針對火電靈活性改造促進可再生能源消納問題，華北電力大學煤控課題組進行了深入的案例分析與政策研究。2018年4月3日，中國煤控課題組發布了最新研究報告《持續推進電力改革提高可再生能源消納》。

據悉，2018年3月，國家發改委、國家能源局印發《關于提升電力系統調節能力的指導意見》（以下簡稱指導意見），旨在實現我國提出的2020年、2030年非化石能源消費比重分別達到15%、20%的目標，保障電力安全供應和采暖季節煤改電的需求。指導意見提出加快推進電源側調節能力，包括實施火電靈活性提升工程、推進各類靈活調節電源建設、推動新型儲能技術發展及應用。指導意見鼓勵社會資本參與電力系統調節能力提升工程。支持社會資本參與火電靈活性改造，以及各類調峰電源和大型儲能電站建設。

報告回顧了2017年電力行業煤炭消費控制成果，結合電力供需形勢和可再生能源消納形勢量化了當年發電耗煤與煤控情況，并分解了各項供給側改革措施的控煤效果。其次，對電力新常態的特征進行研判，對“十三五”后期電力供需形勢進行了展望，提出并量化了推進需求側管理、強化可再生能源消納、經濟調度提升能效等主要供給側改革措施的節煤潛力。對電力行業重要的供給側改革措施——火電靈活性改造對風電并網消納的影響進行了系統分析。最后，報告分析了2018年電力行業供需形勢，匡算了電力行業發電耗煤規模，并針對電力供給側結構性改革及風電消納提出若干政策建議。

自2016年四季度以來，四大高耗電行業用電增長較快，推動了全社會用電快速增長。2017年1-11月份，四大高耗電行業增速同比增長；合計用電量占全社會用電量的比重為28.9%，對全社會用電量增長的貢獻率為19.7%。全年四大高耗電行業合計用電量增長4.0%。在煤電同比增長導致煤耗增加的同時，國家能源局通報了2017年前三季度緩解棄水、棄風、棄光狀況。前三季度，全國棄水、棄風、棄光局面有所好轉，可再生能源電力整體消納水平逐步提高。2017年“三棄”現象改善的主要原因有：全社會用電量的較快增長、輸電通道的進一步建設以及風電光伏裝機逐漸從西部、東北地區向東、中部地區轉移的新布局。課題組根據單位煤耗下降情況和煤電發電量估算2017年電力行業實際消耗11.91億噸標煤，比預計減少0.48億噸標煤。其中，棄風棄光問題的改善約貢獻0.11億噸標煤節約量，可再生能源替代效應約貢獻0.25億噸標煤節約量，電力行業能效提高約貢獻0.12億噸標煤節約量。

2017年可再生能源電力受限嚴重地區棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解。云南、四川水能利用率力爭達到90%左右。甘肅、新疆棄風率降至30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古棄風率降至20%及以下。甘肅、新疆棄光率降至20%左右，青海、寧夏棄光率控制在6%以下。其它地區風電和光伏發電年利用小時數也基本達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數（或棄風率低于10%、棄光率低于5%）。

作為電力行業供給側改革的主要措施之一，火電靈活性改造受到中央領導與能源主管部門的高度重視。火電靈活性改造的技術路線主要有五個方面：一是純凝機組低負荷運行、深度調峰，二是改善機組爬坡率，提高機組負荷響應速度，三是火電機組快速啟停，四是熱電聯產機組熱電解耦，五是鍋爐燃料靈活可變。報告對初期的火電靈活性改造與風電并網消納的關系進行了案例研究，選取吉林和河北為典型省份，分析了風電消納現狀及火電靈活性改造對風電并網消納的影響，并從經濟性角度進行了靈活性改造的成本收益分析，對東北輔助服務市場深度調峰補償機制進行了研究，總結了影響風電運行和消納的主要因素。

以吉林省風電消納為例。吉林省擁有豐富的風能資源，卻也面臨嚴重的棄風問題。2015年吉林省棄風率高達32%，風電利用小時數僅1430小時，遠低于全國平均水平，2016年更是降到1333小時，棄風電量29億千瓦時，棄風率仍達30%。棄風的主要原因是電力系統靈活性不足，調峰能力差。我國的資源稟賦以及火電的低發電成本決定了當前及未來很長一段時間內我國發電裝機以火電為主，尤其在“三北”地區熱電聯產機組占比高，供熱期為了保證民生供熱實行以熱定電方式運行，系統最小出力難以壓縮，導致在大風期風電發電空間有限。另外在東北地區抽水蓄能、天然氣發電等靈活電源的建設條件有限、大風期與供熱期重疊且具有反調峰性等特點，進一步加劇了調峰難度，尤其在春節期間，需要通過大量棄風來調峰。火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決風電并網消納的主要措施。

從企業層面看，火電企業能否從靈活性改造中獲得預期收益才是愿意進行靈活性改造的關鍵。東北作為全國第一個電力輔助服務市場試點，相應的電力輔助服務市場運營規則目前是最透明和全面的。進行輔助服務市場規則下靈活性改造電廠的成本收益分析對于進一步完善補償機制、推廣火電靈活性改造有重要意義。模擬比較發現，在不同情景下，試點項目的改造收益都大于成本，靈活性改造在經濟性上具有可行性。華能長春熱電廠靈活性改造項目的預計內部收益率高達23.95%，投資回收期僅需5.13年，總投資收益率為17.04%。值得注意的是該改造項目采取合同能源管理模式，由乙方負責全部投資，電廠只需要提供場地，不需要增加額外資本投入；另一方面，由于目前靈活性改造的電廠較少、而深度調峰的補償標準很高，這些因素都給電廠進行靈活性改造提供較大吸引力。

報告建議，有序推進火電機組靈活性改造，并不斷完善輔助服務補償政策。盡管靈活性改造不能從根本上解決棄風問題，但在短期內對風電并網消納仍然是可行性最高的路徑。要根據規劃要求，繼續部署火電機組尤其是熱電聯產機組的靈活性改造，增加‘三北’地區的調峰能力。隨著靈活性改造的項目越來越多，當前過高的補償標準將會導致不可持續性。因此應一方面有序推進靈活性改造，一方面不斷完善補償政策，避免價格扭曲，推動補償報價向均衡點移動，同時保證改造電廠有合理的收益、促進風電消納及發電側整體保持經濟性。建議修改深度調峰價格機制，變統一出清為按報價出清，這樣可以充分發現不同機組的實際深調成本，激勵深調成本低、能力大的機組優先調峰。

加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決棄風問題的根本辦法。國外電力市場中并沒有深度調峰這一輔助服務，調峰問題是通過現貨市場的分時電價引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力（負荷）來解決的。為避免因預測準確率不高而導致的對電網安全運行沖擊情況的發生，調度與系統平衡參與者之間的責任界面必須加以明確區分。這意味著加快市場的整體設計與聯動運作至關重要。

同時，課題組認為，當前的標桿上網電價與“三公”調度政策，事實上造成了落后煤電機組不愿意退出的“激勵扭曲”。2018年是現貨市場試點啟動的年份，有關部門與試點省份應注重健康電力市場環境的塑造與培育，從激勵機制上引導能效水平差的落后煤電機組主動退出市場或由電量型轉向電力型機組，而恰當的市場機制是引導落后煤電機組退出或重新定位的關鍵。

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