近期，多地对火电灵活性改造再提要求。4月，重庆市生态环境局发布《重庆市应对气候变化“十四五”规划（2021—2025年）》，提出完善火电灵活性改造政策措施和市场机制，加快推动30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造；5月7日，宁夏回族自治区科学技术厅印发《宁夏能源转型发展科技支撑行动方案》，要求研究老旧煤电机组的延寿改造、节能提效改造、灵活性提升改造等综合改造技术。此外，天津、贵州、安徽等地均于近日提出了加快煤电机组灵活性改造的新要求。

有分析观点认为，灵活调节电源占比或将成为保障电力系统运行效率的重要指标，并将成为适应高比例新能源电力规划的新内容。

今年3月，国家发改委和能源局出台《“十四五”现代能源体系规划》，就“能源系统效率大幅提高”提出了“到2025年，灵活调节电源占比达到24%”的电源结构优化调整目标；在此之前国家发改委、国家能源局联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，进一步明确了“‘十四五’期间实施节能降碳改造3.5亿千瓦、灵活性改造2亿千瓦、供热改造5000万千瓦”的目标。

中电联党委书记、常务副理事长杨昆曾表示，我国当前煤电装机容量占比虽然历史性地下降至50%以下，但占总发电量的比重仍在60%左右，仍然是当前我国电力供应的主要电源，要稳步推进煤电由主体电源向调节型电源转变。

来自国家能源局数据显示，截至2021年底，我国煤电装机达到11.1亿千瓦。其中，实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。

国家能源局局长章华建近日撰文指出，根据发展需要合理建设先进煤电，大力实施煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造，“十四五”期间改造规模合计6亿千瓦左右。

对比之下，煤电灵活性改造任务艰巨。所谓“灵活性改造”主要就是对现有煤电厂锅炉、汽机等设备进行技术改造，以提高机组调峰能力。如汽轮机通流改造、锅炉低负荷稳燃能力技术改造，以及将发电机组改造为热电联产机组等。

采访中，记者了解到，成本问题仍是当前制约煤电灵活性改造的重要因素。

有电厂人士分析指出，煤电灵活性改造成本主要包括设备改造带来的技术、人工与材料等直接成本，以及灵活性改造后煤电机组在低负荷工况下的效率降低、煤耗增加成本与潜在安全风险成本。

“粗略计算，火电机组灵活性改造的单位千瓦投资在50元—200元。以30万千瓦机组为例，开展灵活性改造需投入资金上千万元。仅通过参与电力辅助服务市场获益，成本难以收回。”有不愿具名的业内人士向记者坦言。

对此，有业内专家提出，煤电机组“三改联动”要因地制宜、因厂制宜，摒弃“一刀切”。

“灵活性改造的成本，实际上也是新能源发展所需要的成本，是能源转型的系统性成本。”在中国电力企业联合会专家委员会副主任委员王志轩看来，风电、光伏等可再生能源电源与终端用户均应共担整个电力系统的调峰成本，与此同时各地也应积极探索对煤电调峰的补偿机制。 

事实上，为鼓励煤电机组开展深度调峰改造，各地已开始积极探索建立调峰容量市场。

如2021年11月，我国首个调峰容量市场机制正式启动，华北电力调峰容量市场开展正式出清结算，通过市场激励机制挖掘机组深度调峰能力261万千瓦，京津唐电网深度调峰能力同比增长67%。

今年4月，福建能监办印发通知提出，要加大对火电机组深度调峰、启停调峰补偿力度，并增设深度调峰容量市场交易品种，激励引导火电机组开展灵活性改造，充分挖掘电源调峰潜力。

有业人士同时建议，应该根据国家有关政策要求，尽快完善成本分摊和收益共享机制。统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，因地制宜建立发电容量成本回收机制。