在风电、光伏新能源装机规模持续高速增长的行业背景下，我国电力电源结构发生颠覆性变革，新能源随机性、波动性、间歇性的特性，对电网稳定运行与新能源消纳能力提出极高要求。与之对应的是，传统煤电发电量逐年萎缩、设备利用小时数持续走低，单纯依靠发电量赚取利润的传统经营模式彻底难以为继。
行业发展新阶段，煤电的核心价值不再局限于基础供电保供，深度调峰、电网备用、转动惯量支撑等电力辅助服务，成为煤电企业突围转型的全新利润赛道。依托容量电价机制优化、辅助服务市场扩容两大政策红利，国内热电联产行业掀起以储热集成、低压缸零出力为核心的灵活性改造热潮，彻底重构火电企业的成本回收模式与盈利体系，推动煤电从“电量型电源”向“调节型核心支撑电源”深度转型。
一、政策赋能市场变革，火电多元盈利体系成型
近年来，国家密集出台能源转型配套政策，持续完善电力辅助服务交易、容量电价两大核心机制，彻底打破火电单一盈利格局，为煤电灵活性改造与价值重塑筑牢政策根基。
国家能源局发布的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号），明确调峰、调频、备用、爬坡等调节服务的市场化交易属性，确立“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的市场原则，全面激活煤电机组的调节价值。与此同时，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）重磅落地，将煤电机组固定成本的容量电价回收比例由原有30%提升至不低于50%，为火电企业提供稳定保底收益。
政策红利持续释放，直接带动电力辅助服务市场规模快速扩容。2023年上半年，全国电力辅助服务总费用达278亿元，其中调峰补偿占比60%、金额167亿元；火电企业凭借稳定的调节能力，斩获254亿元补偿收益，占行业总补偿规模的91.4%，成为辅助服务市场的绝对主体。
至此，火电行业全新盈利模型正式确立，形成容量电价保底、电量电价增收、辅助服务增效的三维多元盈利结构。广发证券行业研报验证，随着新能源渗透率持续提升，电网对灵活调节资源的需求将持续攀升，容量收益与辅助服务收益将取代传统发电量收益，成为未来火电企业的核心盈利支柱。
二、储热集成技术突破：破解热电解耦桎梏
热电联产机组传统运行中存在“以热定电”的刚性约束，供热期机组发电负荷无法灵活下调，深度调峰能力受限，严重制约新能源消纳。储热集成技术通过搭建“热量蓄水池”，构建谷电储热、峰电释热的新型运行模式，有效剥离发电与供热的绑定关系，大幅拓宽机组调峰区间，是当前火电灵活性改造的主流长效技术路线。依托熔盐储热、水罐储热等成熟技术，国内多家能源央企落地标杆示范项目，成效显著。
在熔盐储热前沿技术领域，国能廊坊热电实现技术突破，其投运的世界首台套烟气熔盐储热锅炉，作为国家能源领域首台（套）重大技术装备，将机组最小稳定发电负荷降至额定工况的15%，创下行业深调新纪录。
规模化应用层面，国能宿州热电1000MWh煤电+熔盐储能项目作为全国首个吉瓦时级储热示范工程，落地后机组调峰深度从50%降至20%，30%低负荷工况下仍可稳定供热5小时，每年可新增新能源消纳量1.28亿千瓦时，同时稳定保障40余家工商业企业用热需求，成功实现从刚性供电向灵活调峰的功能转型。
项目建设持续提速，大唐王滩120MW/480MWh熔盐储热项目建成后，可提升机组调峰能力120MW，年新增新能源消纳1.44亿千瓦时，同步实现年减煤4万吨、减碳10.6万吨，兼顾经济效益与生态效益。山东鲁西发电熔盐储能改造项目更是实现颠覆性突破，通过双系统储能耦合设计，达成单机0负荷深度调峰、双机15%低负荷稳定运行的行业顶尖水平。
除熔盐储热外，传统储热技术迭代升级成效突出。华能北京热电厂24000立方米储热水罐项目投运后，储热容量达4500GJ，可连续稳定供热6-7小时，单次储放热循环即可节约天然气5.8万立方米、减少碳排放113吨，以低成本、高适配的方式完成热电解耦改造。
三、低压缸零出力改造：挖掘极致调峰供热潜力
如果说储热技术从供热端突破调峰限制，低压缸零出力改造则从发电端挖掘机组调节极限，是适配热电联产机组供热期深调需求的核心技术。该技术通过优化中压排汽调节系统，将原本通入低压缸做功的蒸汽全部引流至供热管网，仅保留少量冷却蒸汽保障设备安全，实现低压缸近零出力运行，彻底消除供热期机组发电刚性出力约束，兼具改造成本低、运行稳定、调节灵活的优势。
目前该技术已在全国多省市电厂规模化落地。华能范坪分公司两台机组完成低压缸零出力改造调试后，同等工况下供热抽汽量提升143t/h，供热负荷增加107MW，单台机组调峰下限降低80MW，冷源损耗近乎归零，实现供热能力与调峰能力双向提升。
华能威海电厂5号机组改造工程顺利投运，配套建成千万平方米级供热能力的能源转换中心，后续6号机组改造完成后，全厂供热与调峰水平将实现跨越式提升。与此同时，行业大型机组改造加速推进，华能锡林郭勒热电2×660MW机组低压缸零出力改造进入招标阶段，改造完成后双机可稳定维持30%额定负荷调峰运行；华能德州电厂改造项目稳步推进，将通过机组优化与管网互联改造，实现全厂供热资源统筹调度、调节效率升级。
四、盈利模式全面重构：从逐度电收益到赚调节价值
储热集成与低压缸零出力两大核心技术的叠加应用，彻底颠覆了火电企业依赖发电量盈利的传统逻辑，从保底收益、增量服务、电量优化三个维度，完成盈利能力的全方位重塑。
（一）辅助服务成为核心增量收益
深度调峰市场化收益已成为火电企业扭亏增盈的关键抓手。石嘴山电厂创新“峰段保量发电、谷段全力深调”的运营模式，收益成效极具代表性，2024年仅深度调峰单项业务创收3.5亿元，2025年上半年持续斩获1.65亿元调峰收益，成功实现从持续亏损到稳定盈利的根本性转变，充分验证了火电调节价值的商业化潜力。
（二）容量电价筑牢经营安全底线
2026年容量电价机制升级后，煤电机组固定成本回收比例大幅提升，为企业经营提供稳定兜底。以60万千瓦常规机组为例，每年可获取不低于9900万元的容量保底收入。经过灵活性改造后的机组，调峰能力、运行稳定性全面提升，不仅可足额满足容量电价考核标准，更能依托优质调节资质，持续获取高额辅助服务收益。
（三）灵活运行释放电量增收空间
灵活性改造彻底打破热电机组运行桎梏，将传统50%的最低调峰负荷，拓展至20%-30%的超低负荷区间。相关技术测算显示，330MW热电联产机组耦合熔盐储热系统后，储放热综合电效率超52.6%。机组可根据电价峰谷差异灵活调度，高峰时段满发抢收高电价收益，低谷时段深调储能、承接调峰补贴，最大化挖掘电价差红利，实现电量收益与调节收益双向增收。
五、千亿市场全面开启，火电灵活改造进入攻坚期
在“双碳”目标与新型电力系统建设双重驱动下，火电灵活性改造已成为国家能源转型重点任务。国家明确提出2027年前完成存量煤电机组灵活性改造应改尽改的总体目标，2026-2030年国内需完成2.5-3亿千瓦存量机组改造任务。其中，熔盐储热凭借长时储热、安全稳定、适配性强的优势，占据蓄热类改造70%的市场份额，对应改造容量达30-40GW，千亿级改造蓝海市场全面开启。
头部能源央企率先布局、加码投资，华能国际明确未来五年投入200亿元，完成旗下全部煤电机组熔盐储能耦合改造，并将2026年定为改造推广关键年，重点推进山东、河北、江浙粤等火电集中区域的项目落地。
当前，国内火电灵活性改造已进入规模化落地阶段，国能、大唐、华能等主流能源企业的标杆项目密集投产、加速建设，覆盖熔盐储热、水罐储热、低压缸零出力等全技术路径。行业正式告别“被动保供”的传统定位，迈入“主动调节、精准赋能”的全新发展阶段。随着电力市场化改革持续深化、新能源装机规模持续扩容，火电调节价值将进一步凸显，这场以灵活性改造为核心的行业变革，将持续重塑热电联产行业的发展格局与盈利生态。
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