不能让改造成为赔钱买卖

　　煤电灵活性改造是我国电力行业近年来才出现的全新话题。虽是新事物，但它很快就在国内取得了官方认可：在国家能源局于2016年年中启动两批22个煤电灵活性改造试点项目后不久，国家发改委、国家能源局联合印发的《电力发展“十三五”规划》即提出了总规模高达2.2亿千瓦的改造目标，其中2.15亿千瓦的改造任务集中在“弃风”“弃光”问题严重的“三北”地区，足见我国新能源消纳问题之严峻，也充分反映出能源主管部门对煤电灵活性改造重视程度之高、期望之大。

　　煤电灵活性改造之所以受宠，与其优秀的调节能力，以及我国的能源国情有直接关系。

　　在此之前，高灵活性的天然气发电和抽水蓄能发电均被视为提升电力系统调节能力的首选。欧美国家电力系统之所以具有较高的调节能力，就在于他们拥有大规模的天然气发电或抽水蓄能发电装机。特别是在“页岩气革命”的推动下，目前美国的天然气发电装机已超过了煤电，达5亿千瓦左右，而发电成本却低于煤电。在气电的强力支撑下，美国灵活性电源比重已接近50%，为高比例消纳新能源电力打下了坚实基础。相比之下，我国灵活性电源比重仅为6%，不仅明显落后于灵活性电源规模第一梯队国家，也大幅低于10%—15%这一业内认为比较理想的比重，其中新能源富集的“三北”地区灵活调节电源比重更是不足3%，调节能力先天不足。而调节能力弱已成为制约我国能源转型的瓶颈，消除瓶颈制约，补齐短板势在必行。

　　但“难点”也恰在于此。在灵活性电源的选择方面，中国很难照搬欧美经验——天然气对外依存度近年来持续攀升，2019年已超过45%，且气价相对较高，大规模发展气电在战略和战术层面皆存困境；抽水蓄能发电则受制于站址资源等因素，近年来增速十分缓慢。虽然二者总装机现已超过1亿千瓦，其中抽水蓄能电站规模更是已跃居全球首位，但在我国超过20亿千瓦的电力总装机中，1亿千瓦的规模还是太小，且其建设速度远不及新能源装机规模的增速。在此背景下，装机总量超过10亿千瓦的煤电，遂成为我国提升电力系统调节能力的唯一现实选择，煤电灵活性改造应运而生。

　　可喜的是，煤电灵活性改造并不存在技术障碍，德国、丹麦等国都有成功的技术经验可以借鉴。特别是在2016年启动试点以来，东北地区的改造成果得到多方认同，成为不少业内人士眼中的“标杆”。东北地区数千万千瓦的改造规模也有力缓解了当地异常严峻的“弃风”“弃光”问题，而这也反过来证明了力推煤电灵活性改造的意义和价值所在。

　　遗憾的是，“三北”地区的改造并非一帆风顺。事实上，除了东北之外，西北和华北地区进展并不理想。徘徊于25%左右的完成率，已将改造工作推进不力的问题暴露无遗。

　　症结何在？“前景不明，谁会轻易投一大笔钱？反过来说，如果真的赚钱，谁不愿改造呢？”——电厂工作人员的这句反问，直指问题病灶，即机制不顺、激励不足。

　　企业是市场主体，看不到预期收益或者预期收益过低，都让企业难以作出改造决策。对比“三北”地区间的政策差异不难发现，东北地区之所以进展领先，关键就在于建立了相应的补偿机制并不断优化、完善。

　　值得注意的是，当前已是“十三五”末期，此时再将关注点聚焦于2.2亿千瓦的改造目标是否合理、能否实现已无实际意义，盲目、机械地去完成目标更可能适得其反。在“十四五”电力规划制定之际，以下问题或许更值得关注：为何有的地方进展顺利，有的步履迟缓？为何东北地区的成功经验未能在其他地区迅速铺开？谁来牵头负责改造工作的落地？

　　如果这些具体问题能够得到重视和解决，那么煤电灵活性改造自然会瓜熟蒂落、水到渠成，电力系统调节能力的提升也会是顺理成章的事情了。