第二，发挥煤炭的灵活调节作用，需健全完善电力调峰价格补偿机制，提高煤电参与系统调峰的积极性。从成本端来看，煤电作为调峰机组既要求增加灵活性改造投资，也会导致煤耗、运维等成本上涨。但现有调峰补偿机制尚不能为煤电调峰提供合理经济回报，煤电企业难以覆盖灵活性改造投资和调峰损失。加之煤电企业电量收入将伴随煤电发电小时数降低而逐步减少，煤电调峰的积极性普遍较低。因此，亟须通过政策手段对进行调峰的煤电企业予以合理补偿。短期内，考虑适度提高煤电调峰补偿额度，减轻系统调峰给煤电企业带来的高成本负担，激发煤电机组灵活性改造投资的积极性;中期内，按照“谁受益、谁补偿”的原则，尽快打通用户侧参与辅助服务成本分担的环节，健全煤电调峰补偿分摊机制;长期内，则要进一步完善煤电价格形成机制和容量成本回收机制，让市场价格充分反映煤电在电力支撑和系统调节方面的双重价值。

　　第三，综合考量煤电调峰与新能源消纳的系统性成本，优化确定经济技术最优的新能源利用指标。随着技术迭代和规模化发展，风光等新能源发电成本持续降低，但高比例新能源消纳的系统性成本却在不断上涨。同时，伴随新能源渗透率的大幅提高，煤电机组频繁参与系统调峰还可能降低机组运行的安全性和稳定性。因此，在电源侧，要辩证看待新能源消纳问题，根据各地的电源结构和负荷特性设定相对合理的新能源消纳阈值，避免片面追求新能源一刀切式的百分百消纳。尤其是在风光发电装机占比达到30%以上之后，更要综合考量系统调峰的经济成本和安全因素，必要时可以通过合理优化风光的发电时长，缓解调峰压力，降低整体系统成本，平衡好新能源消纳与电力系统经济性、安全性之间的关系，找到经济最优、技术最优的发展路径。在电网侧，则要加强数字化、智能化电网支撑，提高新能源出力的负荷短期预测水平，为煤电机组预留调峰安全裕度创造有利条件，促进新能源电源与煤电调峰机组高效配置和互补发展。

　　来源：经济参考报

　　作者：厦门大学中国能源经济研究中心教授