中国电力报：东北、西北实施火电灵活性改造后整体弃风弃光率或可低于5%
东北、西北实施火电灵活性改造后
整体弃风弃光率或可低于5%
《国家电网报》2017年1月14日第2版
国家能源局近期连续下发开展火电灵活性改造试点项目的通知，选取新能源消纳问题突出地区的22个项目进行试点。日前公布的《电力发展“十三五”规划》更是提出，到2020年，要在“三北”地区实施热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其他地方纯凝改造约450万千瓦。
“十三五”时期，火电灵活性改造受重视的程度是显而易见的。那么，为什么要实施火电灵活性改造呢？改造又面临哪些问题待解？
国网能源研究院发布的《中国发电能源供需与电源发展分析报告2016》（以下简称《报告》）指出，我国燃煤机组调节能力与国际先进水平存在差距；从实际运行情况看，我国燃煤机组实际运行最小出力普遍高于设计最小技术出力；通过燃煤机组灵活性改造，“三北”地区可释放调节潜力4600万千瓦以上。
《报告》认为，在当前网架和电源结构基础上，即使不进行灵活性改造，充分发挥燃煤机组现有灵活调节能力，也可分别降低东北和西北弃风、弃光率2.3、7.6个百分点；若按照国家能源局试点标准，对东北50%的燃煤机组和西北75%的燃煤机组进行灵活性改造，则有望将东北和西北的整体弃风、弃光率控制在5%以下。
煤电灵活性改造有利于电力行业长远发展，但总成本将提高。目前国家尚未出台相关补贴或激励政策，煤电企业缺乏改造积极性，亟须通过政策和市场机制妥善解决改造成本疏导和煤电机组利益补偿等问题。对此，《报告》提出了三项解决措施。
首先，通过财政补贴疏导煤电企业灵活性改造成本。目前燃煤机组单位千瓦灵活性改造成本在50~200元，如按照10年运营回收改造成本、贴现率5%、机组发电量和供热量不变匡算，东北和西北区域的燃煤机组改造成本平摊到度电后达到0.62分／千瓦时和3.7分／千瓦时以上，需要通过财政补助、税收优惠等政策疏导改造成本。
其次，市场化改革初期，可通过增加计划发电小时数或建立调峰补偿机制，补贴燃煤机组因深度调峰增加的成本。可对灵活性改造的机组给予额外发电小时数补偿，并将深度调峰和灵活性改造部分容量计入有偿调峰辅助服务。
最后，电力市场成熟阶段，通过市场化机制促进煤电企业淘汰落后产能，自发进行灵活性改造和深度调峰运行。设计合理的中长期及现货电能量市场和辅助服务市场竞争机制，逐步形成煤电企业主动改造机组、参与调峰的长效激励机制。
