相比传统依靠热能的发电方式（煤电、气电、核电），大多数可再生能源发电（风
电、光电等）没有内含的能源存储能力，导致输入电网的电量波动性提高，给电
网造成安全性隐患，因此需要持续增强新能源发电消纳能力，匹配快速增长的新
能源装机规模。目前来看，增强新能源消纳能力主要有两条路径：
其一，推进传统煤电灵活性改造。2021 年 11 月 16 日印发的《深入开展公共机构
绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案》提出了推动煤电向基础保障性和系统调
节性电源并重转型。通过对传统煤电进行灵活性改造，降低其最小出力比例，为
风电光伏让位出一部分发展空间，同时在高负荷、风光发电不足时起到调峰作用。
其二，推进储能设施建设。发展储能系统，可以稳定传输与配电网络，拉平能源
需求波动，提高新能源发电效率，进一步助力新能源取代传统化石能源。根据
CNESA 统计，截至 2020 年底，中国已投运储能项目累计装机规模为 35.6GW，占全
球市场总规模的 18.6%，同比增长 9.8%，涨幅比 2019 年同期增长 6.2 个百分点。
煤电定位转变稳中求进，改造需求加速释放
中国属于富煤、贫油、少气的国家，煤电仍然在电源结构中占据核心地位。而煤
电作为高碳、高污染的发电方式，其生产单位能量产生的碳排放量约为石油的 1.5
倍，天然气的 2.2 倍。2021 年 11 月 16 日，国管局、国家发展改革委、财政部、
生态环境部印发的《深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案》
提出了 2025 年实现煤炭消费占能源消费总量比例下降至 13%以下，严格控制新增
煤电项目，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2021 年 12 月中
央经济工作会议提出要坚持“先立后破”，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤
炭清洁高效利用。我们认为，煤炭至少在中短期内仍会作为主要的一次能源，煤
电工程新建市场萎缩，但同时改造需求将加速释放。
煤电灵活性改造的主要目标是通过改造使机组能够适应出力的大幅波动，提升机
组的快速启停能力、增强机组爬坡能力，最终实现深度调峰。在我国，未进行灵
活性改造的纯凝煤电机组的最低技术出力为机组容量的 50％，进行灵活性改造
后，纯凝煤电机组的最低出力可为机组容量的 20％。
煤电灵活性改造补偿机制不完善，整体推进进度滞后。2016 年，国家能源局正式
启动煤电灵活性改造试点工作，全国多数试点保证了持续盈利，且有效为新能源
发电让出发展空间。然而，根据国网经济技术研究院数据，截止 2019 年我国共完
成煤电灵活性改造容量 5775kW，仅为“十四五”2.2 亿千瓦改造目标的 25%左右。
究其原因，主要是由于辅助服务市场机制不完善，在原有的辅助服务市场机制里，
在改造规模扩大的同时，辅助服务补偿费用规模增长滞后，市场报价降低，最终
导致电厂投资意愿下行。
新能源发电装机规模快速扩张，消纳压力持续增加。根据国家电网预测，2035 年
前风电、光伏装机规模将分别达到 7 亿千瓦和 6.5 亿千瓦，相应的最大功率波动
将达到 1.56 亿千瓦和 4.16 亿千瓦，大大超过电源调节能力，煤电灵活性改造必
须加速推进，否则将面临较为严重的弃风弃光压力。
表9：2017 年与 2035 年风电、光伏最大波动率对比（单位：万千瓦）
政策激励性有望增强，煤电灵活性改造再启航。2021 年 10 月底，能源局、发改委
印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，再次提出煤电灵活性改造目标，“十
印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，再次提出煤电灵活性改造目标，“十
四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 千瓦，同时强调完善相
关支持政策，提高企业改造积极性。根据全国能源信息平台，煤电灵活性改造的
调峰容量成本约为 500—1500 元/千瓦，按照 1000 元/千瓦的改造成本测算，“十
四五”期间煤电灵活性改造投资规模将达到 2000 亿元。
指标挂钩护航新能源发展，灵活性改造商业化有望加速推进。根据内蒙古自治区
能源局下发的《关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知》，按照不
低于改造后增加的调峰空间 50%的比例配置给开展灵活性改造的企业，通过新能
源发电补偿改造成本、给予合理收益。这种将新能源发电建设指标和灵活性改造
指标挂钩的方案有望达到较好的实施效果，并推广到全国更多地区。
两大阻碍有望理顺，抽水蓄能建设进入快车道
抽水蓄能是目前储能的主流模式，技术成熟度高，应用广泛。抽水蓄能是全球储
能的主要力量，装机规模占比近 90%，IHA 预测，到 2030 年，全球抽水储能装机
容量将增长 78GW。相对于煤电的单向调峰，抽水蓄能还可以在低负荷、风光发电
过剩的情况下把过剩的电能储存起来，实现双向调控。
图29：2020 年中国储能市场累计装机规模构成（单位：%）
煤电调峰和电价机制双重挤压下，抽水蓄能电站建设严重滞后。“十二五”总开
工规模预计 2395 万千瓦，仅完成“十二五”规划目标的 60%，“十三五”期间，
新开工规模约 3300 万千瓦，仅实现规划目标的 55%，建设进度远远滞后。其原因
在于：一方面，在新能源发电建设初期，煤电调峰可以在很大程度上替代抽水蓄
能的调峰作用；另一方面，抽水蓄能成本传导困难，盈利空间小，在投资端遇冷。
未来随着可再生能源发电装机规模不断增加，煤电从主导作用到调峰作用再到逐
步退出是必然的趋势，在中长期新能源发电的消纳必须依靠储能设施。
抽水蓄能电价制度长期不完善，建设成本难传导。在发改委 2014 年发布《关于完
善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（以下简称《通知》）之前，抽
蓄电站基本由电网投资建设，其建设成本全部纳入电网运行费用。在《通知》发
布后，“两部制电价”确立，抽蓄电站的电价拆分为容量电价和电量电价两部分，
其中容量电价是体现抽蓄调频、调压等辅助功能，电量电价体现抽蓄电站发电功
能，容量电价纳入当地电网运行费用统一核算，电量电价按照当地煤电上网电价
执行。在这样的背景下，抽蓄电站的建设成本计入电网运行费用通过上调销售电
价进行疏导，由电网和用户承担，一方面缺少对抽蓄创造价值的明确考核细则，
另一方面受益的电源方也并未充分承担调峰成本。
抽水蓄能电站电价模式示意图
