調節能力不足是我國電力系統長期存在的關鍵短板。《電力發展“十三五”規劃》為此制定了大規模推動抽水蓄能建設、氣電建設、煤電靈活性改造的目標，但目前來看，目標全部落空已無懸念

國際能源署日前發布的《2020年世界能源展望》預計，未來10年全球電力需求增量的八成將依靠可再生能源來滿足；“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”目標的提出，也決定了我國未來將進一步大幅提高風電、光伏發電等可再生能源電力占比，推動電力系統向清潔低碳轉型。但風電、光伏發電等清潔電源波動性特征明顯，電力輸出極不穩定，需要電力系統的靈活調節。而橫向對比其他新能源占比較高的電力系統，靈活性不足恰是我國電力系統的關鍵短板。

中國電力企業聯合會稍早前發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》顯示，目前國際上新能源發展較好的，靈活電源比重普遍較高，其中，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。反觀以煤電為主力電源的我國，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比還不到6%。其中，“三北”地區新能源富集，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源卻不足3%，調節能力先天不足。

為增加靈活性電源占比、提升電力系統靈活性，《電力發展“十三五”規劃》明確提出，“十三五”期間，將在“三北”地區推行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；抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦左右；全國氣電裝機2020年達到1.1億千瓦以上。然而，“十三五”收官在即，電力系統靈活性提升目標卻遠未完成：截至2020年9月底，我國氣電裝機容量9637萬千瓦、抽水蓄能裝機容量3089萬千瓦，均大幅低于規劃目標；煤電靈活性改造進度更為緩慢，截至2019年底，只改造完成5775萬千瓦，僅為目標改造容量的1/4，且截至目前情況并無明顯改觀。

激勵機制不暢

改造動力嚴重不足

記者在采訪中發現，無論是抽蓄、氣電建設，還是煤電靈活性改造，都卡在了“不賺錢”上。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強指出，抽水蓄能電站前期投資大、建設周期長，非常依賴足夠高的電價來收回成本。“抽蓄電站在用電低谷時從電網購電，在用電高峰時向電網售電，靠低買高賣'吃差價'收回投資。但當前我國電價機制不到位，大部分電網的峰谷電價差都不夠大，電站不賺錢，央企都很難激勵，更不用說民間資本了。這是制約抽蓄發展的關鍵問題。”

近年來經營壓力巨大的煤電企業，對改造成本與調峰價格的不匹配也十分敏感。甘肅某煤電企業負責人直言，一些60萬千瓦甚至100萬千瓦級的機組都在參與調峰，出力不高的情況下，大型機組低煤耗、低排放、高效率的優勢無從體現，運行成本極高；煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元；加上后期運維等成本，若沒有合理經濟回報，電廠難以承擔調峰損失。“雖然煤電靈活性改造相比新建抽蓄、燃氣電站成本更低，但微薄的調峰補貼也難以激發煤電企業改造意愿。”

同樣的問題也出現在氣電身上。國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員郭焦鋒說：“事實上，氣電調峰是雙向的。一方面，作為電力生產方，氣電可以參與電力系統的調峰；另一方面，作為天然氣使用方，氣電也可以參與天然氣系統的調峰。但目前我國缺少電力調峰和天然氣調峰的補償政策，氣電的雙向調峰均難以得到合理回報。”

“三種靈活性電源——抽蓄、氣電、靈活性煤電目前面臨的共性問題，還是沒有長期可預見的盈利模式。”

華北電力大學教授袁家海說，目前大部分地區對于靈活性電源提供的調節服務是通過政府補貼、補償的方式進行。“氣電方面，現在只有個別發達地區可以補貼得起，并且廣東、浙江等地也在逐漸改革補貼政策。而煤電靈活性改造方面，比較典型的東北地區出臺了深度調峰機制，取得了一定成效，但本質上這種補償機制并不能長期、更大規模地延續。”

煤電過剩

靈活性改造陷入路徑依賴

然而，有觀點認為，相比價格機制的不到位，抽蓄、氣電規模難以達標的更深層次阻力，來源于“十三五”初期新建煤電機組的過剩問題。

“抽蓄、氣電的出力調節范圍都可以達到0-，而煤電目前壓負荷更低也就能達到20%左右的水平，調節性能明顯不如抽蓄、氣電，還會影響效率、污染物控制等。抽蓄還可以將風、光富余電力儲存起來，但煤電不行。抽水蓄能規劃最初希望到2020年底達到1億千瓦，'十二五'降到了6000萬千瓦，'十三五'又降到4000萬千瓦。抽蓄規劃目標一降再降，但仍然沒有完成，很大程度上是受了煤電過剩的影響。”中國水力發電工程學會副秘書長張博庭認為，“現在的情況是，一邊是電網需要靈活性電源，一邊是大量現成的、閑置的煤電機組可以接受靈活性調度。這就放大了抽蓄和氣電在資源約束、投資、價格等方面的劣勢。電力系統也形成了對煤電的'路徑依賴'。抽蓄、氣電沒有了市場空間，自然也就失去了競爭力。”

記者在采訪中發現，無論是抽蓄、氣電建設，還是煤電靈活性改造，都卡在了“不賺錢”上。

中國能源政策研究院院長林伯強指出，抽水蓄能電站前期投資大、建設周期長，非常依賴足夠高的電價來收回成本。“抽蓄電站在用電低谷時從電網購電，在用電高峰時向電網售電，靠低買高賣'吃差價'收回投資。但當前我國電價機制不到位，大部分電網的峰谷電價差都不夠大，電站不賺錢，央企都很難激勵，更不用說民間資本了。這是制約抽蓄發展的關鍵問題。”

近年來經營壓力巨大的煤電企業，對改造成本與調峰價格的不匹配也十分敏感。甘肅某煤電企業負責人直言，一些60萬千瓦甚至100萬千瓦級的機組都在參與調峰，出力不高的情況下，大型機組低煤耗、低排放、高效率的優勢無從體現，運行成本極高；煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元；加上后期運維等成本，若沒有合理經濟回報，電廠難以承擔調峰損失。“雖然煤電靈活性改造相比新建抽蓄、燃氣電站成本更低，但微薄的調峰補貼也難以激發煤電企業改造意愿。”

同樣的問題也出現在氣電身上。國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員郭焦鋒說：“事實上，氣電調峰是雙向的。一方面，作為電力生產方，氣電可以參與電力系統的調峰；另一方面，作為天然氣使用方，氣電也可以參與天然氣系統的調峰。但目前我國缺少電力調峰和天然氣調峰的補償政策，氣電的雙向調峰均難以得到合理回報。”

“三種靈活性電源——抽蓄、氣電、靈活性煤電目前面臨的共性問題，還是沒有長期可預見的盈利模式。”

華北電力大學教授袁家海說，目前大部分地區對于靈活性電源提供的調節服務是通過政府補貼、補償的方式進行。“氣電方面，現在只有個別發達地區可以補貼得起，并且廣東、浙江等地也在逐漸改革補貼政策。而煤電靈活性改造方面，比較典型的東北地區出臺了深度調峰機制，取得了一定成效，但本質上這種補償機制并不能長期、更大規模地延續。”

煤電過剩

靈活性改造陷入路徑依賴

然而，有觀點認為，相比價格機制的不到位，抽蓄、氣電規模難以達標的更深層次阻力，來源于“十三五”初期新建煤電機組的過剩問題。

“抽蓄、氣電的出力調節范圍都可以達到0-，而煤電目前壓負荷更低也就能達到20%左右的水平，調節性能明顯不如抽蓄、氣電，還會影響效率、污染物控制等。抽蓄還可以將風、光富余電力儲存起來，但煤電不行。抽水蓄能規劃最初希望到2020年底達到1億千瓦，'十二五'降到了6000萬千瓦，'十三五'又降到4000萬千瓦。抽蓄規劃目標一降再降，但仍然沒有完成，很大程度上是受了煤電過剩的影響。”中國水力發電工程學會副秘書長張博庭認為，“現在的情況是，一邊是電網需要靈活性電源，一邊是大量現成的、閑置的煤電機組可以接受靈活性調度。這就放大了抽蓄和氣電在資源約束、投資、價格等方面的劣勢。電力系統也形成了對煤電的'路徑依賴'。抽蓄、氣電沒有了市場空間，自然也就失去了競爭力。”