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，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，国家能源局今年6月28日下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，共计16家提升火电灵活性试点项目。今年7月28日，在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上，国家能源局综合司下发《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》，确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。

　　2015年，全国6000千瓦及以上火电设备平均利用小时4329小时，预计在“十三五”期间将继续大幅下降。近期国家陆续出台了多项重大改革举措的文件，对我国电力体制和价格机制改革做出了全面部署。未来随着竞争性电力市场的建立，火电运行方式将逐步由计划上网过渡到竞价上网模式，同时可能推进建设多种辅助服务市场。而目前，我国火电仍实行标杆电价上网体制,火电灵活性调峰等成本相关政策迫切于今年年底前出台。根据近期陆续出台的相关政策，下一步将逐步放开竞争性环节价格，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成由市场决定能源价格的机制。针对东北风电、核电快速发展的实际，新办法改变了只在火电机组内部进行补偿和分摊的模式，将风电、核电作为重要市场主体纳入调峰机制，实现风火、核火之间的互补互济。

　　事实上，火电的灵活性改造与我国新能源发展不无关系。与新能源相比，煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时，煤电和新能源之间可形成协作关系，但当煤电规模超过一定阈值时，两者之间就会发展成为竞争关系。原因在于，当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言，高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择，而这也是国家近期推进煤电灵活性改造的主要原因之一。开展示范试点工作的过程中，电力规划设计总院、西安热工研究院、华电电力科学研究院、国电科学技术研究院、上海发电设备成套设计研究院、上海电气、哈汽、烟台龙源、华北电力大学、吉林省电力科学研究院等单位联合项目试点单位，积极启动科研及实施改造的具体方案，鼓励示范试点电厂积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间等相关经验。

　　提高火电灵活性，包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。目前，我国纯凝机组在实际运行中的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%。通过灵活性改造，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%。

　　目前主流技术中，不停炉超低负荷调峰技术可实现火电机组不停炉超低负荷（20%额定负荷）调峰，实现机组快速爬坡达到所需负荷，减少锅炉启停时间。针对燃煤机组弹性运行控制、增加储热装置实现“热电解耦”，在调峰困难时段通过储热装置热量供热，降低供热强迫出力；在调峰有余量的时段，储存富裕热量。对热电/纯凝机组本体进行深度改造，降低锅炉最小出力以及机组最小技术出力，优化燃烧器以及给水流量的控制策略，优化磨煤机控制策略。通过为间接燃烧系统加装储煤设备、调整连接方式、降低燃烧系统惯性。为解决电网峰谷差日趋增大而机组调峰能力不足的问题，深度开发锅炉调峰潜力，在确保锅炉炉效及环保设备全程安全、高效投运的前提下，可实现机组不停炉20%额定负荷调峰，同时，富氧不停炉超低负荷调峰系统可全程实现智能指控，调控及时、迅速，可根据电网实际需求，快速完成机组启停及升负荷过程，大幅缩短机组单次启停时间及爬坡时间。

　　随着经济发展，社会对电能的需求不断增长，电网容量不断扩大，用电结构亦发生变化，各大电网的峰谷差日趋增大，电网目前的调峰能力和调峰需求之间的矛盾愈发尖锐，低谷时缺乏调峰手段的问题将更为突出。电力市场化改革的深入以及波动性可再生能源的增多，将使煤电机组逐步由提供电力、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。结合电力系统调节能力提升工程，充分发挥火电灵活性改造在提高系统调峰能力和促进新能源消纳方面的重要作用，从而提升机组灵活性，得以及时响应电网调控，将有利于推进我国高效智能电力系统建设。