双碳推动我国风光等新能源快速发展，对电网系统带来挑战。随着“双碳”目标的推 出，我国新能源发展步入加速通道。截至 2021 年底，全国发电装机容量 23.76 亿千瓦， 同比增长 7.9%。其中，风电装机 3.28 亿千瓦，同比增长 16.6%，太阳能发电装机 3.07 亿 千瓦，同比增长 20.9%。2021 年 10 月国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》提出 到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，相比当前 6.35 亿千瓦接 近翻倍。但新能源发电大比例接入，对电网系统的稳定带来挑战。在时间上，风光发电受 自然环境影响，发电波动性较大，且出力往往同用电负荷不匹配。在空间上，风光装机主要分布在东北、华北北部和西北地区，与用电负荷较高的中东部地区存在空间上的不匹配， 从而导致一些地区弃风弃光等问题日益突出。
灵活调节电源建设远不及新能源发展速度，新能源消纳问题日益凸显。新能源消纳涉 及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，其中系统调峰能力与新能源发电特性直接 相关，是解决新能源消纳问题的关键举措。系统调峰能力的建设包括抽水蓄能、电化学储 能、火电灵活性改造等，其中抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制，气电受气源、气 价约束，发展规模有限。现阶段储能技术受制于经济性、安全性，尚不具备大规模商业化 应用条件。
火电灵活性改造为最快且成本最低的方式。火电作为当前我国供电主体，2021 年装机 容量占全国装机容量的 55%，体量巨大。与此同时，火电（主要为煤电）灵活性改造具有 改造效果好、性价比高、周期短等优点，度电成本仅 0.05 元，远低于电化学储能（1.2 元） 等其他调节手段。
对标发达国家调峰能力，我国煤电灵活性还有很大提升空间。国内火电灵活性改造的 核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负 荷三大目标，其中降低最小出力，即增加调峰能力是目前最主要的改造目标。目前我国纯 凝机组调峰能力（最低运行负荷）普遍为 50%左右，热电机组为保证热负荷供应，供热期 调峰能力仅为 60%左右（一般在 50％～70％）。与之对比，德国的纯凝机组最低运行负 荷达到 25％，供热机组最低运行负荷达到 40％；丹麦火电机组基本以供热为主，供热期最 低运行负荷可达 15％~20％。
我国煤电灵活性改造于十三五起步，十三五仅完成规划目标的 25%。为了充分挖掘燃 煤机组调峰潜力，国家能源局早在 2016 年便启动两批 22 个试点项目，选定 46 台、近 1700 万千瓦煤电机组，集中在消纳问题比较突出的辽宁、吉林、河北等省份先行示范。根据目 标，灵活性改造完成后，热电机组将增加 20%额定容量的调峰能力，纯凝机组将增加 15%.
—20%额定容量的调峰能力。根据《电力发展“十三五”规划》，十三五期间，我国将在 “三北”地区推行热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦；其 它地方纯凝机组改造约 450 万千瓦。改造完成后，将增加调峰能力 4600 万千瓦。但国家 电网发布的《服务新能源发展报告 2020》显示，截至 2019 年底，我国累计推动完成煤电 灵活性改造约 5775 万千瓦，该数字仅为 2.2 亿千瓦改造目标的 25%左右。
