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。

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。”

但一位不愿具名的電網公司研究人員直言，各省電網差異較大，電力系統究竟需要何種規模、何種路線的靈活性資源并不能一概而論。“例如，寧夏當地的煤電調節能力當前已經發揮得很充分，且西北地區整體水電調節能力已經使用殆盡。西北地區蒸發量大，抽蓄效率不高，寧夏地區的煤電未來還要考慮為整個西北電網服務。因此，到底建什么、建多少，每個地方需要具體分析。”

上述研究人員進一步指出，從現狀來看，存量煤電的靈活性改造是提升系統靈活性最現實、經濟的方式，存量改造應優先于新建增量。“大建快上的時代過去了，應該走精益化發展的道路。但一方面，地方仍然有通過新建煤電、抽蓄來拉動投資的需求，另一方面，從調度的角度講，你是愿意系統調節能力寬裕一些，還是卡著極限天天操心呢？”

“減碳”當頭

政策、市場需雙管齊下

盡管三個主流靈活性電源的建設、改造均未達到預期目標，但根據國網公司統計，2019年，該公司經營區新能源利用率高達96.7%，完成了2019年初制定的“新能源利用率達95%以上”的目標。在靈活性資源支撐力度未達預期的同時，全國平均棄風、棄光率已分別降至4%和2%。

“其中一大因素是來源于用電需求超預期的增長，當然電網公司在其中也做了大量工作，包括推進跨區域省間富余可再生能源電力的日前現貨交易等。國網公司印發的《促進新能源發展白皮書2018》中提出的20項具體措施，都在同步推進。”前述電網公司人員說。

袁家海說：“由此可以看出，靈活性資源的不足，客觀上也倒逼電網作出了調整，包括調動各個通道的富余能力促進電網之間更好地互濟等。但也應看到，電網自身機制的優化也是有限度的。現在很多地區要求新建可再生能源項目配置儲能，或要求新能源場站具備一次調頻能力。正是靈活性資源缺乏，提高了可再生能源發展的門檻。”

多位受訪專家認為，未來要實現碳達峰、碳中和目標，必然會大幅提高可再生能源接入系統的比例，現有的靈活性資源建設模式和步伐將無法滿足未來需求。

“提高系統靈活性、促進可再生能源消納，就是要推進能源革命。如果系統運行反過來越來越依賴煤電，能源革命就還是沒有邁開步伐。”張博庭直言，假設現在電力系統減少2-3億千瓦煤電，增加5000萬千瓦抽蓄，讓煤電都以5000或6000的利用小時數基荷運行，整個發電、電力行業的成本都將大幅下降。“現階段應盡可能減少煤電新建項目，讓存量煤電按照容量等級各自發揮應有的作用，避免更大規模的投資浪費，并盡快明確煤電退出的時間表。”

“近中期來看，引導煤電靈活性改造還是要建立起市場化機制，用現貨市場上的價格信號，引導企業自行找到利潤更大化的運行、調節模式。”袁家海說。

林伯強說：“煤電承擔更多靈活性調節任務的現狀，從側面說明了我們對系統效率的關注不夠。這種缺乏效率的手段可以用一時，但不應該作為中長期的策略去布局。今后還是應該建立健全電價機制，以便大幅提高抽蓄、氣電在電力系統中的占比。”