未来4年，“三北”地区火电机组灵活性改造将达到约1.98亿千瓦，这一目标已写进电力发展“十三五”规划。
改造完成后，预计将为“三北”地区增加4500万千瓦的调峰能力。
这4500万千瓦的调峰能力，对于三北地区的新能源行业而言，是极其珍贵的消纳空间。
受到电源装机、调峰能力、消纳机制、送出通道等多重因素影响，新能源消纳难问题已经成为制约我国新能源发展的关键因素。
为解决这一困境，电源、电网、负荷三方力量各显神通，其中在电源侧，火电灵活性改造被视为一个重要的突破口。
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风火矛盾升级
2016年，全国弃风电量和火电利用小时数分别创下历史新高和新低。
用电需求趋缓，各类电源装机却快速增长。风火矛盾日渐升级。
全国弃风电量高达497亿千瓦时，相当于北京市2016年全年用电量的一半，主要集中在西北和东北地区。而被认为挤占风电消纳空间的火电，日子也不好过，利用小时数降至4165小时，创近52年来的新低。
在热电机组占比较大的东北，风火矛盾尤为突出。
“十二五”期间，东北是全国经济增长最缓慢的地区，电源建设却未停滞。
过去六年，东北地区电源装机增长47%，比同期负荷增长高出26%。2016年，东北电源装机规模已达其最高负荷的2.5倍，与之对应的则是发电设备利用率持续走低，2016年仅为3452小时，远低于全国平均水平。相比2010年，风电利用小时数下降386小时，而火电更是下降了692小时。
除了局部地区供大于求，风电的波动性也增加了其并网难度。而风电项目大量上马，对电网的灵活性提出了更高的要求，调峰电源的发展势在必行。但国内抽水蓄能、燃气等灵活调峰电源比重低，倒是调峰能力相对较差的煤电占据了电源结构的67%，“三北”地区更是高达70%。
雪上加霜的是，在调峰能力本就不高的火电机组中，调峰能力最弱的热电机组又占据了大半空间。
在“十二五”末期，华北、东北、西北的供热装机占火电比例分别为72%，70%和47%。在供暖期，供热机组为保证供热，以热定电，难以参与深度调峰，调峰能力大幅下降。
而“三北”地区的大风期主要集中在冬季，正好对应了调峰能力最弱的供暖期。2016在国家电网经营区内60%的弃风电量发生在供暖期。
业界渐有共识，要实现能源清洁转型要扶持风电大力发展，必须在火电身上多下功夫，让电力系统变得灵活。在保证供热的前提下，尽量减少火力发电，为风电腾出消纳空间，同时尽量提升火电调峰能力，为风电提供并网支持。而以上两点，火电灵活性改造都能做到。
所谓火电灵活性，主要包含运行灵活性和燃料灵活性两个方面，两个方面各有侧重。其中运行灵活性主要是为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件，包括提升已有煤电机组的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度。
在这方面，风电大国丹麦可谓其中翘楚，2016年1月国家能源局副局长郑栅洁在京会见丹麦能源气候大臣拉尔斯•克里斯蒂安•利勒霍特，会见期间，双方共同签署了《关于建立中丹火电灵活性合作伙伴关系的谅解备忘录》。
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政策鼓励改造
为清洁能源腾出空间的火电运行灵活性显然是近期目标。
为此国家能源局等五部委于2016年3月下发《热电联产管理办法》，明确提出“为提高系统调峰能力、保障系统安全，热电联产机组应按照国家有关规定要求安装蓄热装置”。
到了2016年年底，能源局公布的《能源发展‘十三五’规划》和《电力发展‘十三五’规划》再次提到进行火电灵活性改造，改善电力系统调峰能力，并做出了改造完成后，增加调峰能力4600 万千瓦的设想。
一方面政策推崇火电灵活性改造，鼓励火电参与调峰，减缓弃风，但另一方面，若缺少利益的驱动，火电厂的动力难免会稍显不足，风火矛盾只能说解决了一半。
其实，在火电有偿调峰方面，早在2006年，电监会就曾印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，指出有偿调峰应按照社会平均容量成本和提供深度调峰损失的电量及启停调峰的次数为依据，确定补偿标准，并要求“各区域电监局根据本办法，结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，制订实施细则”。
随后各区域先后制定并多次修改了各自的实施细则，以弃风严重的“三北”地区为例，按照最新标准，华北和西北在有偿调峰部分规定类似，即火电基本调峰标准应达到额定容量的50%，机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发电量，按照50元/MWh（0.05元/kWh）进行补偿。其中西北有关火电调峰机组仅提到非供热燃电机组。
这个补偿力度，显然对火电参与调峰没有足够的吸引力。
为此，2014年东北能监局则在细则的基础上出台了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》， 2016年更新为《东北电力辅助服务市场运营规则》（以下简称《规则》），《规则》中对火电厂深度调峰的补偿方案详见下表。虽然采取浮动报价形式，但总体而言深度调峰补偿价格要远高于其他地区。
至于有偿调峰补偿费用的来源，各区域的规定也有所不同。其中西北区域的补偿款主要来源于“全部并网运行管理考核费用；发电机组调试运行期差额资金的50%；符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需总金额的差额部分由各省（区）内发电企业按照上网电量的比例进行分摊”。华北区域补偿所需费用直接由发电厂按上网电费的比例分摊。
东北地区补偿所需费用也全部来自发电厂，但分摊的对象限定为“负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂”，在具体分摊方法上采用修正发电量而非上网电量，主要考虑了弃风、弃核的因素，相应减少其分摊，而对负荷率高的火电厂加大分摊比重，总体而言非深度调峰火电厂将负责调峰补偿费用的大头。
加大了补偿力度和惩罚力度的东北，火电参与深度调峰的积极性被大大调动，调峰辅助服务市场运行两年，就挖掘火电调峰潜力超过100万千瓦，补偿费用累计金额达到13.5亿元，为风电腾出消纳空间109.8亿千瓦时。
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东北试验田
风火矛盾最为尖锐的东北地区成为最早的试点地区。
2016年6月、7月国家能源局先后下达了两批火电灵活性改造试点项目的通知。试点共涉及22个电厂，近1700万千瓦的煤电机组，第一批的大部分和第二批的全部电厂全部在东北电网区域内。
另外，能源局明确指出提升灵活性的预期为“使热电机组增加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。通过加强国内外技术交流和合作，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%” 。若按此预期，完成试点改造后，将向系统提供300万千瓦以上的调峰能力。
按照业内人士提供的保守估计，每天6小时，调峰天数180天，计算调峰时间1080小时，则试点完成后，将释放超过30亿千瓦时的风电等清洁能源消纳空间，高于吉林省2016年全年弃风电量。
目前的火电运行灵活性改造主要在降低负荷上下功夫，可分为两类：一类针对所有火电机组，在保障安全运行和环境许可的条件下，通过技术改造尽可能降低运行负荷；另一类仅针对热电联产机组，通过尽量实现热电解耦，增加供暖期调峰能力。
在东北地区，供暖期的风火矛盾最为突出，一方面是不断增长的供热需求，热电机组必须出力，一方面是不断被清洁能源瓜分的发电蛋糕，热电机组需要减发。通过热电解耦，可在保证供热负荷的同时降低煤电厂发电负荷，为风电提供空间。试点的22家电厂也以热电联产的抽凝式机组为主，仅有3家包含不参与供热的纯凝机组。
据业内人士介绍，目前的热电解耦技术主要有三大路线，一是通过汽机深度调峰，即通过汽机改造提高供热能力。二是通过蓄热调峰，即增加热水蓄热罐，在用热低负荷时将发电所发热通过热水储存，待到用热高峰时再将储存热释放。三是电锅炉技术，即在用电低负荷时以电发热。
由于试点刚刚开始，大部分试点电厂还处于可研阶段。
一家完成可研的热电厂经过安全、经济多角度考量，认为汽机改造和增加热水蓄热罐都无法满足其供热负荷高峰时的电力调峰需求，最终选取了电锅炉技术。
电锅炉技术简而言之是以电通过电锅炉发热，而非传统的利用发电伴随的蒸汽发热。传统观点，以电发热并不经济，因为煤电供热成本较高。但随着风光发电的快速发展，北欧和德国时常会出现负电价的情况，以电供热的经济性已经凸显，在挪威全国电供热的比例高达80%。而在中国，虽然电价形成机制还未理顺，以电发热仍有其存在其合理性。一面是弃风、弃光、煤电厂调峰任务重，一面是供热不足，若以弃风、弃光来供热或者将煤电厂自发电供热赚取调峰补偿，避免分摊“惩罚”，以电供热也有其可行性。
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迟早都要改，早改早赚钱
这家拥有两台30万千瓦装机容量的机组的电厂发现，灵活性改造还算有利可图。虽总投资约为7000万元，需自筹资金，但采暖季折中收益约为1300万元/年，综合分析盈利能力，所得税后投资回收周期约为5年。但收益分析很大程度上依赖于现有政策所规定的深度调峰补偿，项目收益存在一定政策风险。
今年四月，西北能源监管局曾带队赴东北开展电力辅助服务市场建设专项调研，短期内，增强深度调峰补偿或许是西北地区解决弃风、弃光的新思路。而在政策相对明晰的东北，越是提早灵活性改造，则将越早获取稳定收益，而非被迫接受更多“惩罚”。
但长远来看，随着收益、和规避分摊的驱动，会有更多的煤电厂进行灵活性改造、参与深度调峰。
有业内人士认为，而随着整体调峰能力的提高，游戏规则可能会有所改变，比如政策可能会提高深度调峰基准，未来调峰收益不可预期。这种考虑也不无道理，东北深度调峰基准线就已经由2014年的52%降低到现今的50%和48%，而参照丹麦和德国火电机组额定容量60%~80%的调峰能力，我国火电机组还有很大的进步空间。
而即便是以现有政策，补偿仍存在一定的不确定性。《规则》指出“出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价”，而“电力调度机构按照电网运行实际需要根据日前竞价结果由低到高依次调用”。虽然现有火电厂多以报价上限报价，但随着参与深入调峰机组的增加，为被优先调用，报价可能逐步走低。
另有专业人士认为，现有的东北电力辅助服务市场和真正意义上的辅助市场存在偏差，比如深度调峰就不该算作辅助服务，其可直接归于调度计划，若有现货市场，则可直接纳入现货交易中。虽然现货市场还未面市，但有朝一日，随着现货市场的启动，没有了限价机制，深度调峰的收益或将更大，改造后的机组将在现货市场中更具竞争力。
无论补偿政策走向如何，随着环境质量约束和二氧化碳排放约束的增强，煤电的地位都将受到制约，对比发达国家，可以预期煤电在我国作为基荷电源的地位或将不保，更多参与调峰，缩短年运营小时数才是大势所趋。
此外，虽然现阶段的灵活性改造主要着眼于为清洁能源发电提供空间的运行灵活性改造，但可预计燃料灵活性改造终将会被提上日程。以丹麦、德国为例，高额的化石能源税和碳排放税逼停了一批蒸汽燃气联合循环热电联产机组，进行燃料灵活性改造，更多地利用生物质发电成为了另一种选择。
