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國家的電力系統，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國家，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0-100%，而煤電目前壓負荷最低也就能達到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最大化的運行、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。”

評論：靈活性電源不是免費的“綠葉”

文丨本報評論員

煤電企業不愿改、抽水蓄能不愿建、氣電補貼壓力大……業界公認的電力系統三大靈活性電源正在遭遇種種發展怪象。問題的根源都與技術無關，真正的“堵點”明確而唯一，那就是電力市場仍缺乏合理的價格傳導機制，使得為電力系統提供靈活性的企業，難以獲得與建設、運行成本相匹配的回報，虧本買賣自然少人問津。

靈活性電源在電力系統中的重要性，與可再生能源電源在電力系統中的占比正相關。可再生能源發電出力不穩定、波動大、難預測的特性，天然地增加了電力系統維持安全穩定運行的工作量和難度；而靈活性電源則可以根據可再生能源發電和用戶側的波動，快速調節出力，保障電網安全。換言之，“任性”的可再生能源接入電網的發電量越多，電網對于靈活性電源的需求就越強烈。

對于我國目前的電網結構而言，電力系統靈活性的強弱，從某種意義上直接決定了可再生能源發展空間的大小，關乎我國電力行業清潔轉型的成敗。然而，當可再生能源行業高速發展、清潔電力占比越來越高，本應同步上馬的靈活性電源卻因為看不到盈利前景而難以作出投資決策，導致實際建設進度與需求嚴重脫節。

可再生能源的邊際發電成本極低，但靈活性電源為了平抑可再生能源的波動，不僅需要額外的建設投資，還要付出額外的運行成本：靈活性煤電需要犧牲機組運行效率、提高煤耗來壓低負荷；抽水蓄能要在抽水、發電的過程中承擔能量轉換帶來的效率損失；燃氣調峰電站需要負擔高昂的燃料成本。可以說，為了襯托起可再生能源這朵“大紅花”，扮演著“綠葉”角色的靈活性電源為可再生能源的“任性”買了單，但誰來為造價不菲的“綠葉”買單呢？業界的共識是，建立合理的價格機制，讓靈活性電源擁有合理的收入。這也是電力系統實現清潔低碳、安全高效的必要條件。

那么究竟怎樣的電價才算合理？探索已有之。以煤電靈活性改造為例，一些省份出臺了針對煤電機組調峰的補貼政策，當機組按照調度要求降負荷運行時，可以根據規則享受一定的電價補貼，以此激勵地方煤電企業進行靈活性改造。但依賴政府補貼的局限性也十分明顯：受地方財政的制約，補貼總量有限，且隨著總量增加，補貼水平難以長期保持，可再生能源補貼的退坡就是前車之鑒。一旦補貼力度減弱，改造成本的回收失去保障，煤電靈活性改造勢必再度陷入困境當中。

提高靈活性電源建設的積極性，必須讓靈活性電源在平抑波動、快速調節方面的價值得到充分體現。為實現這一目的，電改的步子必須邁得更大一點、更快一點。無論是推動電力中長期市場帶負荷曲線交易，還是將調峰市場融入現貨市場當中，其目的都在于讓市場供需雙方了解并接受電力商品的真實成本和價格，讓電力價格信號貫穿整個電力系統，進而提升電力系統的整體運行效率。

有了價格信號的引導，發電企業才能告別“等、靠、要”，把靈活性調節納入自身經營工作的一環，根據峰、谷期的市場供需情況自行決定機組出力和報價；不同時段用電價格的差異，也將引導電力用戶根據自身生產情況調節負荷，自行“削峰填谷”。放眼未來，隨著電池技術的進步與普及，電動汽車“倒送電”、用戶側儲能等都可能成為新興的靈活性資源，共同為電網安全穩定運行作出貢獻。而這一切的前提，就是建立一個能夠形成有效價格信號的市場，讓市場主體在價格信號引導下主動參與調節，而非被動等待調度指令。

“補貼”能做到的只是對弱勢方的暫時扶持，“價格”才是成熟市場的通貨。當高價值的靈活性調節服務被市場競相購買，發電企業自然愿做這份生意。面對未來持續攀升的靈活性電源需求，一個定價合理的市場必不可少。