研究成果 | 煤電機組靈活性運行政策研究

金馬多多 2020-07-28

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（摘要版）

來源 | 中電聯(lián)官網(wǎng)

一、新能源發(fā)展及消納

（一）發(fā)展現(xiàn)狀及展望

新能源呈現(xiàn)持續(xù)快速發(fā)展態(tài)勢。截至2018年底，我國風電、太陽能發(fā)電裝機達到3.6億千瓦，占總裝機的18.9%；年發(fā)電量5435億千瓦時，占總發(fā)電量的7.8%。新能源技術(shù)加快突破，成本顯著下降，步入平價上網(wǎng)時代。2018年我國風電、光伏發(fā)電平均度電成本分別降至0.35～0.46元、0.42～0.62元，已接近煤電脫硫標桿上網(wǎng)電價。預計2025、2035年，我國新能源裝機將分別達到7億、14億千瓦。

（二）消納問題及措施

近年來，為提高新能源消納能力，采取了一系列措施，棄電問題有所緩解。2018年，全國并網(wǎng)風電棄風電量277億千瓦時，棄風率7%；全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電棄光電量55億千瓦時，棄光率3%。但是，隨著新能源更大規(guī)模發(fā)展，消納形勢仍然不容樂觀。2018年，甘肅、新疆新能源發(fā)電量占比僅為20%、15%，棄風率高達19%、23%，棄光率分別為10%、16%；預計到2035年全國新能源發(fā)電量占比將超過20%，部分省份將突破30%，新能源消納難題應(yīng)引起高度重視。

新能源消納涉及電源、電網(wǎng)、用戶、政策、技術(shù)等多個方面，解決消納難題需要多措并舉。由于新能源發(fā)電不同于常規(guī)電源，出力具有隨機性、波動性和間歇性特點，系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力與新能源發(fā)電特性直接相關(guān)，是解決新能源消納問題的關(guān)鍵舉措。

二、電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力分析

（一）調(diào)節(jié)能力現(xiàn)狀

我國靈活調(diào)節(jié)電源比重低。我國發(fā)電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不到6%，“三北”地區(qū)新能源富集，風電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調(diào)節(jié)電源不足3%，調(diào)節(jié)能力先天不足。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。

（二）調(diào)節(jié)能力建設(shè)

受資源稟賦等因素限制，靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)遠不及新能源、核電發(fā)展速度。抽水蓄能電站受站址資源和建設(shè)工期限制，氣電受氣源、氣價約束，發(fā)展規(guī)模有限。現(xiàn)階段儲能技術(shù)受制于經(jīng)濟性、安全性，尚不具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件。預計到2025年，風電、太陽能發(fā)電和核電裝機為7.8億千瓦，占總裝機的比重為28%，相比2018年提高9個百分點；抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源為2.6億千瓦，僅占總裝機比重的9.4%，相比2018年提高不足3.5個百分點。因此，為滿足更大規(guī)模新能源發(fā)展要求，需要進一步提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

三、煤電靈活性改造技術(shù)經(jīng)濟分析

煤電靈活性改造技術(shù)成熟，經(jīng)濟合理，是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的現(xiàn)實選擇。

（一）技術(shù)性分析

目前我國在運煤電機組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%。純凝機組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩(wěn)定性以及汽輪機和主要輔機的適應(yīng)性。目前國內(nèi)試點示范項目通過靈活性改造，最小技術(shù)出力可低至30%～35%額定容量，部分機組可以低至20%～25%。熱電聯(lián)產(chǎn)機組靈活性提升路線主要包括：熱水蓄熱調(diào)峰技術(shù)，固體電蓄熱鍋爐調(diào)峰技術(shù)，電極鍋爐調(diào)峰技術(shù)，切除低壓缸技術(shù)，余熱回收供熱技術(shù)，主、再蒸汽減溫減壓供熱技術(shù)等。改造后，熱電聯(lián)產(chǎn)機組最小技術(shù)出力達到40%～50%額定容量，部分“熱電解耦”改造最小技術(shù)出力可進一步降低。改造后，機組能夠達到環(huán)保要求。

（二）經(jīng)濟性分析

煤電靈活性改造單位千瓦調(diào)峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，但計及消納風、光、核發(fā)電量后，綜合供電煤耗下降、系統(tǒng)整體能效提升。另外，在機組低負荷運行時，百萬千瓦、60萬千瓦的大機組比30萬千瓦機組能效下降更明顯，應(yīng)優(yōu)先考慮30萬千瓦及以下、部分60萬千瓦亞臨界機組進行靈活性改造。

四、煤電靈活性改造進展及輔助服務(wù)政策執(zhí)行情況

（一）靈活性改造進展

截至2019年5月，“三北”地區(qū)累計完成煤電機組靈活性改造5078萬千瓦，僅完成“十三五”規(guī)劃目標的24%。國家遴選的22個試點項目中，東北地區(qū)完成80%，華北地區(qū)完成25%，西北地區(qū)完成較少。

（二）輔助服務(wù)政策執(zhí)行情況

全國多數(shù)?。▍^(qū)）為適應(yīng)新能源、核電消納要求，在“兩個細則”基礎(chǔ)上，對輔助服務(wù)政策進行了調(diào)整，都加大了對靈活調(diào)節(jié)電源的補償，棄風棄光問題和核電利用水平得到明顯改善。總體來看，我國輔助服務(wù)補償水平偏低。2018年，全國輔助服務(wù)補償費用占上網(wǎng)電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。東北三省于2016年出臺輔助服務(wù)補償政策，補償力度較為合理，企業(yè)改造積極性高，2018年東北三省棄風已降至3.7%，核電利用小時同比提高1466小時；福建鼓勵煤電機組參與調(diào)峰并獲得補償，增加了電網(wǎng)的調(diào)度優(yōu)化空間，2018年核電利用小時同比增加700多小時。西北、華北地區(qū)補償政策執(zhí)行較晚，部分?。▍^(qū)）補償水平偏低，新疆、甘肅、內(nèi)蒙古的棄風棄光率仍偏高，有待進一步完善相關(guān)政策。

五、國外輔助服務(wù)相關(guān)市場機制經(jīng)驗與啟示

（一）國外煤電靈活性改造經(jīng)驗和啟示

國外存在利用煤電靈活性改造、增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進新能源消納的先例。丹麥、德國的經(jīng)驗表明，煤電靈活性改造技術(shù)是可行的。丹麥煤電機組改造后最小出力低至15%-20%，德國為25%-30%。完善的電價機制是煤電靈活性改造的驅(qū)動力。丹麥的火電利用小時數(shù)從調(diào)峰前的5000小時下降到了調(diào)峰后的2500-3000小時，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

（二）國外典型電力市場的輔助服務(wù)產(chǎn)品

已形成成熟的電力現(xiàn)貨市場的國家，并未針對調(diào)峰輔助服務(wù)設(shè)置單獨的補償，主要是采取現(xiàn)貨市場的邊際價格出清機制，通過不同時段的價格信號，來引導市場成員在高峰和低谷時段調(diào)整出力。我國電力現(xiàn)貨市場處于起步階段，市場化機制較為復雜，尚需較長的建設(shè)時間，且試點工作中未將調(diào)峰輔助服務(wù)作為市場組成部分，短期無法依靠現(xiàn)貨市場全面反映靈活性改造成本，難以有效引導企業(yè)實施靈活性改造。

（三）國外典型容量市場經(jīng)驗與啟示

國外成熟的電力市場已建立起配套的容量市場機制。通過稀缺資源的價格信號有效激勵發(fā)電側(cè)資源配置，實現(xiàn)優(yōu)化系統(tǒng)運行的目的。我國現(xiàn)行的電價交叉補貼還較為復雜、電價形成機制尚未理順，建立容量市場、制定兩部制電價還比較困難。隨著電力系統(tǒng)發(fā)展，未來抽水蓄能、氣電、煤電靈活性改造以及儲能項目、電動汽車等系統(tǒng)調(diào)峰資源的規(guī)模將越來越大、品種越來越多，我國應(yīng)盡早布局謀劃建設(shè)容量市場，探索適應(yīng)我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機制。

總的來看，我國尚未建立容量市場，現(xiàn)貨市場剛剛起步，當前，推動煤電靈活性改造應(yīng)立足輔助服務(wù)補償政策，加大補償力度。

六、有關(guān)建議

一是完善輔助服務(wù)補償政策，保障煤電靈活性改造項目取得合理收益。按照“成本合理收益”和“誰受益、誰補償”的原則，確定煤電機組靈活性改造有償調(diào)峰的補償水平，完善輔助服務(wù)補償政策，成本應(yīng)包括改造投資、新增加的運維成本，還要考慮煤電機組低負荷運行期間增加煤耗和少發(fā)電量等因素；受益方主要是風電、光伏發(fā)電、核電及未參與深調(diào)的煤電機組。用于調(diào)節(jié)用電負荷的調(diào)峰容量，應(yīng)通過電價調(diào)整進行疏導。各電網(wǎng)新能源接納能力不同，應(yīng)按照差異化原則，因地制宜完善輔助服務(wù)補償政策。針對當前已超出合理棄電水平的新疆、甘肅、內(nèi)蒙古，以及新能源資源較豐富、后續(xù)發(fā)展目標較大的?。▍^(qū)），應(yīng)加大有償調(diào)峰補償力度，切實保障煤電靈活性改造項目取得合理收益，激發(fā)煤電企業(yè)靈活性改造積極性。

二是加強規(guī)劃引導，有序安排煤電靈活性改造項目。對于國家已確定的煤電靈活性改造項目，應(yīng)加強督導，確保按規(guī)劃完成。盡快制定“十四五”新能源發(fā)展目標和開發(fā)布局，有序安排煤電靈活性改造項目。重點對30萬千瓦及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調(diào)峰的主力機組，甚至參與啟停調(diào)峰。對于新能源消納困難的“三北”地區(qū)、限制核電出力的廣西、福建等省區(qū)，可考慮部分60萬千瓦亞臨界煤電機組進行靈活性改造參與深度調(diào)峰。當棄電率控制在合理范圍時，不予安排新的改造項目，防范改造項目過剩，增加承擔補償費用的企業(yè)負擔。

三是發(fā)揮市場機制作用，適時出臺容量電價和擴大靈活性交易品種。逐步推動補償政策向市場機制過渡，適時出臺兩部制電價；進一步完善現(xiàn)貨市場，豐富交易品種，特別是靈活性資源和備用資源交易品種，做好現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)政策銜接；適度拉大峰谷電價價差，發(fā)揮市場發(fā)現(xiàn)價格、形成充分競爭的作用，加強需求側(cè)管理，合理引導電力消費，促進電力生產(chǎn)與消費的資源優(yōu)化配置。

四是優(yōu)化煤電靈活性改造技術(shù)路線，確保機組安全經(jīng)濟運行?？偨Y(jié)和借鑒國內(nèi)外煤電靈活性改造經(jīng)驗，優(yōu)化純凝、供熱機組靈活性改造技術(shù)路線，開展有關(guān)標準制定和修編工作；做好煤電靈活性改造機組運行維護和壽命管理，加強關(guān)鍵部件檢驗檢測，適當預留調(diào)峰安全裕度，確保機組安全運行。