灵活性电源不是免费的“绿叶”

煤电企业不愿改、抽水蓄能不愿建、气电补贴压力大……业界公认的电力系统三大灵活性电源正在遭遇种种发展怪象。问题的根源都与技术无关，真正的“堵点”明确而唯一，那就是电力市场仍缺乏合理的价格传导机制，使得为电力系统提供灵活性的企业，难以获得与建设、运行成本相匹配的回报，亏本买卖自然少人问津。

灵活性电源在电力系统中的重要性，与可再生能源电源在电力系统中的占比正相关。可再生能源发电出力不稳定、波动大、难预测的特性，天然地增加了电力系统维持安全稳定运行的工作量和难度；而灵活性电源则可以根据可再生能源发电和用户侧的波动，快速调节出力，保障电网安全。换言之，“任性”的可再生能源接入电网的发电量越多，电网对于灵活性电源的需求就越强烈。

对于我国目前的电网结构而言，电力系统灵活性的强弱，从某种意义上直接决定了可再生能源发展空间的大小，关乎我国电力行业清洁转型的成败。然而，当可再生能源行业高速发展、清洁电力占比越来越高，本应同步上马的灵活性电源却因为看不到盈利前景而难以作出投资决策，导致实际建设进度与需求严重脱节。

可再生能源的边际发电成本极低，但灵活性电源为了平抑可再生能源的波动，不仅需要额外的建设投资，还要付出额外的运行成本：灵活性煤电需要牺牲机组运行效率、提高煤耗来压低负荷；抽水蓄能要在抽水、发电的过程中承担能量转换带来的效率损失；燃气调峰电站需要负担高昂的燃料成本。可以说，为了衬托起可再生能源这朵“大红花”，扮演着“绿叶”角色的灵活性电源为可再生能源的“任性”买了单，但谁来为造价不菲的“绿叶”买单呢？业界的共识是，建立合理的价格机制，让灵活性电源拥有合理的收入。这也是电力系统实现清洁低碳、安全高效的必要条件。

那么究竟怎样的电价才算合理？探索已有之。以煤电灵活性改造为例，一些省份出台了针对煤电机组调峰的补贴政策，当机组按照调度要求降负荷运行时，可以根据规则享受一定的电价补贴，以此激励地方煤电企业进行灵活性改造。但依赖政府补贴的局限性也十分明显：受地方财政的制约，补贴总量有限，且随着总量增加，补贴水平难以长期保持，可再生能源补贴的退坡就是前车之鉴。一旦补贴力度减弱，改造成本的回收失去保障，煤电灵活性改造势必再度陷入困境当中。

提高灵活性电源建设的积极性，必须让灵活性电源在平抑波动、快速调节方面的价值得到充分体现。为实现这一目的，电改的步子必须迈得更大一点、更快一点。无论是推动电力中长期市场带负荷曲线交易，还是将调峰市场融入现货市场当中，其目的都在于让市场供需双方了解并接受电力商品的真实成本和价格，让电力价格信号贯穿整个电力系统，进而提升电力系统的整体运行效率。

有了价格信号的引导，发电企业才能告别“等、靠、要”，把灵活性调节纳入自身经营工作的一环，根据峰、谷期的市场供需情况自行决定机组出力和报价；不同时段用电价格的差异，也将引导电力用户根据自身生产情况调节负荷，自行“削峰填谷”。放眼未来，随着电池技术的进步与普及，电动汽车“倒送电”、用户侧储能等都可能成为新兴的灵活性资源，共同为电网安全稳定运行作出贡献。而这一切的前提，就是建立一个能够形成有效价格信号的市场，让市场主体在价格信号引导下主动参与调节，而非被动等待调度指令。

“补贴”能做到的只是对弱势方的暂时扶持，“价格”才是成熟市场的通货。当高价值的灵活性调节服务被市场竞相购买，发电企业自然愿做这份生意。面对未来持续攀升的灵活性电源需求，一个定价合理的市场必不可少。