“我國發電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%。‘三北’地區新能源富集，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源不足3%，調節能力先天不足。比較而言，歐美國家靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。”中國電力企業聯合會稍早前發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》給出的一組數字，直接揭示出我國電力系統調節能力存在明顯“短板”的現狀。

在此背景下，為提升系統調節能力，增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題，《電力發展“十三五”規劃》明確提出，全面推動煤電機組靈活性改造——“十三五”期間，將在“三北”地區推行熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦;其他地方純凝改造約450萬千瓦。改造完成后，將增加調峰能力4600萬千瓦，其中“三北”地區增加4500萬千瓦。

但日前國家電網發布的《服務新能源發展報告2020》顯示，截至2019年底，我國累計推動完成煤電靈活性改造約5775萬千瓦。該數字僅為2.2億千瓦改造目標的25%左右。多位業內人士表示，在“十三五”規劃期僅剩半年的情況下，煤電靈活性改造目標落空已是板上釘釘。

“靈活性電源建設嚴重滯后，其中煤電靈活性改造總體是慢了”

中國工程院院士黃其勵早前在接受記者采訪時就曾指出，在電力系統中，靈活調峰電源至少要達到總裝機的10%—15%。考慮到我國靈活性電源占比還不到6%的現實，電力系統調節能力不足已成為我國能源轉型的主要瓶頸之一，特別是在可再生能源持續高速發展的新形勢之下，大幅提升電力系統調節能力已迫在眉睫。

《煤電機組靈活性運行政策研究》指出，在我國主要的靈活性電源中，抽水蓄能電站、氣電因受資源稟賦等條件限制，發展規模均相對有限;加之現階段儲能技術受制于經濟性、安全性，尚不具備大規模商業化應用條件，煤電實施靈活性改造已成為目前解決清潔能源消納的有效之策。

為此，國家能源局早在2016年便啟動兩批22個試點項目，選定46臺、近1700萬千瓦煤電機組，集中在消納問題比較突出的遼寧、吉林、河北等省份先行示范。“其中，70%以上示范項目位于東北三省。根據目標，靈活性改造完成后，熱電機組將增加20%額定容量的調峰能力，純凝機組將增加15%—20%額定容量的調峰能力。在煤電行業大面積虧損的情況下，東北地區多數試點仍保證了持續盈利。”國家能源集團研究員張熙霖告訴記者，截至去年底，東北電網88家煤電廠中已有42家完成改造，“東北地區符合條件的電廠基本是能改盡改。”

然而，東北以外地區的表現并不盡如人意。電力行業專家葉春證實，東北地區目前改造情況最好。除此之外，華北地區只有4家試點，甘肅和廣西各僅有1家。“其他地區完成數量不多、改造進展緩慢，電廠自身積極性也不高。目前來看，完成‘十三五’規劃目標的挑戰性很大。”

張熙霖也稱，目前來看，很難實現“十三五”所設定的目標，“遠遠不能滿足新能源快速發展的需求。”

另據國網能源研究院統計，截至去年12月初，煤電靈活性改造僅完成5340萬千瓦左右。其中，遼寧以1075.5萬千瓦改造量位列第一，山西、陜西、內蒙古、甘肅等多地的改造容量不足百萬千瓦。“我國靈活性電源建設嚴重滯后，其中煤電靈活性改造總體是慢了。”國家電網總經理助理趙慶波表示。

“前景不明，誰會輕易投一大筆錢?反過來說，如果真的賺錢，誰不愿改造呢?”

值得注意的是，盡管靈活性改造推進不暢，但多地仍在進一步提高要求。山西省能源局日前發布《關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知》提出，“2020年底各發電集團煤電機組改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量”;陜西省發改委近日也發文鼓勵煤電靈活性改造，明確將按照深度調峰能力給予利用小時數獎勵;山東等地則在編制“十四五”可再生能源規劃時，紛紛提出加快煤電靈活性改造的要求。

需求明確、政策支持，為何改不動?“相比超低排放改造等硬要求，靈活性改造并不具備強制性。到底改不改，電廠自己也要算算賬。尤其是像我們這種國有企業，對投資回報率有明確考核，還涉及投資追責等后續問題，投資能力與盈利水平是前提。前景不明，誰會輕易投一大筆錢?反過來說，如果真的賺錢，誰又不愿改造呢?”某電廠負責人向記者直言。

據中電聯統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元。加上后期運維、煤耗等成本，若沒有合理經濟回報，電廠難以承擔調峰損失。“目前，大部分地區為煤電提供的輔助調峰服務補償偏低，激勵不足是改不動的根本原因。”張熙霖表示，由于各地區電力供需、電價情況均有不同，多地尚未建立起相應激勵機制。此外，按照“誰使用誰付費”原則，目前煤電調峰補償主要來自風電，隨著風電即將進入平價時代，其自身邊際利潤已經很低，風電分攤調峰成本壓力也加大。

據葉春介紹，東北之所以推得快，根本動力在于電廠可取得可觀的經濟回報。“2014年起東北電網開始試行輔助服務補償機制，補償規模和費用穩定增長，2015年到2019年上半年累計補償費用超過80億元。煤電靈活性改造的投資可通過輔助服務市場獲得回報。”

葉春進一步指出，東北電力輔助服務市場有其特色，一是調峰機組可獲得部分計劃電量補償，二是輔助服務補償費用分攤中，煤電比重逐步下降，風光核比重逐步上升。這既有利于激勵煤電進行靈活性改造為新能源調峰，新能源也能獲得更多上網空間，從而實現雙贏。“相比之下，其他地區有待進一步完善。”

“既是技術問題，也是經濟問題，還涉及體制機制的完善，需多方共同努力”

“未來，煤電將由提供電力、電量的主體電源向電量、電力調節型電源轉變。”在葉春看來，我國現有煤電機組10.4億千瓦，大部分具備靈活性改造條件。通過改造，純凝機組最小技術出力可達30%—35%額定容量，部分機組可達20%—25%;熱電聯產機組最小技術出力達到40%—45%額定容量，部分機組實施熱電解耦可以100%進行調峰。“從提高和優化整個電力系統調節能力角度講，對現有煤電機組進行改造利大于弊。”

張熙霖表示，由于我國煤電基數大，完成這樣的角色轉換，需要一定的時間。“靈活性改造既是技術問題，也是經濟問題，還涉及體制機制的完善，需多方共同努力。首先是建立市場機制，推廣并完善電力輔助服務補償機制。不僅要讓電廠在合理時間內收回改造投資，更應讓改造成為其重要的利潤增長點。電網也要制定合理調度體系、優化調峰輔助服務市場運營規則。用科學化、智能化調度，提高整個電網運營的經濟性和高效性。”

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認為，不同地區的情況存在差異，靈活性改造并不意味著越多越好，而應根據當地電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規模預期、可再生能源發展與替代潛力等條件，科學預測本地區調峰規模總量。“建議各地區以年度的形式確定提升煤電靈活性配套改造方案。結合電廠自身情況制定改造方案，避免出現過度改造和改造之后服務效果差的現象。”

葉春提出，“十四五”期間，可分地區、分機組容量有序實施改造。在新能源發電裝機占比較大的“三北”地區，及核電利用小時數較低的廣西、福建等地，對30萬千瓦及以下和部分60萬千瓦煤電機組進行靈活性改造，作為系統的調節電源。

葉春還表示，應盡快制定煤電靈活性改造標準規范，對現有煤電廠技術標準進行修編，“三北”地區新建煤電需達到相應靈活運行標準，新建熱電機組應實現“熱電解耦”技術要求。