作為新能源的代言人，風電和光伏正大步向前的發展，甚至超出了規劃。為了接納占比不到兩成的風光發出來的電，占比超過六成的煤電不得不做出改變，尤其是能夠進行深度調峰(調峰深度為機組最大出力的60%-70%)的煤電靈活性改造機組。

按照《電力發展“十三五”規劃》的要求，“十三五”期間，三北地區(東北、華北、西北)熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦;其它地方純凝機組改造約450萬千瓦，共計約2.2億千瓦。

TIPS

蒸汽進入汽輪發電機組的汽輪機，通過其中各級葉片做功后，乏汽全部進入凝結器凝結為水，也就是純凝機組。如果在葉片中間抽出一部分蒸汽到換熱器加熱水，再將熱水送到各家各戶用于采暖，就是抽汽供熱機組，如果是將通過汽輪機葉片后的全部乏汽都用于供熱，就是背壓供熱機組。純凝機組的煤耗低，發電效率高。供熱機組由于被抽出部分或者全部蒸汽用于供熱，所以發電煤耗較高，發電效率較低。

國網方面的數據顯示，截至2018年11月，三北地區煤電靈活性改造數量為4069萬千瓦，其中東北地區2378.5萬千瓦，華北地區1133.5萬千瓦，西北地區557萬千瓦。

在有償輔助服務補償政策的強力支持下，東北的成績顯然是最好的，占三北地區完成量的比例接近60%，華北和西北地區的政策則相對滯后，煤電靈活性改造不溫不火。

一方面，東北煤電靈活性改造已經取得了一定程度的成功，是向華北、西北地區推廣的一個樣本;另一方面，東北煤電靈活性改造電廠數量漸多，在玩家都進場后游戲規則也在發生著新的變化。

東北第一個吃螃蟹，少發一度電最高補一塊

越少發電越賺錢，這對于靠賣電賺錢的電廠來說似乎是個悖論，但是對于東北的許多煤電廠來說，有時候的確是不發電比發電更劃算，比如說多風的冬季。

而這個劃算的生意就是盡可能的壓低自己的負荷給風電讓出空間，少發的電可以獲得豐厚的補償。

記者從黑龍江一家煤電廠了解到，其60萬千瓦的熱電機組在沒有進行靈活性改造的前提下，實際運行時最小技術出力能夠達到27萬千瓦，即最低負荷控制在45%。但是如果供熱需求大的話，就必須要考慮進行靈活性改造壓低負荷。

TIPS

所謂最小技術出力，也就是在滿足鍋爐穩定燃燒的情況下，發電機組安全運行的最小穩定的發電能力。火力發電機組的最小穩定出力是一項重要的性能指標，具有小的穩定出力機組，出力調整范圍大，可以滿足電力系統調峰的需要。

煤電機組靈活性改造前后最小技術出力情況對比

盡管沒有進行靈活性改造，但是45%的負荷水平已經達到了東北調峰補助的第一檔標準，上述電廠均按照報價的上限0.4元進行上報，在沒有進行靈活性改造的前提下依然收獲頗豐。2018年最后幾個月，電廠僅在調峰上便獲利超過2000萬，在風力強勁的冬季，一個月獲利便達千萬。

早在2014年10月，東北電力調峰輔助服務市場便已經開始試運行，相繼下發了《東北區域發電廠并網運行管理實施細則(試行)》、《東北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)》、《<東北電力調峰輔助服務市場監管辦法(試行)>補充規定》等文件。

2016年，《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》出臺，實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價，而有償輔助服務補償費用由省內負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠共同分攤。

在調峰市場運行初期，調峰資源屬于稀缺資源，具備深度調峰能力的煤電廠基本都是按照上限上報價格，也就是0.4元/kWh或1元/kWh，均高于東北三省0.34元/kWh左右的燃煤標桿電價。

東北地區調峰有償輔助服務報價規則▼

同樣在2016年，國家能源局接連下發第一批、第二批煤電靈活性改造試點項目，共計22個項目，規模在1800萬千瓦左右，其中15個項目位于東北三省。

以試點項目中的大連莊河電廠為例，其60萬千瓦純凝機組改造后，調峰能力接近70%。2014-2016年電廠分別獲得3920萬、7913萬和1.58億元的調峰收益。截至2018年3月，莊電公司累計實現3.88億元收益。

記者從莊河電廠一位負責人處了解到，電廠的投入并不大，許多工作都是電廠自己進行改造，調峰兩三個月后就收回了成本，現在機組的最小技術出力維持在30%的水平。

數據顯示，2014年10月至2018年5月底，東北電力輔助服務市場合計補償費用44.74億元，有償調峰輔助服務平均價格0.506元，實際最高出清價格1元，最低出清價格0.2元。

滯后之后，西北、華北2018年底政策集中發布

作為新能源最為聚集的區域，西北地區相比東北地區的調峰需求更為強烈。雖然2017年以來，三北地區棄風情況得到好轉，但是并沒有完全得到解決。2018年1-9月，全國棄風電量222億千瓦時，其中新疆維吾爾自治區、內蒙古自治區、甘肅三省區棄風電量合計199.1億千瓦時，占全國棄風電量的90%。

資料顯示，西北電網全網調度口徑總裝機2.45億千瓦，新能源裝機容量達到8489萬千瓦，超過總裝機比例的三分之一;系統調峰能力嚴重不足，全網火電機組中四分之一為自備機組，基本不參與調峰，40%為供熱機組，供熱期調峰能力下降。

內蒙古一位電力人士認為，由于配套政策不到位，剛剛出臺的政策支持力度相對東北比較薄弱，即便是列入試點項目的煤電廠推進也很緩慢。電廠改造的動力不足，整個內蒙古的煤電靈活性改造并不多。

資深行業研究人士詹華忠認為，現在許多煤電廠普遍的思維是“先看著，不被考核就行”。近年來火電經濟效益差，設備利用小時數仍然不是很理想，想要煤電廠投入資金進行靈活性改造，能夠有多少收益是最務實的想法。

2018年12月25日，西北最新的政策下發，國家能源局西北監管局關于印發了新的《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》及《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》。對于有償調峰補償，規定提供深度調峰服務的燃煤火電機組，按少發電量每萬千瓦時補償3分(每分對應金額為1000元，相當于一度電補償0.3元)。

此外，輔助服務補償費用主要來源是全部并網運行管理考核費用、發電機組調試運行期差額資金的50%和符合國家有關法律法規規定的其他資金。上述費用減去輔助服務補償所需金額的差額部分由各省(區)內發電企業按上網電量比例進行分攤。

對于西北地區的陜西省、甘肅省、青海省、寧夏回族自治區、新疆、內蒙古(分為蒙東和蒙西)而言，陜西、甘肅、青海和蒙東的燃煤標桿電價均高于0.3元/kWh。盡管有了補償的機制，但是相較于東北地區的補償力度似乎并不大。

無獨有偶，同樣是在12月25日，華北能源監管局也下發了《華北電力調峰輔助服務市場運營規則(試運行版)》，華北由華北調峰輔助服務市場和省網調峰輔助服務市場，前者又包括日前市場和日內市場，后者僅有日內市場。

調峰服務費用由(燃煤、燃氣)、風電、光伏(光伏扶貧場站除外)等發電企業及參與市場化交易的用戶共同承擔。

報價方面，以華北日前市場為例，火電機組按額定容量(增容機組按照原容量計算調峰檔位)進行分檔申報，以額定容量的100%-70%為一檔，70%以下每10%為一檔報價，按照價格遞增方式逐檔申報，每一檔全天報價相同，價格單位為：元/MW·h，報價最小單位為10元/MW·h ，報價周期為周。

為保證市場平穩健康發展，調峰市場機組報價上限按照火電機組及風電度電邊際收益確定。市場開展初期額定容量的70%及以上檔位暫定0價。額定容量的40%-70%每檔報價范圍為0-300元/MW·h(即0.3元/kWh)，40%以下個檔位報價上限為400元/MW·h(即0.4元/kWh)。

顯然，西北、華北在東北之后也開始真正的發力，出臺具備實操性的規則，但是執行效果如何仍需2019年的實踐來檢驗。

八成沒完成，技術、政策、價格機制均有關系

中電聯行業發展與環境資源部副主任葉春告訴記者：“2.2億千瓦的煤電靈活性改造完成的量不多，與技術、政策、價格機制等等一些原因都有關系。”

技術方面

由于火電機組靈活性改造是個系統問題，涉及到鍋爐、汽機、輔機、控制系統等多個方面，要想深挖調峰潛力達到理想的調峰深度，除了現有的技術改造手段，在確保機組安全運行和環保的前提下，還需要在智能控制、自適應控制等方面有一定突破性的進展;此外，還要針對機組自身的運行特性以及調峰目標幅度，靈活制定改造技術路線，以實現燃煤機組在低負荷下的安全穩定運行。

政策方面

從現有的火電靈活性改造試點來看，靈活性改造相關的電力輔助服務收益很大程度上還是依賴現有政策所規定的補償方式，項目收益還存在一定的風險，目前的補償機制尚不能完全補償因技改投入的成本，火電廠改造的積極性不高。

價格機制方面

通過電力市場交易形成電力輔助服務價格的市場機制尚未形成，不能有效激勵火電廠進行靈活性改造。

火電機組靈活性改造其主要目標是降低火電機組最小出力限制，擴大機組出力調節的幅度;減低熱電聯產組合中發電對發熱的配比，即所謂“熱電解耦”;以及提高機組出力調節速度、啟停能力，減低出力調節成本。

幾種煤電靈活性改造的特點▼

葉春認為，煤電靈活性改造要按照分地區、分機組容量有序實施。對新能源裝機占比較大的地區，以及核電利用小時較低的廣西、福建，可對30萬千瓦及以下的煤電機組為主進行靈活性改造，作為系統的調節電源;而大容量高參數的機組作為基荷電源發揮作用。

完善調峰輔助服務補償機制

進行靈活性改造的煤電機組利用小時將大幅降低，頻繁啟停對機組的影響也比較大。現有的調峰補償力度對火電參與調峰沒有足夠的吸引力，因此確保其獲得合理收益，才能提高調峰的積極性，推動火電靈活性改造的步伐。

制定煤電靈活性的標準

總結示范點的經驗，借鑒國外電力系統靈活性的經驗，開展相關改造的標準制定，推動新建機組能達到靈活運行的標準。另外，要對根據當地的電源發展規劃相匹配，明確調峰需求的容量，避免項目收益無法保證。

加快推進電力輔助服務市場化

充分發揮市場在輔助服務資源配置中的決定性作用，形成了更加靈活、高效的輔助服務市場體系，建立起反映輔助服務供需情況的價格形成機制，全面提升市場主體參與輔助服務的積極性，保障電網安全、穩定、優質、經濟運行。

負荷能減能加，東北電力輔助服務市場或仍將變化

東北能源監管局數據顯示，東北電網的88家大型的火電廠中，有81家火電廠申報能力低于最小技術出力，22家火電廠申報的價格低于上限，24家火電廠計劃開展靈活性的改造，2018年或將全部改造完成。

換句話說，東北煤電廠靈活性改造后參與電力調峰高額回報的日子即將成為過去式，因為大家都來分“蛋糕”了。

上述莊河電廠的負責人解釋稱：

現在大家都能調峰，一張餅大家分著吃。而且餅的份量也在減小，比如以前一年能拿出8個億補償調峰的所有電廠，現在只拿出5個億來。遼寧的規則還會進行修改，也就是說在大家都進場之后，游戲規則也會改變，變得更加苛刻。

早在2017年10月，東北能源監管局調整完善電力輔助服務市場運營規則，其中提到部分電廠開展了重大技術改造，降低了機組低谷時段發電出力，提升了供熱能力。但個別改造后的機組出力范圍受到限制，頂尖峰能力出現下降，不利于電網運行。為體現公平，《補充規定》將出力達不到銘牌容量80%的火電廠所獲得的調峰費用減半。

據了解，進入2018年，由于煤質、供熱等各種技術原因，以及只有低谷單向盈利空間，出現了火電機組尖峰時出力受阻的問題，影響了火電的整體調峰能力。

2017年6月1日至2018年5月31日，東北電網統計數據分析顯示，最大受阻容量達1600萬千瓦，平均受阻容量達900萬千瓦。其中供熱原因導致的尖峰受阻可以通過靈活性改造、“熱電解耦”解決。

為了解決尖峰受阻的問題，東北電網或將增加旋轉備用市場，對備用容量進行買賣，來完善電力輔助服務市場規則。

TIPS

旋轉備用指為了保證可靠供電，電力調控機構指定的并網機組通過預留發電容量所提供的服務，必須能夠實時調用。

這樣，往下壓負荷的低谷深調峰市場和解決尖峰受阻的尖峰旋轉備用市場共同運轉，將繼續擴大靈活性改造的收益。