随着疫情全面好转，稳增长政策落地显效，叠加今年夏季高温天气影响，用电量稳定提升，2022年1-9月全社会用电量累计64,931亿千瓦时，同比增长4.0%，夏季高温期间8月用电量8520亿千瓦时，同比增长12%，2022年夏季多个省市已出现最高负荷，电力保供形势严峻。
夏季高温天气使多个省级电网峰值负荷创历史新高，较2021年峰值提升明显。以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品在用户终端占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大，随着“煤改气”“煤改电”等清洁取暖改造规模扩大，增加了冬季电网负担，影响用电负荷。
在2010-2021年间，国内多个省市呈现用电负荷增速与用电量增速的剪刀差进一步扩大，未来用户侧与电网侧的交互越来越多，电动车充电站、轨道交通系统、楼宇变频通风系统等设施增多，均会持续对电网稳定性形成冲击。
中长期内，我国可以大规模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等6种技术，其中风电、光伏、水电、核电是可以继续扩大规模的清洁低碳的发电方式。
但该几种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，我国用电需求有“日内双峰、夏冬双峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需求仍需火电、水电等常规电源支撑。
可再生能源全国分化不均
风能资源方面，2021年我国东北地区和东北部、华北北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、西北地区西北部、西藏大部、华东东南部沿海等地高空70米高度（风力发电机常用安装高度）风能资源较好。在太阳能资源方面，2021年国内地区性差异较大，总体水平面总辐照量西部地区大于中东部地区，北方较常年偏低、南方偏高。
根据中电联数据，2022年前三季度光伏利用率为98.2%。从各省数据来看，前三季度，西藏弃光率最高达到19.5%，河北、陕西、山东、蒙西、甘肃、宁夏、新疆略低于全国平均利用率。
前三季度风电利用率为96.5%，从各省数据来看，前三季度，蒙东弃风率达到10.5%，河北、蒙西、蒙东、吉林、山西、甘肃、青海、宁夏、新疆均低于全国平均，整体来看风光发电量大省普遍发电量占比20%左右，且大部分地区消纳能力增长有限，因此面临的消纳问题更加严峻。
十三五”期间，受环保要求和产能过剩影响，国内煤电装机增速明显放缓，“十一五”到“十三五”我国煤电年均新增装机分别为63.7/48.0/36.0GW，2021年中国提出严控煤电项目，企业与地方政府进一步收紧了新煤电项目的审批。
2021年全国新增煤电28GW，为近15年来最低点。2021年底迎峰度冬期间，电煤供需阶段性失衡叠加天气原因影响新能源发电出力，造成电力供应缺口，部分省市“拉闸限电”，2022 年迎峰度夏期间，极端高温天气造成长江水位为历史底部，四川、重庆等地区出现严重用电缺口，多能互补重要性明显提升，火电“兜底”作用凸显。
二十大报告提出“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤碳达峰行动”，我国资源禀赋为“富煤贫油少气”，当前我国能源结构仍然以煤炭消费为主。截至今年9月，全国火电装机13.2亿千瓦，占发电总装机容量的52.9%，但发电量贡献69.5%，煤电仍然为我国的主体电源，发挥能源电力安全“压舱石”作用。
在基础和配套设施方面，布局和建设跨省跨区输电通道，有效增加电力系统灵活性措施。同时推进煤电的灵活性改造，重点是发挥煤电的容量支撑作用，同时降低煤电的电量出力。
2021年11月，在《关于开展全国煤电机改造升级的通知》中，明确“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造 2亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000万千瓦；2022年3月，在《“十四五”现代能源体系规划》中，提及到2050年，灵活性电源占比达到24%左右，将为火电灵活性改造预留较大增长空间。
根据国际环保组织绿色和平发布的报告，2021年中国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少57.66%。但 2021年第四季度煤电核准开始加速，单季度核准超过11GW。2022年前8个月我国新增核准煤电装机26.62GW，已超过2021年全年核准量。
中电联10月披露《2022年1-9月份电力工业运行简况》数据，火电投资547亿元，去年同期火电投资金额为371亿元，同比增长47.5%，火电投资明显加快。今年受极端天气影响，同时水电二三季度枯水，电力紧缺时间贫乏，火电发电量占比提升，火电保供作用凸显，预计“十四五”期间，煤电新增装机将会明显反弹。
灵活性改造成本较低、效益将现
随着可再生能源的规模增大，以及具有的波动性和反调峰特性，其并网消纳对电力系统灵活性和安全稳定运行的要求不断提高。
根据目前节能发电调度政策，不同能源的调度顺序通常为：无调节能力的可再生能源→有调节能力的可再生能源→核电和燃气轮机→燃煤机组，但由于我国电源结构以火电为主，调度顺序高的灵活性能源占比较小，因此，对火电机组进行深度调峰改造，可以提供充分灵活调节能力保障可再生能源消纳和电网安全运行。
火电三改分为节能降耗改造、供热改造、灵活性改造。发改委文件《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中对灵活性改造进行阐述，旨在通过实施煤电机组改造升级，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活调节能力和清洁高效水平。
节能降耗改造是为了让煤电机组“少吃煤、多发电”，对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦。
距离《全国煤电机组改造升级实施方案》相差较大，中电联2020年火电机组能效水平对标报告，300MW亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为 322.79克标准煤/千瓦时，600MW亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为314.19克标准煤/千瓦时，目前国内在役未改造超临界等级机组普遍锅炉效率略低，机组供电煤耗略高。
供热改造是对具备条件的纯凝机组进行改造，主要替代采暖和供气小锅炉，为周边工业企业和居民用户提供热能；鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，在落实热负荷需求的前提下，“十四五”期间改造规模力争达到5000万千瓦。
灵活性改造是为提升火电机组深度调峰能力，消纳新能源，需求高时多发电，需求低时少发电。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。
调峰深度扩大火电企业发电成本主要在于投油和磨损（投油点火），火电机组深度调峰阶段能耗成本与自身煤耗成本、机组投油成本（投油点火）、机组损耗成本有关，还与环境成本等附加经济成本相关，调峰深度扩大，机组损耗成本、投油成本不断增加、但启停次数明显减少，启停成本降低，燃煤运行成本变化不大。
因此总成本升高主要原因在于投油成本和磨损成本，因此根据新能源电力系统国家重点实验室测算，调峰深度分别为40%/50%/60%时，火电厂单位发电成本分别为 0.236/0.251/0.275元/kWh。
火电机组灵活性改造成本相对较低。电力系统灵活性的调节方式主要有火电（灵活性改造）、抽水蓄能、燃气轮机、电化学储能等方式。抽水蓄能建设周期一般为6-8年，投资较高建设周期长，电化学储能成本较高，使用寿命较短（10-15 年），燃气轮机发电灵活，但原料成本相对煤炭价格更高。
经灵活性改造后的煤电机组最小出力能够降低至额定容量30%以下，并且适合中等时间尺度的灵活性。根据部分改造案例，煤电机组改造建设成本在约0.2亿元/炉-1亿元/炉之间不等，按30-100万千瓦装机改出20%调峰容量进行测算，单位调峰容量对应的建设成为0.1-1.6元/W，低于电化学储能约4元/W的建设成本。
按我国现存30万千瓦以上机组约 2000 台需进行改造计算，未来八年改造总市场规模约为 400 亿元-2000 亿元。
