火電調峰成本

與水電廠和其他類型電廠相比，火電廠有如下特點：布局靈活，裝機容量的大小可按需要決定。建造工期短，一般為水電廠的一半甚至更短。一次性建造投資少，僅為水電廠的一半左右。煤耗量大，目前發電用煤約占全國煤炭總產量的25%左右，加上運煤費用和大量用水，其生產成本比水力發電要高出3—4倍。動力設備繁多，發電機組控制操作復雜，廠用電量和運行人員都多于水電廠，運行費用高。汽輪機開、停機過程時間長，耗資大，不宜作為調峰電源用。對空氣和環境的污染大。

助力新能源，以綠色發展推動清潔轉型。建設一體化清潔能源基地、推進整縣式光伏、依托電力企業發展屬地的轉型光伏、開展風電下鄉等，都是發展新能源的重要路徑。而新能源發電出力的不穩定性對電網消納帶來壓力，系統對儲能和調峰電源的需求愈發迫切。然而電化學儲能發展尚在初期（成本高，安全性待提升），抽蓄受自然資源條件限制較大，靈活性改造后的煤電調峰已成為當前最優選擇。目前風光大基地項目配備調峰火電機組已成趨勢，通過規劃建設大型風光電基地，鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營，以綜合能源基地模式鼓勵周邊清潔高效先進節能的煤電發揮支撐性作用，促進存量煤電機組的靈活性改造，主動改變供給側功能和定位以實現轉型，推動煤電和新能源的優化組合，全面提升電力系統調節能力和靈活性，火電調峰成本。

火電調峰成本

火電調峰成本，火電項目：建成隴電入魯工程配套調峰煤電項目山東能源靈臺2×100萬千瓦電廠，推進崇信發電公司二期2×100萬千瓦火電項目。

加快靈活調節電源建設，火電調峰成本。繼續實施火電靈活性改造，提高煤電機組深度調峰能力，鼓勵開展快速啟停改造。立足打造安徽乃至長三角綠色儲能基地，建成投運金寨抽水蓄能電站，開工建設霍山抽水蓄能電站，加快舒城180萬千瓦抽水蓄能電站、金寨果子園120萬千瓦抽水蓄能電站項目前期工作，爭取早日實施。因地制宜建設天然氣調峰電站，推動氣電與風電、光伏發電融合發展、聯合運行。探索推動電化學儲能等新型儲能應用，在電源側和電網側雙向發力建設一批集中式電化學儲能電站，提高新能源消納和存儲能力。

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