新能源占比反超后，火电如何以 “调节者” 身份重塑电力价值？

电力系统的绿色转型正在改写能源格局的底层逻辑。2024 年底我国新能源装机规模首次超过火电，这一里程碑式变化引发对能源安全的深度思考。新能源的清洁属性与间歇性特征形成天然矛盾，电网安全运行仍需传统能源提供支撑。火电作为曾经的 “发电主力”，其功能定位与价值实现方式正经历根本性变革。

火电角色的转变并非简单的功能替代，而是电力系统协同运行的必然选择。新能源发电受自然条件制约，输出功率如同 “心电图” 般波动，电网必须依靠可调节电源维持安全边界。山西运城风陵渡电厂运行 18 年的实践表明，火电在新能源大发时主动降负荷、缺口时及时补位，已成为电网不可或缺的 “稳定器”。

一、市场机制：从 “计划发电” 到 “价值变现” 的转型引擎

全国统一电力市场建设为火电价值重估提供了制度框架。此前电力调度依赖行政命令，电价固定且资源流动受限，火电在新能源优先上网政策下发电量大幅下滑。山西作为能源改革先行省，通过市场化改革打破区域壁垒，让价格信号成为资源配置的核心指挥棒。

火电厂的运营逻辑随之彻底改变。风陵渡电厂工作人员从 “紧盯锅炉” 转向 “盯盘电价”，每日根据收盘信息制定次日发电策略。在新能源大发的低电价时段，电厂通过赚取中长期量价偏差收益实现盈利；高电价时段则全力发电，形成 “低谷服务、高峰发电” 的弹性模式。2024 年我国市场化交易电量占全社会用电量的 63%，为火电调节价值兑现提供了广阔空间。

绿电交易的兴起进一步完善了火电与新能源的协同生态。新能源企业通过绿电交易开辟额外盈利渠道，2024 年全国绿电交易量达 2336 亿千瓦时，同比增长 235%。这种市场分工让火电无需承担环保压力，专注于调节功能，形成 “新能源创环境价值、火电保系统安全” 的互补格局。

二、技术改造：破解 “热电解耦” 难题的核心路径

灵活性改造是火电适应新型电力系统的关键支撑。大唐临清热电公司的实践证明，技术创新能有效突破火电调节能力的物理限制。该公司承担着 220 吨 / 小时工业供汽和 680 万平方米供暖任务，“热电捆绑” 导致调节空间被严重压缩，曾面临无法满足电网调峰需求的困境。

储能与电锅炉技术的结合给出了破局方案。临清热电建成 9MW/4.5MWh 调频储能项目，成为山东电网调频市场的 “明星机组”；随后推进 66MW 调峰供热基站建设，将蒸汽管道直接接入工业母管，实现深度调峰、启动供汽与采暖保障的三重融合。通过这些改造，机组最小技术出力稳定降至 30% 额定负荷，远超山东省 40% 的硬性指标。

政策突破为技术落地扫清障碍。针对电锅炉用电界定、功率核算等政策空白，临清热电联合政府与电网部门推动规则制定，最终促成山东省明确电锅炉用电 “参照厂用电管理但不计入厂用电” 的政策细则。2024 年 9 月项目投运后，累计调峰电量达 8328 万千瓦时，每年为电网释放 7920 万千瓦时的新能源消纳空间。

三、商业模式：从 “单一发电” 到 “综合服务” 的价值升级

国家能源局鼓励的 “新能源与其他电源实质性联营” 政策，正在重塑火电企业的盈利结构。传统模式下，火电收入依赖 “发电量 × 电价”，新能源挤压导致业绩波动加剧；联营模式中，火电与新能源、储能打包成 “稳定能源包”，通过提供调峰、调频等辅助服务获取固定收益。

浙能电力等龙头企业已展现出转型成效。作为长三角区域火电标杆，其超超临界机组经灵活性改造后，具备快速启停、深度调峰的技术优势。在华东电网高新能源接入压力下，这些机组通过辅助服务市场获得稳定收入，形成与发电量脱钩的 “盈利压舱石”。这种模式不仅提升了资产利用率，更让火电成为获取新能源项目的 “敲门砖”。

“火电机组 + 调频储能 + 电锅炉” 的联合运行模式进一步释放多元价值。临清热电创新将电锅炉负荷数据接入储能系统，把联合功率作为控制对象，成功拓宽机组调频区间至 105MW-350MW。在负电价时段，电锅炉将电能转化为高价值蒸汽；极端工况下则化身应急保供主力，让传统火电的灵活价值得到充分彰显。

火电的转型之路本质上是能源系统重构的缩影。从被新能源挤压的 “传统动能” 到电网安全的 “核心枢纽”，其价值实现方式的转变印证了电力市场的成熟与能源治理能力的提升。当 “无形之手” 与 “有形之手” 协同发力，火电与新能源的关系已从竞争走向共生，这种转变如何影响更多能源企业的发展策略，仍值得持续探索。