机组在不同下调幅度中获取相应补偿价格，这种机制为灵活性改造后的煤电机组提供了相对清晰的投资回报预期。在相对微观的企业层面，煤电机组的灵活性改造成本包括前期改造投资和后期因频繁深度调峰增加的运维支出。虽然近年来各省调峰辅助服务的补偿力度呈现下降趋势，例如湖北现阶段的深度调峰服务最大下调区间的补偿价格为0.4161元/千瓦时，低于2020年的补偿标准（0.6元/千瓦时）。但目前已有不少煤电机组通过参与深度调峰扭亏为盈，且考虑到发电企业可获得与新增调峰容量挂钩的新能源项目开发指标，企业整体效益得到提升，在调峰补偿力度减弱的情况下，煤电深度调峰的盈利模式仍趋于稳定。在发电侧层面，根据大多数省份调峰辅助服务市场的分摊机制，深度调峰费用仍在发电侧内部消化，尚未向用户侧疏导，按照“谁受益，谁分摊”原则，这种分担结构存在明显的不对称性，易导致用户缺少优化用能习惯的根本动力（如削峰填谷、响应价格信号等），市场难以形成真正的供需互动和协同优化。这种“成本屏蔽”短期内或能维护价格稳定，但从长远看，会导致电力系统资源配置效率下降，间接推高系统整体运行成本。

现货市场的实时电价变化将自然引导煤电主动参与调峰，且能有效疏导调峰成本，但现货价格区间设置等因素将对系统经济性产生较大影响。随着各省级电力现货市场陆续开启长周期结算试运行或正式运行，煤电调峰收益将由固定收益向市场化收益转变。一方面，调峰收益融入电价收益，成本向发电侧和用户侧两端疏导，有效引导煤电主动调峰。灵活性机组的负荷调节范围更广，其盈利模式主要通过灵活调节出力曲线以精准匹配现货市场价格的大幅波动，实现整体收益提升。由于调峰服务没有固定补偿，因而不单独设置分摊机制，而是通过电价的实时波动向用户侧疏导，从而实现间接性的发用两侧共同分摊。根据丹麦、德国等国电力市场建设经验，煤电可依靠自身灵活性在现货市场获得超额收益，通过市场化电价有效激发调峰积极性。另一方面，我国现货市场严格限制价格波动幅度，在一定程度上压缩了煤电等灵活性资源的获利空间。在国际成熟电力市场（如美国得州电力可靠性委员会、澳大利亚国家电力市场）中，上限电价可达人民币数十元/千瓦时，极端价格信号可有效引导已有灵活性资源释放或激励灵活性资源投资建设。不过，我国为有效保护用户端，避免极端价差对用户短时用电价格产生影响，现货市场价格上限普遍限定在1.5元/千瓦时左右。短期来看，限价机制有利于现货市场建设初期的稳定发展，但一定程度上削弱了市场对灵活性机组的经济激励；长远来看，构建更为市场化的电价机制、适时合理调整限价，有利于激发火电机组的调峰活力。同时，高比例中长期电量合约、超额获利回收等因素也进一步限制了煤电调峰的获利空间。

综合来看，在现有现货市场机制下，市场化收益是否能满足煤电灵活性改造的投资运维成本仍具有不确定性，还需通过明确市场衔接机制、完善电价机制，来充分发挥灵活性煤电的调节能力，保障电力系统整体经济性。

煤电深度调峰为电力行业

低碳转型带来机遇和挑战

煤电深度调峰对构建新型电力系统的作用毋庸置疑。但由于煤电机组低负荷时燃烧效率下降，导致深度调峰期间机组运行效率下降，推高了机组发电煤耗与碳排放强度，也增加了机组运营成本，对煤电行业整体的绿色低碳转型产生一定的不利影响。

从单台机组来看，煤电机组为配合新能源发电并网、满足电力平衡与频率调节需求而参与深度调峰，长期、频繁地在较低负荷下运行，期间通常伴随锅炉燃烧不稳定与传热恶化，以及汽轮机与辅机设备偏离设计点运行等现象，导致机组效率下降、供电煤耗增加，进而提高机组在深度调峰时段的碳排放强度。根据测算，煤电机组负荷率从50%降至30%时，发电煤耗将增加18.1~20.8克标准煤/千瓦时。以1台30万千瓦亚临界纯凝煤电机组为例，按深度调峰年运行600小时、负荷率30%计算，每年因深度调峰而增加的碳排放量达到2800吨，在一定程度上削弱了煤电低碳化改造建设的降碳效果。

从煤电行业来看，我国发电和供热产生的二氧化碳排放量占全国总排放量40%以上，是影响全社会“双碳”目标实现的重点行业。发展“新一代煤电”已是大势所趋，长期以来，我国煤电机组实施了大量节能降耗和环保改造措施，全国煤电平均供电煤耗水平显著下降，碳排放水平持续降低，2006年至2020年，全国因供电煤耗降低而减少的碳排放累计达66.7亿吨，对电力系统碳减排的贡献率达到36%。“十三五”和“十四五”前三年，全国平均供电煤耗分别下降9.9克标煤/千瓦时和1.6克标煤/千瓦时，已降至303克标煤/千瓦时，但与2025年降至300克标煤/千瓦时以下的目标值，仍存在一定差距。随着深度调峰的需求持续增强，煤电深度调峰将给平均供电煤耗稳步下降的进程增添新的变数。

应对措施

结合全国煤电灵活性改造的整体成效和煤电深度调峰发展趋势，煤电将以更大规模参与深度调峰，所带来的安全风险增加、调峰收益不稳定、碳排放水平提高等问题将给电力的安全、稳定、低碳供应造成一定影响。基于煤电灵活性改造后深度调峰特性，电力行业应提出应对措施，充分发挥灵活性煤电与其他清洁灵活性资源的协同潜力，保障电力系统安全、经济、低碳运行。

一是加强煤电机组运行管理和标准制定。完善煤电机组设备健康管理机制，聚焦深度调峰引起的安全隐患问题，制定专项安全巡检计划，对调峰幅度深、频次高的机组，定期开展设备健康状态评估。健全深度调峰期间机组运行监测指标体系，实时跟踪锅炉温度、管道压力等关键参数，按照风险等级划分低负荷运行的各项技术指标，做到分级预警、层级响应。加快煤电机组调峰技术标准和检修标准的制定，规范煤电深度调峰管理策略和技术水平要求，统一制定机组安全运行规程和检修维护规程，提升煤电深度调峰可靠性，实现标准化。

二是完善煤电等灵活性资源参与市场的机制。完善现货市场顶层设计和配套机制，科学设置市场价格上下限，通过市场竞争形成合理峰谷价差，保障煤电调峰收益空间，突出灵活性机组出力灵活可调的优势，切实发挥市场价格信号自然引导煤电主动调峰的作用，促使煤电由调度强制调峰向主动调峰转变。健全调频、备用辅助服务市场体系，因地制宜设置爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种，满足系统对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源的需求，提升系统整体经济效益。

三是持续提升煤电调峰低碳化水平。考虑煤电需频繁深度调峰的现实需求，实事求是地调整煤电机组的碳排放考核政策和指标要求，减轻煤电应对碳约束的压力，以充分发挥深度调峰潜能。鼓励煤电机组合理配置辅助储能设施，火储联合发电系统协同承担调峰任务，在提升调节能力的同时降低碳排放。加强碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的研发与应用，引导发电企业为煤电机组加装CCUS设备，通过负碳技术降低机组低负荷状态下的碳排放量，逐步弥合深度调峰带来的碳配额“缺口”。

四是优化煤电灵活性资源统筹配置与协同调度。充分考虑各省电力供需现状、新能源发展规划以及电网互联互通情况，科学预测灵活性资源需求，制定差异化、多元的灵活性资源配置方案。加快抽水蓄能、新型储能及智慧能源系统建设步伐，重视挖掘需求侧响应资源的发展潜能，通过峰谷电价、可中断负荷等措施引导用户参与系统调节，推动电力系统调节能力高效利用和清洁化发展。在保障电力平衡的前提下，综合考虑各类灵活性资源功能定位，明确资源调度原则和优先级，推动形成跨资源品类的多元协同调峰格局，强化跨区域的灵活性资源共享调配，有效减轻煤电深度调峰压力，避免机组高频深度调峰导致可能的突发停运及设备损伤，推动调度策略向安全、经济、低碳“共生”目标逐步优化。

作者：国网湖北省电力有限公司经济技术研究院 严道波

国网湖北省电力有限公司荆门供电公司 陈雨晨

国网湖北省电力有限公司经济技术研究院 彭君哲 汪颖翔