2016年6月14日国家能源局公布了22个火电灵活性改造试点项目，涉及装机容量合计约1800万千瓦，标志着我国正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作。随着可再生能源的快速发展与电力供需矛盾加剧，无论是从电力行业发展趋势还是火电自身发展需求出发，提升火电灵活性都显得迫在眉睫。
促绿电消纳 解热电矛盾
《电力发展“十三五”规划》提出，“十三五”期间，煤电灵活性改造规模达2.2亿千瓦，其中热电机组1.33亿千瓦，主要位于“三北”地区，而“三北”地区正是提升煤电机组灵活性最为迫切的区域。
作为我国风光资源最为丰富的区域，“三北”地区集中着我国80%以上的风、光电装机，但同时也是“弃风”“弃光”等问题最为严重的地区。根据国家能源局统计，2016年，甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率分别高达43%、38%、30%和21%。
一方面，北方地区气电成本高昂、经济性差，抽水蓄能电站建设规模不足、建设周期长，系统调峰能力跟不上调峰需求，调峰电源的缺乏直接导致电网调节能力不足。根据《规划》，“十三五”期间“三北”地区将增加调峰能力4500万千瓦，这一数字也与业内专家对于该地区调峰能力缺口的预计相吻合。
另一方面，新常态下，“三北”地区整体用电负荷增速缓慢，电力消纳空间十分有限。“东北地区目前整体经济下行压力仍比较大，煤电为了保证利用小时数也要靠抢市场电量、外送电量，新能源就更难了。”辽宁省某电厂市场部负责人称。
这一问题在冬季供暖期更加突出。据了解，“三北”地区热电机组装机占到该区域煤电装机容量的一半，占该区域总装机近三分之一。然而，冬季供暖期间，大多数灵活性不高的热电机组为保障供热，只能以高负荷运行，机组调峰能力严重受限，新能源消纳愈发困难。
据估计，“十三五”期间“三北”地区热电联产机组规模将持续扩大，到2020年将达到2.5亿千瓦。可再生能源装机容量与消纳能力的不匹配的矛盾，与热电矛盾结合后更为突出。内蒙古等地区已开始进行风电供暖等尝试，但从装机规模考虑，提升火电特别是热电机组的灵活性，对于解决“三北”地区的消纳矛盾，是最好的选择。
角色转变 提高经济性
“三个一批”原则颁布、上网电价下调、利用小时数下降、经营业绩下滑……2016年以来，煤电生存状况开始恶化。有分析师称，此时提出提升煤电机组灵活性，符合煤电的长期利益，实际是在“救煤电”。
“十三五”期间除了1.33亿千瓦的热电机组外，还有8600万千瓦的常规纯凝机组也被列入灵活性改造的范围之内。《规划》称，“十三五”期间将优先改造30万千瓦级及以下的低参数煤电机组，引导该部分机组逐步向调峰电源转型；根据需要确定60万千瓦级机组的改造规模；大容量高参数高效率的机组则应尽可能保持较高的运行负荷率。
“30万千瓦级机组大多是服役近20年甚至更久的老机组，实施供热改造可以延长这些机组的寿命，而灵活性改造改变了这些电源的定位，从另一个角度让老机组再次焕发生机。”东部地区某电厂负责人表示。
国家能源局局长努尔·白克力曾在促进煤电有序发展电视电话会议上提出，要深刻认识煤电转型发展的重大意义，准确把握行业发展趋势，并表示“今后煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电力型电源转变”。
在目前的电力市场形势下，电力过剩地区的煤电企业想依靠增发电量提高收益变得越来越困难。电网缺乏的不再是发电电源而是调峰电源，相比在电力富裕的情况下一味抢发电量，通过进行灵活性改造，积极参与电网深度调峰从而争取调峰奖励资金，可以实现煤电企业自身以及整个电力市场运行的“双赢”。据了解，华能丹东电厂自2016年6月份开始进行灵活性改造并参与调峰，截至2016年底，共获得调峰补偿2259.21万元，经济效益颇丰。
发挥成本优势 主动参与
从原理和生产流程上，煤电并不是最理想的调峰电源。煤电处于低负荷运行状态时，蒸汽压力、烟温等指标较正常工况下有较大改变，对运行人员的水平要求较高，在机组安全、设备维护、煤质等方面的把控上也提出了更严苛的要求。不仅如此，低负荷下，烟气温度降低，烟气选择性催化还原（SCR）系统入口烟温如果不够高，催化反应将无法完成，运行时还要综合考虑环保设备工况以防止超标排放。
相比之下，燃气机组与抽水蓄能电站无论是控制难度还是调峰灵活性上，均优于煤电，但综合考虑经济性与电源结构，煤电进行灵活性改造并参与调峰仍十分必要。“气电受制于高昂的价格以及配套设施建设不足，现阶段只能作为一种政策导向，来提高气电在一次能源消费中的占比。抽蓄电站将在‘十三五’迎来快速发展，但水电受自然因素影响，建设规模及选址受限，尤其是‘三北’这种相对缺水地区，煤电调峰的经济性是最好的。”有专家指出。
日前，华电丹东公司固体电蓄热辅助调峰锅炉项目通过集团内部审批，成为国内建设电蓄热调峰锅炉的先行者。这种设备将调峰与供热能力相结合，在高效完成火电厂节能减排目标的同时，可为辽宁电网提供稳定的调峰手段，增强自身供热能力，并拆除替代更多的分散式供热小锅炉。发电企业对于新技术、新设备的积极应用，将持续为煤电灵活性改造注入活力。
按照国家制定的灵活性改造试点项目标准，改造后，热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量；纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量；部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。由此推算，“十三五”期间近2.2亿千瓦的灵活性改造规模或将为可再生能源增加3000-4000万千瓦的消纳空间。
