截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，其中风电装机2.1亿千瓦、光伏发电装机2.04亿千瓦，双双突破“2万亿”大关。随着大规模风、光能源并网,发电侧的灵活性、可控性变差，据分析，风电、光伏在电力系统中比例到达一定比例（15%-20%）后，每高一个百分点，对电力系统的调峰要求都是质的改变。但是我国大部分地区电力系统运行灵活性不足，系统亟需较大比例灵活电源改善调峰电源结构，缓解系统调峰压力。从长期来看，这各问题将成为我国进一步推动清洁能源消纳和能源低碳转型的重大挑战。
（来源：北极星电力网 作者：郭春晖 本文系投稿，本文观点不代表北极星电力网观点！）
一、我国灵活性调峰电源不足
目前我国电源结构中，灵活性电源占比较小。在新能源比例最高的“三北”地区，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间；而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用；燃煤机组、水电机组等传统的调峰方式也将难以应对日益增大的峰谷差。以内蒙古为例，拥有丰富的风电资源，风电开发也走在全国前列，由于本地消纳有限，外送通道又不畅，内蒙古弃风问题成为关注焦点。但令人始料未及的是，2018年内蒙古反而出现供电不足的现象，当地诸多工业大户被限电。究其原因，就是因为前期为保障新能源上网，关停了大量的煤电机组，当由于气象原因风电、光伏停止出力时，托底的在运煤电机组又爬坡能力不足，进而导致电力用户间歇式限电。
从全国资源特性和现有技术条件的角度来看，煤电是最为经济可靠和最具开发潜力的灵活性电源。而且，煤电机组本身就具有设计负荷区间，在未来几年持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态，也为深度调峰创造了条件。但是我国煤电机组的调峰能力不足，目前纯凝煤电机组调峰能力大约50%，热电联机组调峰能力只有约30%。而丹麦、德国能达到70%以上，说明煤电灵活性改造大有潜力可挖。
2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，规划要求“十三五”期间，热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右，合计2.2亿千瓦，主要集中在三北地区。但根据电力交易中心的数据显示，截至目前，全国完成灵活性改造的煤电机组仅仅5000多万千瓦，不足规划的1/4。这是由于对提供灵活性服务电源的激励长期缺乏，发电侧灵活调节能力、调节意愿都严重不足。
2020年4月8日，山西省能源局《关于加快推进煤电机组灵活性改造的通知》，提出“受新冠疫情影响，2020年1-2月份，全省用电负荷长期低位徘徊，在省内煤电机组最小方式运行的情况下，仍出现了6.6亿千瓦时的弃电量，电源测调峰能力与新能源消纳的矛盾持续加深。要求火电企业加快改造，主动承担灵活性改造的义务，确定改造计划，并且要求2020年底各发电集团煤电机组改造容量不低于本集团的新能源装机容量。”可见电力系统的灵活性不足已经是新能源消纳的现实难题。
二、调峰补偿的政策脉络
调峰问题，简单来说就是谁多发电、谁少发电的问题。调峰分为深度调峰和启停调峰。厂网分开之前，所有电厂都是电力车间，发多发少调度决定，电力系统没有调峰辅助服务的概念，只是企业内部使用的技术手段而已。厂网分开以后，电力车间变成独立的企业，自然不打算再任凭差遣。发电企业调峰调频徒增成本而没有收益，由于缺乏明确的规则，有的企业承担得多，有的企业承担得少，承担多的企业自然有怨言。在这样的背景下，“两个细则”诞生了。
（一）“两个细则”出台，确定补偿机制
2006年，当时的国家电监会颁布了《发电厂并网运行管理规定》和《并网电厂辅助服务管理暂行办法》，提出“有偿调峰”，并要求“各区域电监局根据本办法，制订实施细则”。随后各区域先后制定并多次修改了各自的实施细则，也就是业内说的“两个细则”。“两个细则”体现了调峰最早期的设计思路：调峰是服务，是由一部分机组服务另一部分机组乃至整个系统。辅助服务的成本已包含在上网电价中，但由于分给不同机组的辅助服务任务量不同，承担得多的机组要得到相应的补偿，承担得少的要拿钱出来。因此，机组发多发少还是听调度安排，按需调度。提供辅助服务应得的回报，在事后按调用量补偿，费用源自所有发电机组分摊。
各地的《细则》都设定了机组的基准负荷率，一般水平定在50%左右。高于基准负荷率的调峰无偿，低于基准负荷率的深度调峰才是有偿辅助服务。在2015年本轮改革之前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成。
（二）东北地区开始启动的市场机制
2014年，东北启动电力调峰市场，更新了原有思路。当时东北风电消纳形势严峻，调峰能力有限。为了充分激发火电调峰的积极性，解决弃风问题，东北地区在调峰领域率先引入竞争机制。一是不再按需调用，谁来调峰取决于发电企业的报价，调度按照报价由低到高调用；二是大幅提高了调峰补偿的水平，让深度调峰有利可图，报价范围分为两档，一档是0-0.4元/KWH，一档是0.4-1元/KWH,均高于东三省0.34元的燃煤标杆电价，所以激励效果明显，这使得东北地区挖潜出了更多调峰资源。
2016年6月、7月国家能源局先后下达了两批火电灵活性改造试点项目的通知。试点共涉及22个电厂，近1700万千瓦的煤电机组，第一批的大部分和第二批的全部电厂全部在东北电网区域内。以哈尔滨某试点项目为例，该项目合计改造投资9000多万元，投产后，2018年12月至2020年2月期间，累计实现调峰补偿收入已经超过1亿元。
2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制。在“9号文”的顶层设计下，各地与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台，市场规则与东北类似。
这种“以竞价方式确定承担主体的调峰辅助服务补偿机制”，虽然被业内定义为“辅助服务市场”，但实质上，它依然是一种补偿机制，而不是市场机制。因为没有改变发电侧内部消化调峰成本的格局，调峰补偿费用由区内负荷率大于等于有偿调峰基准值的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊。此后，多个省份启动调峰辅助服务市场改革，基本沿用这一思路。这也被称为是“互相安慰”机制，是发电企业“自己吃自己”。
不过，相对于东北调峰补偿高价，其他地方的补偿标准远远低于东北的标准，对煤电企业参与深度调峰没有足够的吸引力。目前，新疆0-0.22元/KWH、0.22-0.5元/KWH两档；华北2019年分0-0.3元/KWH、0.3-0.4元/KWH两档；河南2019年7月，调为3档，0-0.3元/KWH、0.3-0.5元/KWH、0.5-0.7元/KWH；甘肃2019年9月最新的电力辅助服务市场运行规则，将深度调峰补偿标准跟东北的一致，也分为0-0.4元/KWH、0.4-1/KWH元两档。
（三）完善电力辅助服务补偿（市场）机制
2017年11月15日，国家能源局发布了关于印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知。指出我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要。提出“加大补偿力度，覆盖电力辅助服务提供成本和适当收益的”、“建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制”
2018年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号），《意见》再次重申“十三五”期间火电灵活性改造任务。
三、煤电企业积极性不高的原因
（一）政策方面存在不确定性，且补偿标准不高
一是政策可能会提高深度调峰基准，未来调峰收益不可预期。以东北为例，其深度调峰基准线就已经由2014年的52%降低到现今的50%和48%，基准线越低，调峰成本越高，未来必定还会进一步下调。二是大部分地区调峰补偿标准过低，企业改造积极性不高。除东北区域外，其他区域出台的辅助服务政策补偿力度小，大部分区域没有出台相关政策，补偿落实难，入不敷出，补偿收入甚至不能有效弥补机组低负荷运行导致各类成本的增加。
（二）调峰费用完全由发电侧分摊，不可持续
在目前补偿机制下，如果大面积实施火电灵活性改造，势必形成收支不能平衡甚至“无收可支”的局面。现在的补偿机制是“零和游戏”，谁调节能力强谁获得一定的收益，一旦大家都改造完毕，就没有了收益。随着灵活性改造的机组逐渐增多，火电机组间的深度调峰市场将“越来越窄”，调峰电价下行趋势明显。在这种背景下，深度调峰效益的可持续性风险逐渐加剧。
（三）技术方面不够成熟，且显著增加煤耗
灵活性改造可谓牵一发而动全身。一是存在安全隐患，当锅炉的燃烧工况远低于设计的最低稳定运行负荷时，炉膛的温度会急剧下降，导致煤粉的快速着火出现困难，进而引发火焰稳定性差，容易发生熄火、炉膛灭火、放炮等重大安全隐患。二是出力减少单位煤耗显著上升，对于1000MW等级机组，机组出力系数从100%降低至40%时，供电煤耗增加68.3克/千瓦时，发电成本大幅上涨。同时，很多灵活性改造成熟技术应用范围还不广泛，相关技术标准和规范仍不完善，造成市场标准不统一，改造不规范。
（四）改造成本巨大，煤电企业不堪重负
根据中电联的统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元-1500元，再加上改造后的运维成本、煤耗成本增加，如果没有合理的补偿，企业积极性不足。而且近年来基层电厂在环保改造投入大量资金，导致其他技术改造项目资金不足。同时，基层企业亏损面大，扭亏减亏任务艰巨，加之调峰补贴力度较小，基层企业改造动力不足。
四、政策建议
（一）稳政策预期，加大补贴力度
大部分区域的辅助市场未明确政策的稳定性和持续性，建议在进行辅助市场政策设计时，考虑发电企业的实际处境，使实施灵活性改造的机组能取得一定年限的稳定投资收益，以弥补实施深度调峰增加的成本支出，充分调动煤电企业进行灵活性改造、参与深度调峰的积极性。
（二）根据实际情况差异化决策
如果大范围推广实施火电灵活性改造，势必产生新的浪费，应结合煤电机组自身特性做出差异化决策。重点可对30万及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰。对于三北地区，可考虑60万等级的亚临界机组进行灵活性改造。100万等级以上的应该发挥效率高的优势，不参与深度调峰。部分30万千瓦等级及以下的老旧机组临近服役年限，虽然服役期间进行过大型改造，可以继续安全运行，但政府对于是否许可延寿的政策不明朗，导致该类机组进行灵活性改造的决策风险较大。建议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，改造后该类机组可主要承担电网调峰调频任务。
（三）优化区域电网调度，实现效益最优
建议电网和发电集团一起对区域电网内的设备进行整体评估和策划，根据电网需求，由发电集团统一制定部分机组长期参与调峰并进行相应的深度改造，其他机组尽量在80%以上的基础负荷上运行，这样即可以实现电网的稳定可靠运行，也可以实现发电集团整体效益的最大化，将带基础负荷的机组维护高实现高效满发，将承担调峰任务的机组深度改造后，能够实现快速调峰调频，实现网源协调。
（四）改革补偿机制，更加凸显公平
由于火电、水电本身就具有能够调节负荷的特性，所以现在的补偿机制中，都设有“基准负荷率”，高于基准负荷率的调峰服务是无偿的，这在新能源普及之前没有问题。但是随着新能源比例的不断扩大，市场机制要将这种“人无我有”的调节能力纳入有偿的范围内。
（五）尽快纳入电力用户侧，实现电力辅助服务真正市场化
调峰等辅助服务是服务于整个电网安全稳定的，如果作为一种商品，它真正的购买方应该是电力用户。现在却由发电侧单边承担服务费用，不符合市场化原则。俗话说“羊毛出在羊身上”，不论辅助服务的成本如何、费用高低，在市场化的背景下应当由电力用户承担辅助服务费用。但是，目前机制下仍然维持发电企业承担全部辅助服务费用，维持用户侧享受辅助服务的“大锅饭”，这是不合理的，反而不利于培养用户良好的用电习惯，甚至是鼓励用户滥用辅助服务。因此，按照“谁受益，谁承担”的原则，应建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
（六）建立大型发电企业煤电灵活性改造约束机制
例如要求各发电企业在新建新能源项目时，必须配套一定比例的煤电机组灵活性改造容量。企业可以让“低排放、低能耗、高效率”的大机组优先承担部分基荷，通过提供电量获取收益；让还低容量、没有实施超低排放的机组优先实施灵活性改造，承担调峰角色，通过调峰等辅助服务市场获得收益。
