截至2019年底，全國全口徑發電裝機容量20.1億千瓦，其中風電裝機2.1億千瓦、光伏發電裝機2.04億千瓦，雙雙突破“2萬億”大關。隨著大規模風、光能源并網,發電側的靈活性、可控性變差，據分析，風電、光伏在電力系統中比例到達一定比例（15%-20%）后，每高一個百分點，對電力系統的調峰要求都是質的改變。但是我國大部分地區電力系統運行靈活性不足，系統亟需較大比例靈活電源改善調峰電源結構，緩解系統調峰壓力。從長期來看，這各問題將成為我國進一步推動清潔能源消納和能源低碳轉型的重大挑戰。
一、我國靈活性調峰電源不足
目前我國電源結構中，靈活性電源占比較小。在新能源比例最高的“三北”地區，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重不足2%，未來也難有大幅提升的空間；而儲能電站的成本過高，短期內也難以發揮作用；燃煤機組、水電機組等傳統的調峰方式也將難以應對日益增大的峰谷差。以內蒙古為例，擁有豐富的風電資源，風電開發也走在全國前列，由于本地消納有限，外送通道又不暢，內蒙古棄風問題成為關注焦點。但令人始料未及的是，2018年內蒙古反而出現供電不足的現象，當地諸多工業大戶被限電。究其原因，就是因為前期為保障新能源上網，關停了大量的煤電機組，當由于氣象原因風電、光伏停止出力時，托底的在運煤電機組又爬坡能力不足，進而導致電力用戶間歇式限電。
從全國資源特性和現有技術條件的角度來看，煤電是最為經濟可靠和最具開發潛力的靈活性電源。而且，煤電機組本身就具有設計負荷區間，在未來幾年持續低負荷運行或者深度調峰將成為常態，也為深度調峰創造了條件。但是我國煤電機組的調峰能力不足，目前純凝煤電機組調峰能力大約50%，熱電聯機組調峰能力只有約30%。而丹麥、德國能達到70%以上，說明煤電靈活性改造大有潛力可挖。
2016年11月7日，國家發展改革委、國家能源局發布《電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）》，規劃要求“十三五”期間，熱電機組和常規煤電靈活性改造規模分別達到1.33億千瓦和8600萬千瓦左右，合計2.2億千瓦，主要集中在三北地區。但根據電力交易中心的數據顯示，截至目前，全國完成靈活性改造的煤電機組僅僅5000多萬千瓦，不足規劃的1/4。這是由于對提供靈活性服務電源的激勵長期缺乏，發電側靈活調節能力、調節意愿都嚴重不足。
2020年4月8日，山西省能源局《關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知》，提出“受新冠疫情影響，2020年1-2月份，全省用電負荷長期低位徘徊，在省內煤電機組最小方式運行的情況下，仍出現了6.6億千瓦時的棄電量，電源測調峰能力與新能源消納的矛盾持續加深。要求火電企業加快改造，主動承擔靈活性改造的義務，確定改造計劃，并且要求2020年底各發電集團煤電機組改造容量不低于本集團的新能源裝機容量。”可見電力系統的靈活性不足已經是新能源消納的現實難題。
二、調峰補償的政策脈絡
調峰問題，簡單來說就是誰多發電、誰少發電的問題。調峰分為深度調峰和啟停調峰。廠網分開之前，所有電廠都是電力車間，發多發少調度決定，電力系統沒有調峰輔助服務的概念，只是企業內部使用的技術手段而已。廠網分開以后，電力車間變成獨立的企業，自然不打算再任憑差遣。發電企業調峰調頻徒增成本而沒有收益，由于缺乏明確的規則，有的企業承擔得多，有的企業承擔得少，承擔多的企業自然有怨言。在這樣的背景下，“兩個細則”誕生了。
（一）“兩個細則”出臺，確定補償機制
2006年，當時的國家電監會頒布了《發電廠并網運行管理規定》和《并網電廠輔助服務管理暫行辦法》，提出“有償調峰”，并要求“各區域電監局根據本辦法，制訂實施細則”。隨后各區域先后制定并多次修改了各自的實施細則，也就是業內說的“兩個細則”。“兩個細則”體現了調峰最早期的設計思路：調峰是服務，是由一部分機組服務另一部分機組乃至整個系統。輔助服務的成本已包含在上網電價中，但由于分給不同機組的輔助服務任務量不同，承擔得多的機組要得到相應的補償，承擔得少的要拿錢出來。因此，機組發多發少還是聽調度安排，按需調度。提供輔助服務應得的回報，在事后按調用量補償，費用源自所有發電機組分攤。
各地的《細則》都設定了機組的基準負荷率，一般水平定在50%左右。高于基準負荷率的調峰無償，低于基準負荷率的深度調峰才是有償輔助服務。在2015年本輪改革之前，電力輔助服務補償機制除西藏尚未建立外，在全國范圍內基本建成。
（二）東北地區開始啟動的市場機制
2014年，東北啟動電力調峰市場，更新了原有思路。當時東北風電消納形勢嚴峻，調峰能力有限。為了充分激發火電調峰的積極性，解決棄風問題，東北地區在調峰領域率先引入競爭機制。一是不再按需調用，誰來調峰取決于發電企業的報價，調度按照報價由低到高調用；二是大幅提高了調峰補償的水平，讓深度調峰有利可圖，報價范圍分為兩檔，一檔是0-0.4元/KWH，一檔是0.4-1元/KWH,均高于東三省0.34元的燃煤標桿電價，所以激勵效果明顯，這使得東北地區挖潛出了更多調峰資源。
2016年6月、7月國家能源局先后下達了兩批火電靈活性改造試點項目的通知。試點共涉及22個電廠，近1700萬千瓦的煤電機組，第一批的大部分和第二批的全部電廠全部在東北電網區域內。以哈爾濱某試點項目為例，該項目合計改造投資9000多萬元，投產后，2018年12月至2020年2月期間，累計實現調峰補償收入已經超過1億元。
2015年3月，《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（以下簡稱“9號文”）提出以市場化原則建立輔助服務分擔共享新機制。在“9號文”的頂層設計下，各地與電力輔助服務市場化建設直接相關的文件密集出臺，市場規則與東北類似。
這種“以競價方式確定承擔主體的調峰輔助服務補償機制”，雖然被業內定義為“輔助服務市場”，但實質上，它依然是一種補償機制，而不是市場機制。因為沒有改變發電側內部消化調峰成本的格局，調峰補償費用由區內負荷率大于等于有償調峰基準值的火電廠、風電場、光伏電站按照調用時段共同分攤。此后，多個省份啟動調峰輔助服務市場改革，基本沿用這一思路。這也被稱為是“互相安慰”機制，是發電企業“自己吃自己”。
不過，相對于東北調峰補償高價，其他地方的補償標準遠遠低于東北的標準，對煤電企業參與深度調峰沒有足夠的吸引力。目前，新疆0-0.22元/KWH、0.22-0.5元/KWH兩檔；華北2019年分0-0.3元/KWH、0.3-0.4元/KWH兩檔；河南2019年7月，調為3檔，0-0.3元/KWH、0.3-0.5元/KWH、0.5-0.7元/KWH；甘肅2019年9月最新的電力輔助服務市場運行規則，將深度調峰補償標準跟東北的一致，也分為0-0.4元/KWH、0.4-1/KWH元兩檔。
（三）完善電力輔助服務補償（市場）機制
2017年11月15日，國家能源局發布了關于印發《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》的通知。指出我國電力供應能力總體富余，煤電機組利用小時數呈逐步下降趨勢，局部地區棄風、棄光、棄水、限核和系統調峰、供暖季電熱矛盾等問題突出，現行電力輔助服務補償辦法的部分內容已經難以適應實際需要。提出“加大補償力度，覆蓋電力輔助服務提供成本和適當收益的”、“建立電力用戶參與的電力輔助服務分擔共享機制”
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》（發改能源〔2018〕364號），《意見》再次重申“十三五”期間火電靈活性改造任務。
三、煤電企業積極性不高的原因
（一）政策方面存在不確定性，且補償標準不高
一是政策可能會提高深度調峰基準，未來調峰收益不可預期。以東北為例，其深度調峰基準線就已經由2014年的52%降低到現今的50%和48%，基準線越低，調峰成本越高，未來必定還會進一步下調。二是大部分地區調峰補償標準過低，企業改造積極性不高。除東北區域外，其他區域出臺的輔助服務政策補償力度小，大部分區域沒有出臺相關政策，補償落實難，入不敷出，補償收入甚至不能有效彌補機組低負荷運行導致各類成本的增加。
（二）調峰費用完全由發電側分攤，不可持續
在目前補償機制下，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。現在的補償機制是“零和游戲”，誰調節能力強誰獲得一定的收益，一旦大家都改造完畢，就沒有了收益。隨著靈活性改造的機組逐漸增多，火電機組間的深度調峰市場將“越來越窄”，調峰電價下行趨勢明顯。在這種背景下，深度調峰效益的可持續性風險逐漸加劇。
（三）技術方面不夠成熟，且顯著增加煤耗
靈活性改造可謂牽一發而動全身。一是存在安全隱患，當鍋爐的燃燒工況遠低于設計的最低穩定運行負荷時，爐膛的溫度會急劇下降，導致煤粉的快速著火出現困難，進而引發火焰穩定性差，容易發生熄火、爐膛滅火、放炮等重大安全隱患。二是出力減少單位煤耗顯著上升，對于1000MW等級機組，機組出力系數從100%降低至40%時，供電煤耗增加68.3克/千瓦時，發電成本大幅上漲。同時，很多靈活性改造成熟技術應用范圍還不廣泛，相關技術標準和規范仍不完善，造成市場標準不統一，改造不規范。
（四）改造成本巨大，煤電企業不堪重負
根據中電聯的統計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元-1500元，再加上改造后的運維成本、煤耗成本增加，如果沒有合理的補償，企業積極性不足。而且近年來基層電廠在環保改造投入大量資金，導致其他技術改造項目資金不足。同時，基層企業虧損面大，扭虧減虧任務艱巨，加之調峰補貼力度較小，基層企業改造動力不足。
四、政策建議
（一）穩政策預期，加大補貼力度
大部分區域的輔助市場未明確政策的穩定性和持續性，建議在進行輔助市場政策設計時，考慮發電企業的實際處境，使實施靈活性改造的機組能取得一定年限的穩定投資收益，以彌補實施深度調峰增加的成本支出，充分調動煤電企業進行靈活性改造、參與深度調峰的積極性。
（二）根據實際情況差異化決策
如果大范圍推廣實施火電靈活性改造，勢必產生新的浪費，應結合煤電機組自身特性做出差異化決策。重點可對30萬及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調峰的主力機組，甚至參與啟停調峰。對于三北地區，可考慮60萬等級的亞臨界機組進行靈活性改造。100萬等級以上的應該發揮效率高的優勢，不參與深度調峰。部分30萬千瓦等級及以下的老舊機組臨近服役年限，雖然服役期間進行過大型改造，可以繼續安全運行，但政府對于是否許可延壽的政策不明朗，導致該類機組進行靈活性改造的決策風險較大。建議有關部門充分論證該類機組的延壽申請，并安排專項補助用于靈活性改造，改造后該類機組可主要承擔電網調峰調頻任務。
（三）優化區域電網調度，實現效益最優
建議電網和發電集團一起對區域電網內的設備進行整體評估和策劃，根據電網需求，由發電集團統一制定部分機組長期參與調峰并進行相應的深度改造，其他機組盡量在80%以上的基礎負荷上運行，這樣即可以實現電網的穩定可靠運行，也可以實現發電集團整體效益的最大化，將帶基礎負荷的機組維護高實現高效滿發，將承擔調峰任務的機組深度改造后，能夠實現快速調峰調頻，實現網源協調。
（四）改革補償機制，更加凸顯公平
由于火電、水電本身就具有能夠調節負荷的特性，所以現在的補償機制中，都設有“基準負荷率”，高于基準負荷率的調峰服務是無償的，這在新能源普及之前沒有問題。但是隨著新能源比例的不斷擴大，市場機制要將這種“人無我有”的調節能力納入有償的范圍內。
（五）盡快納入電力用戶側，實現電力輔助服務真正市場化
調峰等輔助服務是服務于整個電網安全穩定的，如果作為一種商品，它真正的購買方應該是電力用戶。現在卻由發電側單邊承擔服務費用，不符合市場化原則。俗話說“羊毛出在羊身上”，不論輔助服務的成本如何、費用高低，在市場化的背景下應當由電力用戶承擔輔助服務費用。但是，目前機制下仍然維持發電企業承擔全部輔助服務費用，維持用戶側享受輔助服務的“大鍋飯”，這是不合理的，反而不利于培養用戶良好的用電習慣，甚至是鼓勵用戶濫用輔助服務。因此，按照“誰受益，誰承擔”的原則，應建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。
（六）建立大型發電企業煤電靈活性改造約束機制
例如要求各發電企業在新建新能源項目時，必須配套一定比例的煤電機組靈活性改造容量。企業可以讓“低排放、低能耗、高效率”的大機組優先承擔部分基荷，通過提供電量獲取收益；讓還低容量、沒有實施超低排放的機組優先實施靈活性改造，承擔調峰角色，通過調峰等輔助服務市場獲得收益。
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