7月4日，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。《通知》显示，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上，经电规总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。
日前，《中国能源报》记者就提升火电灵活性改造的启动时机、预计效果、成本与激励措施等问题，专访了国家能源局总工程师、电力司司长韩水。
煤电机组灵活性提升潜力巨大
中国能源报：为何此时启动提升火电灵活性改造示范试点工作？
韩水：近年来，我国风电和光伏装机规模迅猛增长，在役及在建装机容量均已位居世界第一。一方面，风电和光伏等新能源为我们提供了大量清洁电力，另一方面，其发电出力的随机性和不稳定性也给电力系统的安全运行和电力供应保障带来了巨大挑战。
从目前的情况来看，我国电力系统调节能力难以完全适应新能源大规模发展和消纳的要求，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题。2015年，全年弃风电量高达339亿千瓦时，“三北”部分地区弃风和弃光率超过20%。而火电特别是煤电机组，在未来相当长一段时期仍是我国“三北”地区的主力电源。通过对煤电机组改造，释放其潜在的灵活性，可有效提高我国电力系统调节能力，是我国推进高效智能电力系统建设的重要内容。
中国能源报：行业内公认的调峰电源顺序是抽水蓄能、燃气机组、有可调库容的水电机组，煤电机组排最后。
韩水:对，我们此次之所以推动火电灵活性改造，提升其调峰能力，就是在综合考虑了抽水蓄能建设周期、燃气调峰机组建设规模之后，判定电力系统的调峰需求仍然需要煤电机组调峰能力的进一步提高才能得到满足。火电灵活性改造与抽水蓄能和燃气调峰机组的建设并不矛盾。“十三五”期间，我们也将力推这两种调峰机组的建设。
中国能源报：我们注意到，此次示范试点项目主要集中在可再生能源消纳问题较为突出的“三北”地区。该地区的火电调峰现状如何？
韩水：2015年，“三北”地区的煤电机组装机容量达到4.4亿千瓦。在实际运行中，我国纯凝机组调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%；而丹麦和德国等地区的纯凝和抽凝机组的调峰能力可以达到60%-80%的额定容量。因此，全国煤电机组灵活性提升的潜力是巨大的。
因势利导开展工作
中国能源报：信息显示，此次试点也是落实《关于建立中丹火电灵活性合作伙伴关系的谅解备忘录》有关要求的举措之一。
韩水：是的。其实，全国在将火电灵活性用作调峰的实际应用并不多。目前，我国有关煤电灵活性的探索主要关注纯凝机组锅炉的低负荷运行能力，有关快速增减负荷、快速启停以及热电联产机组热电解耦运行的探索较少。科学地引进国外先进经验，有利于加快各项工作的实施。
在可再生能源快速发展的大背景下，丹麦火电机组近20年来持续不断地优化灵活运行能力，其在热电机组热电解耦改造、火电机组快速增减负荷和快速启停改造、灵活运行衍生问题处理以及燃料灵活性改造等方面积攒的技术和经验，需要我们重点关注和借鉴。
本次示范试点工作就是旨在探索并确立“安全可靠，经济可行，易于推广”的技术路线，为未来更大规模的工程实施积累技术和经验。
中国能源报：试点工作预期将取得怎样的效果？
韩水：我们希望通过组织协调各相关单位，抓紧研究落实示范试点项目的具体改造技术方案，并通过相关支持政策和激励机制加大推进力度，力争今年年内完成改造。
本次示范试点工作的重点是降低煤电机组的最小技术出力，提升机组调峰能力。在开展示范试点工作的过程中，鼓励示范试点电厂适当积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间的相关经验。
预期将使热电机组增加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%。
中国能源报：换言之，这将较目前调峰能力平均提升了20%左右。
韩水：是的，总体来看，此次试点示范工作涉及超过1200万千瓦的煤电机组，改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力，每年可多消纳风电等清洁能源电量约40亿千瓦时。
中国能源报：提升灵活性改造投入成本如何？
韩水:火电灵活性改造的初始投入和运行成本与机型特点和改造方案有很大关系。
根据我们的前期调研，火电机组灵活性改造的单位成本一般在50-200元/千瓦之间，更为详细的经济性指标需要在示范试点工程的实施中逐步厘清。
中国能源报：有何相关支持政策和激励机制？
韩水：建立良好的政策和激励机制是推动火电灵活性改造实施的重要保障。当前，我国正处在电力市场化改革的过渡时期，政策和激励机制的需要符合电力市场化改革的整体要求，并统筹考虑现实基础、改革适应性、实际效果管控以及可支撑改造规模等因素。
目前，我们正在研究的支持性政策机制包括完善调峰辅助服务补偿标准、推动调峰服务的市场化交易、建立峰谷分时电价等措施。东北能源监管局即将开始推行的辅助服务市场，就将是一个很好的政策样板。
发电企业积极参与
中国能源报：《通知》中16个典型项目试点的选择标准是什么？
韩水：在前期技术路线调研基础上，经综合比选，我们选取了可再生能源消纳问题较为突出地区的16个典型项目进行试点，主要分布于辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等省区，涉及华能、大唐、华电、国电、国电投、神华、国投电力、铁法煤业等多家发电集团。
选取原则主要考虑：一是兼顾中央和地方发电企业积累改造经验的需要；二是重点针对可再生能源消纳问题和用电用热矛盾较为突出的地区；三是优先大城市周边、热负荷充足地区，充分发挥热电解耦效果；四是兼顾“十三五”期间电力系统调节能力提升工程对纯凝机组改造的要求。
中国能源报：项目涉及企业对此的相应态度如何？
韩水：在示范试点工程项目征集的过程中，我们充分听取了各发电企业意见，并按照自主自愿的原则组织项目申报，主要的发电集团均申报了示范试点项目，这也表明各发电企业对此项工作的支持。
未来，随着电力市场化改革的深入和波动性可再生能源的增多，煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。对于发电企业而言，通过示范试点工程做好技术和经验储备，有利于在未来的电力市场中体现出更大的价值。
