并不是所有的機組都適合進行靈活性改造，必須結合當地的熱負荷需要、可再生能源發展、電網條件以及機組自身條件等，因地制宜，不能一刀切。

在條件不具備時，如果大范圍推廣實施火電靈活性改造，勢必產生新的浪費。因此，要合理把握火電靈活性改造的節奏，循序漸進，以防范新的經營風險。

火電靈活性改造，即通過熱電解耦或者技術改造等方式，將機組的最小技術出力由傳統的50%降至40%——20%，使其具有更加靈活的調峰能力，是當前解決“三北”地區棄風棄光的主要措施之一。

“十二五”以來，隨著風電太陽能發電等新能源大規模發展，我國出現了嚴重的“棄風棄光”現象。據中電聯統計數據，2015年全國僅“棄風”電量就達到339億千瓦時，最為嚴重的“三北”地區平均棄風率接近40%；2016年“棄風”電量上升到497億千瓦時，全國平均棄風率達到18%。

針對愈發嚴重的“棄風棄光”問題，國家能源局推出了火電機組靈活性改造的措施，在“三北”地區啟動了火電靈活性改造示范試點工作。2016年6月28日，國家能源局發布《火電靈活性改造試點項目的通知》，接連公布了兩批共計22家、項目總容量約1700萬千瓦的試點名單。緊接著，又在2016年11月發布的《電發展“十三五”規劃》中提出，“十三五”期間 ，“三北”地區熱電機組靈活性改造1.33億千瓦、純凝機組靈活性改造8200萬千瓦，其他地方純凝機組靈活性改造450萬千瓦。改造后，增加調峰能力4萬千瓦，其中“三北”地區增加4萬千瓦。

實施火電靈活性改造試點以來，在政府、企業和社會的共同努力下，綜合施策取得了顯著成效。2017年全國“棄風”電量同比減少78億千瓦時，棄風電量、棄風率開始出現“雙降”；2018年全國“棄風”電量277億千瓦時，棄風率下降到7%，新能源消納問題有所緩解。

但是，由于政策鼓勵和技術進步的雙重驅動，近幾年來風電太陽能發電年新增裝機數千萬千瓦。截至2018年底，全國并網風電1.8億千瓦、并網太陽能1.7億千瓦。一邊是新能源大規模發展，一邊是系統調節能力未能大幅提升，“棄風棄光”的長期壓力依然存在。尤其是“三北”地區，火電占比達到70%，抽水蓄能、燃機等靈活性調節電源比重不足4%。在火電機組中，又有超過70%的是“以熱定電”的熱電聯產機組，調峰能力嚴重受限，導致冬季保供熱和新能源消納的矛盾非常突出。

從試點實施進展來看，火電靈活性改造低于預期。據相關機構統計，截至2017年底，已完成靈活性改造機組規模約1000萬千瓦，正在前期準備或實施的靈活性改造規模約0萬千瓦，與“十三五”規劃的目標要求相差很大。各個地區差異也很大，東北地區同步出臺了針對火電靈活性改造的輔助服務補償分攤辦法，靈活性改造的效果更加明顯，而西北、華北要相對滯后。對此，中電聯研究報告認為，火電靈活性改造進程較慢與試點項目較少、技術完善和積淀需要有一定周期等因素有關，更與輔助服務市場、深度調峰補償機制不健全，無法激勵煤電改造的積極性有關。

在接受本刊記者專訪時，業內專家指出，要辯證地看待火電靈活性改造低于預期的問題。為確保電網的安全穩定，盡可能消納更多的可再生能源，對火電機組進行靈活性改造既是必要的，也是必然的。作為促進新能源消納的一個重要手段，在一些試點項目成功的基礎上，逐步推廣實施也是可以的。但是，并不能以沒有如期完成電力發展規劃預定目標數來否定該項工作。

業內專家普遍認為，火電靈活性改造應該綜合考慮電力需求、能源轉型、其他調峰調頻措施（抽水蓄能、電池儲能、需求側響應）以及相關政策因素，再確定改造的規模和程度。在當前能源轉型期，由于技術、管理以及政策創新都處于活躍期，實施火電靈活性改造切記要考慮后期的相關變化。

其一，就電力需求而言，未來我國電力需求如果不是繼續往上，而現在煤電機組年平均利用小時數才4000多小時，還有很多能力沒有發揮，這樣靈活性改造的空間會變小。如果未來我國電力需求繼續往上時，受氣候環境和能源轉型等因素制約，增量部分將以非化石能源為主，這就需要相當的靈活性機組進行調峰。火電靈活性改造要與電力需求、新能源發展等相匹配。

其二，就其他調峰調頻措施而言，電網側有抽水蓄能電站，用戶側有電池儲能；隨著電網信息化智能化水平的提高，需求側響應參與調峰發揮的作用也會越來越大。相比火電靈活性改造，需求側響應參與調峰還具有速度快、低成本等特點。選擇哪種調峰調頻措施，要因地制宜，系統分析整體的效益和效率。

其三，就政策與市場而言，目前我國電力市場以及輔助服務市場建設都還處于初始階段，各方面的配套政策也不盡完善，導致火電機組靈活性改造面臨更高的政策風險。即使在東北區域，火電機組靈活性改造后的調峰收益也是全部來源于發電側分攤費用，不是從整個電力系統的效益提升中獲得，與其他區域不同之處是提高了補償力度，將調峰報價區間設定為0-0.4元、0.4-1元之間。在這種“以收定支”、“計劃+市場”型輔助服務補償機制下，如果大面積實施火電靈活性改造，勢必形成收支不能平衡甚至“無收可支”的局面。火電靈活性改造還必須與現行政策機制相適應。

話說回來，火電靈活性改造不是出力越低越好，只有當火電機組處于運行設計數區間，其節能減排的效果最好。當前，開展火電靈活性改造是一種不得已的措施，是以降低火電機組出力來促進可再生能源的消納。為了可再生能源消納去降低火電的效益和效率，使所有的火電機組都不是運行在最佳出力區間，其經濟效益和社會效益誰更合算，目前還缺乏科學的計算與分析。但單就火電而言，這明顯是與高質量發展背道而馳。

那么，開展火電靈活性改造的邊界到底在哪？并不是所有的機組都適合進行靈活性改造，必須結合當地的熱負荷需要、可再生能源發展、電網條件以及機組自身條件等，因地制宜，不能一刀切。在條件不具備時，如果大范圍推廣實施火電靈活性改造，勢必產生新的浪費。因此，要合理把握火電靈活性改造的節奏，循序漸進，以防范新的經營風險。開展火電靈活性改造，最終是要通過市場機制，將選擇權交給企業，讓企業從市場需求和自身條件進行權衡。而具體到當前某個項目時，只要在投入與收益之間有合理的回收機制，有清晰的商業模式，實施靈活性改造后能夠獲得盈利，就應該得到鼓勵和支持。

火電靈活性改造向何處去、走多深，這將取決于我國電力市場的建設速度及完善程度。當前，部分試點先行，是比較穩妥的。沒有完成規劃預定的目標，這本身就不一定是個問題。只有當系統整體的效益與效率達到最優時，電力發展才是真正的高質量發展。

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