未來4年，“三北”地區火電機組靈活性改造將達到約1.98億千瓦，這一目標已寫進電力發展“十三五”規劃。
改造完成后，預計將為“三北”地區增加4500萬千瓦的調峰能力。
這4500萬千瓦的調峰能力，對于三北地區的新能源行業而言，是極其珍貴的消納空間。
受到電源裝機、調峰能力、消納機制、送出通道等多重因素影響，新能源消納難問題已經成為制約我國新能源發展的關鍵因素。
為解決這一困境，電源、電網、負荷三方力量各顯神通，其中在電源側，火電靈活性改造被視為一個重要的突破口。
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風火矛盾升級
2016年，全國棄風電量和火電利用小時數分別創下歷史新高和新低。
用電需求趨緩，各類電源裝機卻快速增長。風火矛盾日漸升級。
全國棄風電量高達497億千瓦時，相當于北京市2016年全年用電量的一半，主要集中在西北和東北地區。而被認為擠占風電消納空間的火電，日子也不好過，利用小時數降至4165小時，創近52年來的新低。
在熱電機組占比較大的東北，風火矛盾尤為突出。
“十二五”期間，東北是全國經濟增長最緩慢的地區，電源建設卻未停滯。
過去六年，東北地區電源裝機增長47%，比同期負荷增長高出26%。2016年，東北電源裝機規模已達其最高負荷的2.5倍，與之對應的則是發電設備利用率持續走低，2016年僅為3452小時，遠低于全國平均水平。相比2010年，風電利用小時數下降386小時，而火電更是下降了692小時。
除了局部地區供大于求，風電的波動性也增加了其并網難度。而風電項目大量上馬，對電網的靈活性提出了更高的要求，調峰電源的發展勢在必行。但國內抽水蓄能、燃氣等靈活調峰電源比重低，倒是調峰能力相對較差的煤電占據了電源結構的67%，“三北”地區更是高達70%。
雪上加霜的是，在調峰能力本就不高的火電機組中，調峰能力最弱的熱電機組又占據了大半空間。
在“十二五”末期，華北、東北、西北的供熱裝機占火電比例分別為72%，70%和47%。在供暖期，供熱機組為保證供熱，以熱定電，難以參與深度調峰，調峰能力大幅下降。
而“三北”地區的大風期主要集中在冬季，正好對應了調峰能力最弱的供暖期。2016在國家電網經營區內60%的棄風電量發生在供暖期。
業界漸有共識，要實現能源清潔轉型要扶持風電大力發展，必須在火電身上多下功夫，讓電力系統變得靈活。在保證供熱的前提下，盡量減少火力發電，為風電騰出消納空間，同時盡量提升火電調峰能力，為風電提供并網支持。而以上兩點，火電靈活性改造都能做到。
所謂火電靈活性，主要包含運行靈活性和燃料靈活性兩個方面，兩個方面各有側重。其中運行靈活性主要是為消納更多波動性可再生能源，靈活參與電力市場創造條件，包括提升已有煤電機組的調峰幅度、爬坡能力以及啟停速度。
在這方面，風電大國丹麥可謂其中翹楚，2016年1月國家能源局副局長鄭柵潔在京會見丹麥能源氣候大臣拉爾斯•克里斯蒂安•利勒霍特，會見期間，雙方共同簽署了《關于建立中丹火電靈活性合作伙伴關系的諒解備忘錄》。
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政策鼓勵改造
為清潔能源騰出空間的火電運行靈活性顯然是近期目標。
為此國家能源局等五部委于2016年3月下發《熱電聯產管理辦法》，明確提出“為提高系統調峰能力、保障系統安全，熱電聯產機組應按照國家有關規定要求安裝蓄熱裝置”。
到了2016年年底，能源局公布的《能源發展‘十三五’規劃》和《電力發展‘十三五’規劃》再次提到進行火電靈活性改造，改善電力系統調峰能力，并做出了改造完成后，增加調峰能力4600 萬千瓦的設想。
一方面政策推崇火電靈活性改造，鼓勵火電參與調峰，減緩棄風，但另一方面，若缺少利益的驅動，火電廠的動力難免會稍顯不足，風火矛盾只能說解決了一半。
其實，在火電有償調峰方面，早在2006年，電監會就曾印發《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，指出有償調峰應按照社會平均容量成本和提供深度調峰損失的電量及啟停調峰的次數為依據，確定補償標準，并要求“各區域電監局根據本辦法，結合本地區電力系統實際和電力市場建設需要，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，以棄風嚴重的“三北”地區為例，按照最新標準，華北和西北在有償調峰部分規定類似，即火電基本調峰標準應達到額定容量的50%，機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發電量，按照50元/MWh（0.05元/kWh）進行補償。其中西北有關火電調峰機組僅提到非供熱燃電機組。
這個補償力度，顯然對火電參與調峰沒有足夠的吸引力。
為此，2014年東北能監局則在細則的基礎上出臺了《東北電力調峰輔助服務市場監管辦法》， 2016年更新為《東北電力輔助服務市場運營規則》（以下簡稱《規則》），《規則》中對火電廠深度調峰的補償方案詳見下表。雖然采取浮動報價形式，但總體而言深度調峰補償價格要遠高于其他地區。
至于有償調峰補償費用的來源，各區域的規定也有所不同。其中西北區域的補償款主要來源于“全部并網運行管理考核費用；發電機組調試運行期差額資金的50%；符合國家有關法律法規規定的其他資金。上述費用減去輔助服務補償所需總金額的差額部分由各省（區）內發電企業按照上網電量的比例進行分攤”。華北區域補償所需費用直接由發電廠按上網電費的比例分攤。
東北地區補償所需費用也全部來自發電廠，但分攤的對象限定為“負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠”，在具體分攤方法上采用修正發電量而非上網電量，主要考慮了棄風、棄核的因素，相應減少其分攤，而對負荷率高的火電廠加大分攤比重，總體而言非深度調峰火電廠將負責調峰補償費用的大頭。
加大了補償力度和懲罰力度的東北，火電參與深度調峰的積極性被大大調動，調峰輔助服務市場運行兩年，就挖掘火電調峰潛力超過100萬千瓦，補償費用累計金額達到13.5億元，為風電騰出消納空間109.8億千瓦時。
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東北試驗田
風火矛盾最為尖銳的東北地區成為最早的試點地區。
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。
另外，能源局明確指出提升靈活性的預期為“使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%-50%額定容量；純凝機組增加15%-20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%-35%額定容量。通過加強國內外技術交流和合作，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20%-25%” 。若按此預期，完成試點改造后，將向系統提供300萬千瓦以上的調峰能力。
按照業內人士提供的保守估計，每天6小時，調峰天數180天，計算調峰時間1080小時，則試點完成后，將釋放超過30億千瓦時的風電等清潔能源消納空間，高于吉林省2016年全年棄風電量。
目前的火電運行靈活性改造主要在降低負荷上下功夫，可分為兩類：一類針對所有火電機組，在保障安全運行和環境許可的條件下，通過技術改造盡可能降低運行負荷；另一類僅針對熱電聯產機組，通過盡量實現熱電解耦，增加供暖期調峰能力。
在東北地區，供暖期的風火矛盾最為突出，一方面是不斷增長的供熱需求，熱電機組必須出力，一方面是不斷被清潔能源瓜分的發電蛋糕，熱電機組需要減發。通過熱電解耦，可在保證供熱負荷的同時降低煤電廠發電負荷，為風電提供空間。試點的22家電廠也以熱電聯產的抽凝式機組為主，僅有3家包含不參與供熱的純凝機組。
據業內人士介紹，目前的熱電解耦技術主要有三大路線，一是通過汽機深度調峰，即通過汽機改造提高供熱能力。二是通過蓄熱調峰，即增加熱水蓄熱罐，在用熱低負荷時將發電所發熱通過熱水儲存，待到用熱高峰時再將儲存熱釋放。三是電鍋爐技術，即在用電低負荷時以電發熱。
由于試點剛剛開始，大部分試點電廠還處于可研階段。
一家完成可研的熱電廠經過安全、經濟多角度考量，認為汽機改造和增加熱水蓄熱罐都無法滿足其供熱負荷高峰時的電力調峰需求，最終選取了電鍋爐技術。
電鍋爐技術簡而言之是以電通過電鍋爐發熱，而非傳統的利用發電伴隨的蒸汽發熱。傳統觀點，以電發熱并不經濟，因為煤電供熱成本較高。但隨著風光發電的快速發展，北歐和德國時常會出現負電價的情況，以電供熱的經濟性已經凸顯，在挪威全國電供熱的比例高達80%。而在中國，雖然電價形成機制還未理順，以電發熱仍有其存在其合理性。一面是棄風、棄光、煤電廠調峰任務重，一面是供熱不足，若以棄風、棄光來供熱或者將煤電廠自發電供熱賺取調峰補償，避免分攤“懲罰”，以電供熱也有其可行性。
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遲早都要改，早改早賺錢
這家擁有兩臺30萬千瓦裝機容量的機組的電廠發現，靈活性改造還算有利可圖。雖總投資約為7000萬元，需自籌資金，但采暖季折中收益約為1300萬元/年，綜合分析盈利能力，所得稅后投資回收周期約為5年。但收益分析很大程度上依賴于現有政策所規定的深度調峰補償，項目收益存在一定政策風險。
今年四月，西北能源監管局曾帶隊赴東北開展電力輔助服務市場建設專項調研，短期內，增強深度調峰補償或許是西北地區解決棄風、棄光的新思路。而在政策相對明晰的東北，越是提早靈活性改造，則將越早獲取穩定收益，而非被迫接受更多“懲罰”。
但長遠來看，隨著收益、和規避分攤的驅動，會有更多的煤電廠進行靈活性改造、參與深度調峰。
有業內人士認為，而隨著整體調峰能力的提高，游戲規則可能會有所改變，比如政策可能會提高深度調峰基準，未來調峰收益不可預期。這種考慮也不無道理，東北深度調峰基準線就已經由2014年的52%降低到現今的50%和48%，而參照丹麥和德國火電機組額定容量60%~80%的調峰能力，我國火電機組還有很大的進步空間。
而即便是以現有政策，補償仍存在一定的不確定性。《規則》指出“出清價格是指單位統計周期內同一檔內實際調用到的最后一臺調峰機組的報價”，而“電力調度機構按照電網運行實際需要根據日前競價結果由低到高依次調用”。雖然現有火電廠多以報價上限報價，但隨著參與深入調峰機組的增加，為被優先調用，報價可能逐步走低。
另有專業人士認為，現有的東北電力輔助服務市場和真正意義上的輔助市場存在偏差，比如深度調峰就不該算作輔助服務，其可直接歸于調度計劃，若有現貨市場，則可直接納入現貨交易中。雖然現貨市場還未面市，但有朝一日，隨著現貨市場的啟動，沒有了限價機制，深度調峰的收益或將更大，改造后的機組將在現貨市場中更具競爭力。
無論補償政策走向如何，隨著環境質量約束和二氧化碳排放約束的增強，煤電的地位都將受到制約，對比發達國家，可以預期煤電在我國作為基荷電源的地位或將不保，更多參與調峰，縮短年運營小時數才是大勢所趨。
此外，雖然現階段的靈活性改造主要著眼于為清潔能源發電提供空間的運行靈活性改造，但可預計燃料靈活性改造終將會被提上日程。以丹麥、德國為例，高額的化石能源稅和碳排放稅逼停了一批蒸汽燃氣聯合循環熱電聯產機組，進行燃料靈活性改造，更多地利用生物質發電成為了另一種選擇。
