隨著疫情全面好轉，穩增長政策落地顯效，疊加今年夏季高溫天氣影響，用電量穩定提升，2022年1-9月全社會用電量累計64,931億千瓦時，同比增長4.0%，夏季高溫期間8月用電量8520億千瓦時，同比增長12%，2022年夏季多個省市已出現最高負荷，電力保供形勢嚴峻。
夏季高溫天氣使多個省級電網峰值負荷創歷史新高，較2021年峰值提升明顯。以新能源汽車、電采暖為代表的電力產品在用戶終端占比不斷提升，用電負荷波動性將進一步增大，隨著“煤改氣”“煤改電”等清潔取暖改造規模擴大，增加了冬季電網負擔，影響用電負荷。
在2010-2021年間，國內多個省市呈現用電負荷增速與用電量增速的剪刀差進一步擴大，未來用戶側與電網側的交互越來越多，電動車充電站、軌道交通系統、樓宇變頻通風系統等設施增多，均會持續對電網穩定性形成沖擊。
中長期內，我國可以大規模應用的成熟發電技術主要包括燃煤、燃氣、水電、核電、風電、光伏等6種技術，其中風電、光伏、水電、核電是可以繼續擴大規模的清潔低碳的發電方式。
但該幾種技術均無法滿足系統對于靈活穩定的需要，我國用電需求有“日內雙峰、夏冬雙峰”的特點，而風光出力受光照、風力波動極大，而核電為保證安全運行，通常以及其穩定的出力帶基荷運行，都無法去跟蹤負荷的波動，因此系統對于靈活性的需求仍需火電、水電等常規電源支撐。
可再生能源全國分化不均
風能資源方面，2021年我國東北地區和東北部、華北北部、內蒙古中東部、新疆北部和東部、西北地區西北部、西藏大部、華東東南部沿海等地高空70米高度（風力發電機常用安裝高度）風能資源較好。在太陽能資源方面，2021年國內地區性差異較大，總體水平面總輻照量西部地區大于中東部地區，北方較常年偏低、南方偏高。
根據中電聯數據，2022年前三季度光伏利用率為98.2%。從各省數據來看，前三季度，西藏棄光率最高達到19.5%，河北、陜西、山東、蒙西、甘肅、寧夏、新疆略低于全國平均利用率。
前三季度風電利用率為96.5%，從各省數據來看，前三季度，蒙東棄風率達到10.5%，河北、蒙西、蒙東、吉林、山西、甘肅、青海、寧夏、新疆均低于全國平均，整體來看風光發電量大省普遍發電量占比20%左右，且大部分地區消納能力增長有限，因此面臨的消納問題更加嚴峻。
十三五”期間，受環保要求和產能過剩影響，國內煤電裝機增速明顯放緩，“十一五”到“十三五”我國煤電年均新增裝機分別為63.7/48.0/36.0GW，2021年中國提出嚴控煤電項目，企業與地方政府進一步收緊了新煤電項目的審批。
2021年全國新增煤電28GW，為近15年來最低點。2021年底迎峰度冬期間，電煤供需階段性失衡疊加天氣原因影響新能源發電出力，造成電力供應缺口，部分省市“拉閘限電”，2022 年迎峰度夏期間，極端高溫天氣造成長江水位為歷史底部，四川、重慶等地區出現嚴重用電缺口，多能互補重要性明顯提升，火電“兜底”作用凸顯。
二十大報告提出“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟碳達峰行動”，我國資源稟賦為“富煤貧油少氣”，當前我國能源結構仍然以煤炭消費為主。截至今年9月，全國火電裝機13.2億千瓦，占發電總裝機容量的52.9%，但發電量貢獻69.5%，煤電仍然為我國的主體電源，發揮能源電力安全“壓艙石”作用。
在基礎和配套設施方面，布局和建設跨省跨區輸電通道，有效增加電力系統靈活性措施。同時推進煤電的靈活性改造，重點是發揮煤電的容量支撐作用，同時降低煤電的電量出力。
2021年11月，在《關于開展全國煤電機改造升級的通知》中，明確“十四五”期間完成煤電機組靈活性改造 2億千瓦，增加系統調節能力 3000-4000萬千瓦；2022年3月，在《“十四五”現代能源體系規劃》中，提及到2050年，靈活性電源占比達到24%左右，將為火電靈活性改造預留較大增長空間。
根據國際環保組織綠色和平發布的報告，2021年中國新增核準煤電裝機約18.55GW，同比減少57.66%。但 2021年第四季度煤電核準開始加速，單季度核準超過11GW。2022年前8個月我國新增核準煤電裝機26.62GW，已超過2021年全年核準量。
中電聯10月披露《2022年1-9月份電力工業運行簡況》數據，火電投資547億元，去年同期火電投資金額為371億元，同比增長47.5%，火電投資明顯加快。今年受極端天氣影響，同時水電二三季度枯水，電力緊缺時間貧乏，火電發電量占比提升，火電保供作用凸顯，預計“十四五”期間，煤電新增裝機將會明顯反彈。
靈活性改造成本較低、效益將現
隨著可再生能源的規模增大，以及具有的波動性和反調峰特性，其并網消納對電力系統靈活性和安全穩定運行的要求不斷提高。
根據目前節能發電調度政策，不同能源的調度順序通常為：無調節能力的可再生能源→有調節能力的可再生能源→核電和燃氣輪機→燃煤機組，但由于我國電源結構以火電為主，調度順序高的靈活性能源占比較小，因此，對火電機組進行深度調峰改造，可以提供充分靈活調節能力保障可再生能源消納和電網安全運行。
火電三改分為節能降耗改造、供熱改造、靈活性改造。發改委文件《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》中對靈活性改造進行闡述，旨在通過實施煤電機組改造升級，進一步降低煤電機組能耗，提升靈活調節能力和清潔高效水平。
節能降耗改造是為了讓煤電機組“少吃煤、多發電”，對供電煤耗在300克標準煤/千瓦時以上的煤電機組，應加快創造條件實施節能改造，對無法改造的機組逐步淘汰關停，并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。“十四五”期間改造規模不低于3.5億千瓦。
距離《全國煤電機組改造升級實施方案》相差較大，中電聯2020年火電機組能效水平對標報告，300MW亞臨界燃煤機組全國平均供電煤耗為 322.79克標準煤/千瓦時，600MW亞臨界燃煤機組全國平均供電煤耗為314.19克標準煤/千瓦時，目前國內在役未改造超臨界等級機組普遍鍋爐效率略低，機組供電煤耗略高。
供熱改造是對具備條件的純凝機組進行改造，主要替代采暖和供氣小鍋爐，為周邊工業企業和居民用戶提供熱能；鼓勵現有燃煤發電機組替代供熱，積極關停采暖和工業供汽小鍋爐，對具備供熱條件的純凝機組開展供熱改造，在落實熱負荷需求的前提下，“十四五”期間改造規模力爭達到5000萬千瓦。
靈活性改造是為提升火電機組深度調峰能力，消納新能源，需求高時多發電，需求低時少發電。存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成 2 億千瓦，增加系統調節能力 3000—4000萬千瓦，促進清潔能源消納。“十四五”期間，實現煤電機組靈活制造規模 1.5 億千瓦。
調峰深度擴大火電企業發電成本主要在于投油和磨損（投油點火），火電機組深度調峰階段能耗成本與自身煤耗成本、機組投油成本（投油點火）、機組損耗成本有關，還與環境成本等附加經濟成本相關，調峰深度擴大，機組損耗成本、投油成本不斷增加、但啟停次數明顯減少，啟停成本降低，燃煤運行成本變化不大。
因此總成本升高主要原因在于投油成本和磨損成本，因此根據新能源電力系統國家重點實驗室測算，調峰深度分別為40%/50%/60%時，火電廠單位發電成本分別為 0.236/0.251/0.275元/kWh。
火電機組靈活性改造成本相對較低。電力系統靈活性的調節方式主要有火電（靈活性改造）、抽水蓄能、燃氣輪機、電化學儲能等方式。抽水蓄能建設周期一般為6-8年，投資較高建設周期長，電化學儲能成本較高，使用壽命較短（10-15 年），燃氣輪機發電靈活，但原料成本相對煤炭價格更高。
經靈活性改造后的煤電機組最小出力能夠降低至額定容量30%以下，并且適合中等時間尺度的靈活性。根據部分改造案例，煤電機組改造建設成本在約0.2億元/爐-1億元/爐之間不等，按30-100萬千瓦裝機改出20%調峰容量進行測算，單位調峰容量對應的建設成為0.1-1.6元/W，低于電化學儲能約4元/W的建設成本。
按我國現存30萬千瓦以上機組約 2000 臺需進行改造計算，未來八年改造總市場規模約為 400 億元-2000 億元。
