autumn 并不是所有的机组都适合进行灵活性改造，必须结合当地的热负荷需要、可再生能源发展、电网条件以及机组自身条件等，因地制宜，不能一刀切。
在条件不具备时，如果大范围推广实施火电灵活性改造，势必产生新的浪费。因此，要合理把握火电灵活性改造的节奏，循序渐进，以防范新的经营风险。
火电灵活性改造，即通过热电解耦或者技术改造等方式，将机组的最小技术出力由传统的50%降至40%――20%，使其具有更加灵活的调峰能力，是当前解决“三北”地区弃风弃光的主要措施之一。
“十二五”以来，随着风电太阳能发电等新能源大规模发展，我国出现了严重的“弃风弃光”现象。据中电联统计数据，2015年全国仅“弃风”电量就达到339亿千瓦时，最为严重的“三北”地区平均弃风率接近40%；2016年“弃风”电量上升到497亿千瓦时，全国平均弃风率达到18%。
针对愈发严重的“弃风弃光”问题，国家能源局推出了火电机组灵活性改造的措施，在“三北”地区启动了火电灵活性改造示范试点工作。2016年6月28日，国家能源局发布《火电灵活性改造试点项目的通知》，接连公布了两批共计22家、项目总容量约1700万千瓦的试点名单。紧接着，又在2016年11月发布的《电发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间 ，“三北”地区热电机组灵活性改造1.33亿千瓦、纯凝机组灵活性改造8200万千瓦，其他地方纯凝机组灵活性改造450万千瓦。改造后，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。
实施火电灵活性改造试点以来，在政府、企业和社会的共同努力下，综合施策取得了显著成效。2017年全国“弃风”电量同比减少78亿千瓦时，弃风电量、弃风率开始出现“双降”；2018年全国“弃风”电量277亿千瓦时，弃风率下降到7%，新能源消纳问题有所缓解。
但是，由于政策鼓励和技术进步的双重驱动，近几年来风电太阳能发电年新增装机数千万千瓦。截至2018年底，全国并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能1.7亿千瓦。一边是新能源大规模发展，一边是系统调节能力未能大幅提升，“弃风弃光”的长期压力依然存在。尤其是“三北”地区，火电占比达到70%，抽水蓄能、燃机等灵活性调节电源比重不足4%。在火电机组中，又有超过70%的是“以热定电”的热电联产机组，调峰能力严重受限，导致冬季保供热和新能源消纳的矛盾非常突出。
从试点实施进展来看，火电灵活性改造低于预期。据相关机构统计，截至2017年底，已完成灵活性改造机组规模约1000万千瓦，正在前期准备或实施的灵活性改造规模约6000万千瓦，与“十三五”规划的目标要求相差很大。各个地区差异也很大，东北地区同步出台了针对火电灵活性改造的辅助服务补偿分摊办法，灵活性改造的效果更加明显，而西北、华北要相对滞后。对此，中电联研究报告认为，火电灵活性改造进程较慢与试点项目较少、技术完善和积淀需要有一定周期等因素有关，更与辅助服务市场、深度调峰补偿机制不健全，无法激励煤电改造的积极性有关。
在接受本刊记者专访时，业内专家指出，要辩证地看待火电灵活性改造低于预期的问题。为确保电网的安全稳定，尽可能消纳更多的可再生能源，对火电机组进行灵活性改造既是必要的，也是必然的。作为促进新能源消纳的一个重要手段，在一些试点项目成功的基础上，逐步推广实施也是可以的。但是，并不能以没有如期完成电力发展规划预定目标数来否定该项工作。
业内专家普遍认为，火电灵活性改造应该综合考虑电力需求、能源转型、其他调峰调频措施（抽水蓄能、电池储能、需求侧响应）以及相关政策因素，再确定改造的规模和程度。在当前能源转型期，由于技术、管理以及政策创新都处于活跃期，实施火电灵活性改造切记要考虑后期的相关变化。
其一，就电力需求而言，未来我国电力需求如果不是继续往上，而现在煤电机组年平均利用小时数才4000多小时，还有很多能力没有发挥，这样灵活性改造的空间会变小。如果未来我国电力需求继续往上时，受气候环境和能源转型等因素制约，增量部分将以非化石能源为主，这就需要相当的灵活性机组进行调峰。火电灵活性改造要与电力需求、新能源发展等相匹配。
其二，就其他调峰调频措施而言，电网侧有抽水蓄能电站，用户侧有电池储能；随着电网信息化智能化水平的提高，需求侧响应参与调峰发挥的作用也会越来越大。相比火电灵活性改造，需求侧响应参与调峰还具有速度快、低成本等特点。选择哪种调峰调频措施，要因地制宜，系统分析整体的效益和效率。
其三，就政策与市场而言，目前我国电力市场以及辅助服务市场建设都还处于初始阶段，各方面的配套政策也不尽完善，导致火电机组灵活性改造面临更高的政策风险。即使在东北区域，火电机组灵活性改造后的调峰收益也是全部来源于发电侧分摊费用，不是从整个电力系统的效益提升中获得，与其他区域不同之处是提高了补偿力度，将调峰报价区间设定为0-0.4元、0.4-1元之间。在这种“以收定支”、“计划+市场”型辅助服务补偿机制下，如果大面积实施火电灵活性改造，势必形成收支不能平衡甚至“无收可支”的局面。火电灵活性改造还必须与现行政策机制相适应。
话说回来，火电灵活性改造不是出力越低越好，只有当火电机组处于运行设计数区间，其节能减排的效果最好。当前，开展火电灵活性改造是一种不得已的措施，是以降低火电机组出力来促进可再生能源的消纳。为了可再生能源消纳去降低火电的效益和效率，使所有的火电机组都不是运行在最佳出力区间，其经济效益和社会效益谁更合算，目前还缺乏科学的计算与分析。但单就火电而言，这明显是与高质量发展背道而驰。
那么，开展火电灵活性改造的边界到底在哪？并不是所有的机组都适合进行灵活性改造，必须结合当地的热负荷需要、可再生能源发展、电网条件以及机组自身条件等，因地制宜，不能一刀切。在条件不具备时，如果大范围推广实施火电灵活性改造，势必产生新的浪费。因此，要合理把握火电灵活性改造的节奏，循序渐进，以防范新的经营风险。开展火电灵活性改造，最终是要通过市场机制，将选择权交给企业，让企业从市场需求和自身条件进行权衡。而具体到当前某个项目时，只要在投入与收益之间有合理的回收机制，有清晰的商业模式，实施灵活性改造后能够获得盈利，就应该得到鼓励和支持。
火电灵活性改造向何处去、走多深，这将取决于我国电力市场的建设速度及完善程度。当前，部分试点先行，是比较稳妥的。没有完成规划预定的目标，这本身就不一定是个问题。只有当系统整体的效益与效率达到最优时，电力发展才是真正的高质量发展。
