我国“双碳”目标的提出，要求以煤电为主的电力系统必须激发更多灵活性空间来消纳非化石能源，以实现我国能源低碳转型。当前电源侧灵活性资源配置远远落后于可再生能源发展速度，若煤电灵活性改造空间尚未得到有效激发，未来很可能无法适应非化石能源装机占比快速增长的趋势。2019年在新能源全额保障性收购政策全面实施的情况下，弃风弃光电量仍高达215亿千瓦时，相当于450万千瓦燃煤电厂一年的发电量，相当于多排放了600万吨二氧化碳。
我国构建以新能源为主体的新型电力系统，要求电力系统具有更强的灵活调节能力，以承载更高比例的新能源装机。新能源在电网中比例越高对调峰电源的需求越高，而对于我国以煤电为主的电力系统而言，挖掘高调节性能的煤电灵活性潜力成为现实的可行选择。
我国煤电产业仍面临严重结构性过剩风险，在碳减排的重压之下，加快实施煤电灵活性改造是实现煤电角色定位转型的有效途径。实施煤电灵活性改造有助于推动煤电在我国的角色定位由提供电力、电量的主体电源向电量、电力调节型电源转变，通过发挥存量煤电机组灵活性潜力，同时解决产能过剩和促进新能源消纳问题。
当前我国电力系统灵活性调节存在明显短板，相较其他类型可调节资源，对现存煤电机组进行灵活性改造是最现实有效的方案。在我国主要灵活性电源中，抽水蓄能、燃气发电因受资源禀赋所限，发展规模均相对有限，储能技术受制于经济性、安全性，商业化应用有待进一步开发。而我国现存和核准煤电规模已严重过剩，现有10.4亿千瓦煤电机组大部分具备灵活性改造条件，煤电灵活性改造不失为提高电力系统灵活性的现实之选。
我国煤电灵活性改造存在问题分析
我国早在2016年即启动火电灵活性改造试点工作，并在国家“十三五”电力规划中制定了明确的灵活性改造目标，但全国灵活性改造实际进展十分缓慢，甚至严重滞后于国家规划。截至2020年底，“三北”地区火电机组灵活性改造只完成8241万千瓦，只达到改造目标的38%，内蒙古、山西、新疆、甘肃各省区仅完成改造目标的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。2019年底改造试点也仅完成改造容量5340万千瓦左右，仅为规划目标的31.4%。尽管煤电灵活性改造的意义明确、需求明晰、政策明朗，但改造进展仍严重滞后，其原因主要有以下四个方面：
一是调峰辅助服务市场机制不健全，煤电企业缺乏足够的补偿激励。经济性是导致煤电灵活性改造进度迟缓的首要因素。东北电网2014年率先试行辅助服务补偿机制，在调峰领域引入竞争机制，制定较高的调峰补偿价格，煤电企业改造投资可通过参与辅助服务市场获取足够收益回报，因此东北地区改造试点推进情况较好，基本符合条件的电厂均已完成改造，在煤电行业大面积亏损的情况下，多数试点仍保证了持续盈利。目前东北电网深度调峰两档报价均高于0.34元的燃煤标杆电价，相较而言其他地区的补偿标准则低很多。
二是国家相关政策存在变化的不确定性，煤电企业面临收益无法覆盖成本的财务风险。尽管东北、西北等地区已陆续出台电力辅助服务市场运营规则，但由于各省新能源消纳与电量电价情况存在较大差异，补偿政策长远预期及补偿门槛设定标准存在变化的不确定性。如东北电网深度调峰基准已从原来的52%降为48%，灵活性改造的机组逐渐增多，未来还存在进一步下调可能，调峰基准降低势必影响煤电企业调峰成本。同时辅助服务补偿政策的落实受制于当地市场健全程度，相对较低的补偿力度加上政策落实的不确定性，使得煤电企业面临补偿收益无法弥补改造导致增加的成本。
三是灵活性改造本身会对燃煤机组的安全运行、节能减排、运行成本等带来负面影响。煤电机组只有运行在标准工况才具有最好的技术经济性能，实施灵活性改造的机组需要经常运行在标准工况之外，必然会对机组的安全、寿命、技术经济性造成影响。实践表明改造后的燃煤机组不同程度存在锅炉低负荷稳燃和水动力循环安全隐患增加、长期低负荷和快速变负荷时控制系统灵活性降低、设备运行周期和寿命衰减等技术安全问题。并且机组出力减少后单位煤耗增加，对于百万千瓦燃煤机组，出力系数从100%降至40%时，供电煤耗增加68.3克/千瓦时，同时造成减排压力的上升和发电成本的上涨。
四是灵活性改造成本巨大，让本就举步维艰的煤电企业经营不堪重负。近年来全国火电平均利用小时数持续走低，已从2013年5000多小时下降至2020年的4216小时。同时煤电企业还承受煤价高企、电价让利的双面夹击，企业经营非常困难，行业整体亏损面长期超过50%。根据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500~1500元，再加上改造后的运维成本、煤耗成本、频繁启停成本等增加，如果没有合理的补偿和激励机制，煤电企业的积极性无法激发。
推进煤电灵活性改造的政策措施建议
一是加强统一规划引导，因地制宜分类施策，有序推进煤电灵活性改造。要全面统筹区域、行业、企业差异，根据当地能源结构、电力供需状况、新能源发展与替代潜力等条件，科学预测本地区灵活资源规模，做到“一区一策、一地一策”甚至“一厂一策、一机一策”，避免形成新的产业结构性矛盾和经营困境。如在新能源丰富且外送受限区域，可优先推进30万千瓦及以下和部分60万千瓦纯凝机组改造来承担外送匹配和深度调峰任务；对于供热强度和供热压力大的热电联产机组，可着力推进热电解耦，在供热季腾出发电空间消纳新能源。
二是完善辅助服务市场，稳定补偿和激励政策预期，保障煤电企业收益。按照“谁改造谁获利、谁受益谁补偿”的原则，充分考虑煤电企业由于改造而产生的投资运维成本增加、煤耗增加以及发电量减少、安全风险增加等因素，科学制定参与调峰补偿水平，由受益的新能源、核电、未参与调峰的煤电，甚至电力用户共同予以补偿。健全辅助服务市场机制和运营细则，完善基于新能源上网消纳的煤电改造与运行激励政策，保持补偿和激励政策的稳定性和持续性，保证实施灵活性改造的燃煤机组能够取得一定年限的稳定投资受益，调动煤电企业参与改造和调峰的积极主动性。
三是优化灵活性改造技术路线，确保燃煤机组安全经济运行。借鉴德国、丹麦等先进国家灵活性改造经验，优化煤电机组改造技术路线，尽可能兼顾深度调峰和节能效率，在安全和环保基础上，形成不同区域、不同机组改造技术路线，避免各自为阵、盲目实施。做好改造机组的运维和寿命管理，加强关键部件检验检测，最大程度降低对机组能耗、效率、寿命周期的影响。建立健全改造前评估优化、改造中过程管控、改造后监督评估的全过程保障机制，防范化解改造后机组因快速启停、快速爬升、快速变负荷过程中和长期低负荷运行带来的安全风险，严防发生涉网安全事件。
四是充分调动各类灵活性资源，丰富辅助服务市场参与主体，建立协调统一的灵活性资源体系。辅助服务市场建立的目的是为了保持整个电网的安全稳定和所有电力用户的可持续供电，因此辅助服务参与者不应局限于电源主体。随着能源信息技术和能源互联网的发展，储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户，都是参与辅助服务的重要力量，都应参与辅助服务的分担与共享。提高电力系统灵活性增强调节能力，绝不能只依靠煤电灵活性改造，而应从电源侧、电网侧、用户侧多措并举，充分调动挖掘各类灵活性资源潜力，以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。
