国家发改委、国家能源局近日发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（以下简称《通知》）明确，“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。新建煤电机组纯凝工况调峰能力的一般化要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时，要通过热电解耦力争实现单日6小时最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。

国家能源局于2016年确定丹东电厂等16个项目为火电灵活性改造试点。中电联去年底发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》显示，截至2019年底，“三北”地区灵活性改造仅完成5775万千瓦，不到规划目标的27%。业内人士认为，在此背景下，《通知》提出的目标无疑按下了改造升级的“加速键”。

目标难度适中改造技术存在挑战

上海发电成套设计研究院火电中心副主任兼总工陶丽指出，煤电机组逐步由电量型电源向调节性电源转变，灵活性改造已成趋势，《通知》目标理论上能完成。“技术也可行，试点项目最小技术出力可低至30%—35%额定容量，部分机组可低至20%—25%，热电联产机组最小技术出力可达到40%—50%。”

某业内人士认为，《通知》目标难度适中，符合国情。“国内大多数机组经过简单技改，能达到要求，但燃用劣质煤的机组难度较大。”

该人士表示，当前真正的问题在于新能源装机急速增长，电网运行实际情况变化很快，一些地区的超超临界机组，包括最先进的二次再热百万千万机组，都被要求深度调峰到35—40%负荷。“一些地区要求新建机组具备25%甚至20%负荷的深度调峰能力，这些做法超前于国家相关政策，都是严峻的技术挑战。”

华电电力科学研究院锅炉技术研究所所长孙海峰也指出：“频繁快速变负荷、深度调峰，甚至快速启停，易产生主设备故障，机组运行稳定性下降。低负荷运行，机组热耗增加、效率下降，特别是超（超）临界机组，会直接影响机组能耗对标。部分机组供热负荷大，电热矛盾突出，选择技术路线较困难。”

陕西某发电企业人士告诉记者，以百万千瓦大型机组为例，实现35%负荷运行改造成本约1500万元。“届时机组经济性大幅下降，体现不出大机组的经济性，不能单纯为消纳新能源而挤压煤电，特别是大型煤电机组。”

辅助服务补偿缺位改造动力不足

业内人士指出，既然煤电灵活性改造付出了不小代价，就应充分保障其收益。陶丽指出，除个别机组采取BOT形式，类似游戏“外挂”辅助调峰，绝大部分是电厂“自掏腰包”，通过机组挖潜和改造实现。对此，《通知》明确，将加大财政、金融等方面支持力度。

中国人民大学能源与气候经济学项目组执行主任王克告诉记者：“煤电灵活性改造的调峰容量成本约500—1500元/千瓦，技术改造成本加重了企业负担。灵活性改造后的机组频繁启停加速资产折旧、发电小时数下降等，将加剧煤电大面积亏损情况。燃煤发电上网电价采用‘基准价+上下浮动’形式，上下浮动不超过20%，改造投资回收慢，企业灵活性改造动力不足。”

王克认为，当前电力辅助服务补偿机制不健全，是灵活性改造缓慢的重要原因。孙海峰也指出：“当前煤电投资能力较弱，有限资金大多用于安全、环保等，灵活性改造投入受到限制。同时，基层企业扭亏减亏任务艰巨，加之辅助服务补贴力度较小，改造动力不足。”

中国电力工程顾问集团华东电力设计院副总经理叶勇健表示，当前灵活性改造最大难点在于没有可持续的补偿机制。“发电企业内部分摊，是一种‘零和游戏’，没改造的花钱补贴已改造的。一旦灵活性改造大面积铺开，那么每台机组的补偿会越来越少。”

当前辅助服务是如何补偿的？“除东北外，其他区域出台的辅助服务政策补偿力度小，部分区域虽出台相关政策，但补偿收入入不敷出，无法覆盖改造成本。”孙海峰表示，“调峰费用由发电侧分摊不可持续。目前补偿机制下，如果大面积实施灵活性改造，势必形成收支不平衡甚至‘无收可支’的局面。”

亟待激励政策防范灵活性资源过剩

叶勇健建议，考虑类似两部制电价的收益方式，应给予满足要求的煤电一定电量电价补偿。“新能源占比越来越高，灵活性改造实际解决的是电网安全运行问题，容量电价资金应由受益方多方提供。”

孙海峰表示，需总结国内煤电灵活性改造试点区域的示范经验，分析辅助服务市场实际运转中存在的问题，尽快开展机组灵活性调峰相关政策、标准制定和完善工作。“考虑低负荷运行期间煤耗上升、运维成本增加、设备老化速率上升，必须完善辅助服务补偿政策，研究改造投资压力疏导机制，制定改造补助或优惠财税政策，激励灵活性改造工作。”

孙海峰进一步指出，若盲目大范围推广实施火电灵活性改造，势必产生新的浪费，应结合机组自身特性做出差异化决策。“重点可对30万千瓦及以下机组进行灵活性改造，部分30万千瓦及以下老旧机组临近服役年限，有关部门充分论证该类机组的延寿申请，并安排专项补助用于灵活性改造，改造后该类机组主要承担电网调峰调频任务。

上述陕西发电企业人士认为，辅助服务市场只是辅助，根本还需电网电源点配置趋于合理。孙海峰表示，需进一步研究网架结构、资源分布，结合新能源发展目标，统筹规划，建立区域协调沟通机制，推进区域有效灵活性改造推进，避免无序投资，防范灵活性资源过剩。