德国火电深调能力与电源爬坡性能提升的实践与启示

作者：中能传媒研究院  作者：王喆 朱婵霞 韩四维 蒋一博 陈倩

（国网（苏州）城市能源研究院）

随着新能源装机规模持续扩大，电力系统对深度调峰和快速响应能力的需求不断增强，火电机组在系统中的功能定位和运行方式面临重塑。围绕高比例新能源条件下火电如何发挥灵活性支撑作用，本文系统梳理了德国在火电深调能力与电源爬坡性能提升方面的实践，重点分析其在技术路径、调节资源配置以及市场机制安排等方面的总体特征。研究认为，德国通过将火电灵活性纳入系统调节框架，并与多元调节资源和市场机制协同推进，在新能源占比较高条件下维持了电力系统稳定运行。相关经验有助于深化对火电灵活性作用机理的认识，可为我国在新能源持续发展的背景下优化电力系统调节能力建设提供参考。

一、德国火电灵活性提升的总体路径与主要成效

在能源转型持续深化背景下，德国电力系统运行特征的变化，决定了火电必须由传统基荷电源转向以灵活性为核心的功能定位。随着核电逐步退出、风电和光伏装机规模快速增长（如图1），德国电力系统由以稳定供给为主的运行形态，转变为以高频、大幅波动为主要特征的运行形态（如图2）。在新能源出力快速变化、负荷不确定性增强的条件下，传统以基荷运行为主的火电机组难以适应系统调节需求，火电功能定位调整成为能源转型过程中必须直面的核心问题。

图1 德国火电和可再生能源发电装机情况  

图2 德国2024年各季度典型日发电量

围绕火电功能定位的转变，德国系统推进以灵活性为导向的火电发展路径。在应对新能源快速发展的过程中，德国并未将火电简单视为被替代对象，而是将其明确定位为承担深度调峰、快速爬坡和备用支撑的重要灵活性电源。一方面，通过持续开展技术改造，使火电机组能够在更低负荷、更快变化条件下安全稳定运行；另一方面，通过优化调度方式和运行策略，引导火电更多参与新能源波动调节，而非长期维持高负荷运行状态。

在上述路径推进下，德国火电灵活性水平显著提升，成为支撑高比例新能源系统平稳运行的重要基础。从运行成效看，德国火电机组最小技术出力持续降低，负荷爬坡和启停响应能力显著提升，机组运行方式更加贴合新能源出力特征。在新能源渗透率超过60%的条件下，德国仍能够依托火电灵活性支撑系统平衡，弃风弃光水平维持在较低区间，电力系统整体运行保持安全稳定。

二、火电深调能力与爬坡性能提升的关键实现路径

目前，德国的大部分褐煤电厂最小出力可降低至额定功率的30%～45%，配合电储热装置可将运行等效调峰深度提升至7.0%、8.7%。德国的硬煤机组具备良好的快速启停能力，可通过频繁启停支撑电网调峰，其调峰深度可至额定功率的25%～40%。除此之外，采用深调技术改进后的电站在爬坡速率、启动时间等性能指标方面，均实现了较为显著的提升（如表1）。

表 1 火电深调技术的改进效果

德国火电深调能力和爬坡性能的提升，首先依赖于系统化、成套化的机组技术改造。针对低负荷运行时燃烧不稳定、环保约束增强和效率下降等问题，德国围绕锅炉、汽轮机和控制系统开展多环节改造，重点提升机组在非额定工况下的安全性和可控性。通过低负荷稳燃、宽负荷脱硝、汽轮机通流优化等措施，为火电深调运行奠定工程基础。

随着技术改造持续推进，德国火电机组运行区间和动态响应能力得到明显拓展。褐煤和硬煤机组最小技术出力逐步降低，使火电能够在新能源高出力时段主动压降出力，为新能源消纳腾挪空间；同时，通过优化控制逻辑和关键设备性能，机组负荷爬坡速率显著提升，能够在新能源出力快速上升或下降时及时补偿系统功率缺口，降低系统调节风险。

围绕运行刚性较强的环节，德国同步推进启停加速和热电解耦改造，进一步释放火电调节潜力。通过材料热应力控制优化、旁路系统改造和启停控制策略调整，火电机组冷启和热启时间明显缩短，使机组能够更加频繁参与日内调节和现货市场运行。针对热电联产机组“以热定电”的约束，德国通过配置蓄热装置、电锅炉等方式，实现供热与发电的灵活解耦，进一步扩大火电可调节空间。

三、多元调节资源与市场机制对火电灵活性建设的支撑作用

德国火电灵活性能力的持续发挥，建立在多元调节资源协同支撑的系统基础之上。在火电机组自身改造的同时，德国推进抽水蓄能、电化学储能和蓄热装置建设，用于承担快速调节和短时平衡任务。其中，抽水蓄能主要发挥日内调峰和备用作用，电化学储能侧重快速响应和调频支撑，蓄热装置则有效缓解热电联产机组运行刚性，多类资源协同运行，显著降低了单一火电机组的调节强度。

在更大范围内，德国通过高度互联的电网结构，构建跨区域平衡机制分担新能源波动压力。依托与周边国家的跨国互联，德国能够在新能源出力过剩时向外输出电力，在出力不足时快速获得外部支撑，从而在更大空间尺度上平抑新能源出力波动。这种区域协同机制，为火电深调运行创造了更为宽松的系统环境。

在制度层面，市场机制通过清晰的价格信号，为火电灵活性建设提供持续激励。在现货市场中，新能源高出力时段频繁出现低价甚至负电价，倒逼火电机组主动压降出力；而在新能源出力快速回落、系统调节需求集中的时段，电价显著上升，使具备快速爬坡和启停能力的机组获得更高收益。同时，辅助服务市场对调频和备用实行分级补偿，调节能力越强、响应速度越快，获得的市场回报越高。市场机制将灵活性能力直接转化为经济收益，形成推动火电持续开展灵活性改造的内生动力。

图3和4为2025年3月18日至22日德国各类电源出力功率、跨国交换电量的变化趋势，以及德国电力现货市场日前交易价格、辅助市场电能量价格。其中，日前价格与新能源出力，尤其是光伏出力呈现紧密的负相关性，而在新能源出力快速爬坡与下降的上午7时至8时、下午16时至18时，日前市场收益达到高峰，该时段燃气机组、抽蓄机组顶峰出力，以争取更大的现货市场收益。而在21日至22日大部分时段以及20日中午光伏出力高峰阶段，火电机组仅基于供热需求和启停限制，保持较低限度出力。此外，调频市场中能量结算价格可以达到现货市场的28倍左右，尤其在每日上午光伏爬坡时期对反向调节能力，以及在晚间22点后电网整体负荷快速下降时期，对正向调节能力的需求，为具备快速调节能力的机组提供更多的收益机会。

图3 德国电网2025年3月18日至22日运行情况实例

图4 德国电力市场2025年3月18日至22日运行情况实例

四、思考和政策启示

整体而言，德国在推进火电灵活性建设过程中，依托的是高度互联的电网结构、较为成熟的电力市场体系以及相对完善的调节资源配置条件。而我国电力系统在资源禀赋、网架结构、负荷形态和市场发展阶段等方面呈现出显著的区域差异。因此，德国经验更有助于揭示火电灵活性建设的一般规律和关键影响因素，而不宜作为具体路径或指标的直接参照。

从系统层面看，德国经验表明，火电灵活性建设是关于功能定位的系统性问题。德国并未以统一标准要求所有火电机组达到相同的调节水平，而是根据运行需要，使火电在不同时间尺度和运行场景下承担差异化调节功能。这一做法提示，在国内推进火电灵活化改造过程中，有必要避免以个别技术指标作为普遍约束条件，而应结合区域新能源渗透水平、负荷波动特征和调节资源配置状况，综合判断火电在系统中的实际调节需求和合理承担边界。

从资源协同角度看，德国火电灵活性能力的有效发挥，与多元调节资源的协同配置密切相关。德国火电深调和快速响应能力并非孤立存在，而是抽水蓄能、储能、蓄热装置及区域互联等多种资源共同作用的结果。在多类资源共同参与系统调节的条件下，火电机组得以在相对可控的运行强度下发挥灵活性作用。对我国而言，在新能源快速增长而调节资源配置相对不足的地区，如过度依赖火电承担主要调节任务，可能增加运行风险并抬升系统成本。因此，火电灵活性改造更需要放在整体调节体系中加以考量，而非单独强调其技术潜力。

从机制条件看，德国经验表明，火电灵活性在系统运行中能够持续发挥作用，与电力市场运行方式存在较为明显的相关性。在德国电力系统中，现货市场和辅助服务市场通过价格形成机制和结算安排，使不同时段、不同类型的调节行为在收益上呈现出差异，从而对机组运行方式产生引导作用。这种机制并不直接决定技术改造是否发生，但在一定程度上为灵活性能力的运行和价值体现提供了相对明确的制度环境。结合我国实际情况，电力市场建设仍处于持续推进过程中，各地区在市场形态、规则完整性和价格信号强度等方面存在差异。因此，灵活性价值的体现方式需要与电力市场发展阶段相适应，在制度设计上应更加注重渐进性和协调性，避免因机制安排与系统条件不匹配而削弱政策效果。