需求明确、政策支持，为何改不动?“相比超低排放改造等硬要求，灵活性改造并不具备强制性。到底改不改，电厂自己也要算算账。尤其是像我们这种国有企业，对投资回报率有明确考核，还涉及投资追责等后续问题，投资能力与盈利水平是前提。前景不明，谁会轻易投一大笔钱?反过来说，如果真的赚钱，谁又不愿改造呢?”某电厂负责人向记者直言。

据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500—1500元。加上后期运维、煤耗等成本，若没有合理经济回报，电厂难以承担调峰损失。“目前，大部分地区为煤电提供的辅助调峰服务补偿偏低，激励不足是改不动的根本原因。”张熙霖表示，由于各地区电力供需、电价情况均有不同，多地尚未建立起相应激励机制。此外，按照“谁使用谁付费”原则，目前煤电调峰补偿主要来自风电，随着风电即将进入平价时代，其自身边际利润已经很低，风电分摊调峰成本压力也加大。

据叶春介绍，东北之所以推得快，根本动力在于电厂可取得可观的经济回报。“2014年起东北电网开始试行辅助服务补偿机制，补偿规模和费用稳定增长，2015年到2019年上半年累计补偿费用超过80亿元。煤电灵活性改造的投资可通过辅助服务市场获得回报。”

叶春进一步指出，东北电力辅助服务市场有其特色，一是调峰机组可获得部分计划电量补偿，二是辅助服务补偿费用分摊中，煤电比重逐步下降，风光核比重逐步上升。这既有利于激励煤电进行灵活性改造为新能源调峰，新能源也能获得更多上网空间，从而实现双赢。“相比之下，其他地区有待进一步完善。”

“既是技术问题，也是经济问题，还涉及体制机制的完善，需多方共同努力”

“未来，煤电将由提供电力、电量的主体电源向电量、电力调节型电源转变。”在叶春看来，我国现有煤电机组10.4亿千瓦，大部分具备灵活性改造条件。通过改造，纯凝机组最小技术出力可达30%—35%额定容量，部分机组可达20%—25%;热电联产机组最小技术出力达到40%—45%额定容量，部分机组实施热电解耦可以100%进行调峰。“从提高和优化整个电力系统调节能力角度讲，对现有煤电机组进行改造利大于弊。”

张熙霖表示，由于我国煤电基数大，完成这样的角色转换，需要一定的时间。“灵活性改造既是技术问题，也是经济问题，还涉及体制机制的完善，需多方共同努力。首先是建立市场机制，推广并完善电力辅助服务补偿机制。不仅要让电厂在合理时间内收回改造投资，更应让改造成为其重要的利润增长点。电网也要制定合理调度体系、优化调峰辅助服务市场运营规则。用科学化、智能化调度，提高整个电网运营的经济性和高效性。”

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，不同地区的情况存在差异，灵活性改造并不意味着越多越好，而应根据当地电力供需状况和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生能源发展与替代潜力等条件，科学预测本地区调峰规模总量。“建议各地区以年度的形式确定提升煤电灵活性配套改造方案。结合电厂自身情况制定改造方案，避免出现过度改造和改造之后服务效果差的现象。”

叶春提出，“十四五”期间，可分地区、分机组容量有序实施改造。在新能源发电装机占比较大的“三北”地区，及核电利用小时数较低的广西、福建等地，对30万千瓦及以下和部分60万千瓦煤电机组进行灵活性改造，作为系统的调节电源。

叶春还表示，应尽快制定煤电灵活性改造标准规范，对现有煤电厂技术标准进行修编，“三北”地区新建煤电需达到相应灵活运行标准，新建热电机组应实现“热电解耦”技术要求。