近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力的指導意見》(以下簡稱《意見》)，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統(tǒng)靈活性、適應性，致力于提高電力系統(tǒng)的調節(jié)能力及運行效率，破解新能源消納難題。其中《意見》明確要求，實施火電靈活性提升工程。“十三五”期間，力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造(含燃料靈活性改造)，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力4600萬千瓦。

火電靈活性改造對促進可再生能源消納到底有何作用?針對這一問題，華北電力大學煤控課題組進行了深入的案例分析與政策研究，4月3日，中國煤控課題組發(fā)布了最新研究報告《持續(xù)推進電力改革提高可再生能源消納》(以下簡稱“研究報告”)，研究報告顯示，火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決風電并網消納的主要措施。不過研究報告也指出，靈活性改造短期內對風電并網消納是可行性最高的路徑，但不能從根本上解決“棄風”問題。加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決“棄風”問題的根本辦法。

火電具有較好的調節(jié)能力

那么何為火電靈活性改造?為什么要進行火電靈活性改造?

據了解，火電靈活性改造即提升燃煤電廠的運行靈活性，具體涉及到增強機組調峰能力、提升機組爬坡速度、縮短機組啟停時間、增強燃料靈活性、實現(xiàn)熱電解耦運行等方面。

之所以要對火電機組的靈活性進行改造，其原因在于需要火電來消納日益增長的風電、太陽能發(fā)電的份額。據估計，到2020年，風電裝機將達到2.3億千瓦左右，太陽能發(fā)電裝機將達到1.4億千瓦左右，兩者加起來接近4億千瓦。對于燃氣機組而言，由于其燃氣成本高和燃氣資源分布問題，難以擔當消納風電、太陽能的重任。

課題組負責人、華北電力大學教授袁家海介紹說，火電靈活性改造的技術路線主要有五個方面：一是純凝機組低負荷運行、深度調峰，二是改善機組爬坡率，提高機組負荷響應速度，三是火電機組快速啟停，四是熱電聯(lián)產機組熱電解耦，五是鍋爐燃料靈活可變。

與新能源等電源相比，火電具有較好的調節(jié)能力。當新能源在電網的比例逐漸擴大時，對調峰電源的需求也逐漸升高。同時當火電規(guī)模被控制在一定范圍內的前提下，煤電和新能源之間可形成協(xié)作關系。

從國際上新能源的消納與發(fā)展經驗來看，不難發(fā)現(xiàn)風電光伏的成就背后離不開包括火電機組在內的調峰電源的支撐。不過，與國際先進經驗相比，我國火電機組由于以煤電為主，還存在靈活性不足的問題，在調峰深度、爬坡速度、快速啟停等方面仍有很大提升空間。

2017年前三季度“三棄”現(xiàn)象有所好轉

研究報告指出，自2016年四季度以來，四大高耗電行業(yè)用電增長較快，推動了全社會用電快速增長。2017年1~11月份，四大高耗電行業(yè)增速同比增長，合計用電量占全社會用電量的比重為28.9%，對全社會用電量增長的貢獻率為19.7%。全年四大高耗電行業(yè)合計用電量增長4.0%。

在煤電同比增長導致煤耗增加的同時，國家能源局通報了2017年前三季度緩解“棄水、棄風、棄光”狀況。前三季度，全國“棄水、棄風、棄光”局面有所好轉，可再生能源電力整體消納水平逐步提高。

袁家海解釋說，2017年“三棄”現(xiàn)象改善的主要原因有：全社會用電量較快增長、輸電通道的進一步建設以及風電光伏裝機逐漸從西部、東北地區(qū)向東、中部地區(qū)轉移的新布局。

課題組根據單位煤耗下降情況和煤電發(fā)電量估算2017年電力行業(yè)實際消耗11.91億噸標煤，比預計減少0.48億噸標煤。其中，“棄風、棄光”問題的改善約貢獻0.11億噸標煤節(jié)約量，可再生能源替代效應約貢獻0.25億噸標煤節(jié)約量，電力行業(yè)能效提高約貢獻0.12億噸標煤節(jié)約量。

研究報告還發(fā)現(xiàn)，2017年可再生能源電力受限嚴重地區(qū)“棄水、棄風、棄光”狀況也明顯緩解。云南、四川水能利用率力爭達到90%左右。甘肅、新疆“棄風”率降至30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古“棄風”率降至20%及以下。甘肅、新疆“棄光”率降至20%左右，青海、寧夏“棄光”率控制在6%以下。其它地區(qū)風電和光伏發(fā)電年利用小時數也基本達到國家能源局2016年下達的本地區(qū)最低保障收購年利用小時數(或棄風率低于10%、棄光率低于5%)。

袁家海以吉林省風電消納為例，詳細解釋了火電靈活性改造對于促進可再生能源消納的貢獻。吉林省擁有豐富的風能資源，卻也面臨嚴重的“棄風”問題。2015年吉林省“棄風”率高達32%，風電利用小時數僅1430小時，遠低于全國平均水平，2016年更是降到1333小時，“棄風”電量29億千瓦時，棄風率仍達30%。“棄風”的主要原因是電力系統(tǒng)靈活性不足，調峰能力差。火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決風電并網消納的主要措施。

從企業(yè)層面看，火電企業(yè)能否從靈活性改造中獲得預期收益才是愿意進行靈活性改造的關鍵。東北作為全國第一個電力輔助服務市場試點，相應的電力輔助服務市場運營規(guī)則目前是最透明和全面的。進行輔助服務市場規(guī)則下靈活性改造電廠的成本收益分析對于進一步完善補償機制、推廣火電靈活性改造有重要意義。

袁家海表示，通過比較發(fā)現(xiàn)，在不同情景下，試點項目的改造收益都大于成本，靈活性改造在經濟性上具有可行性。華能長春熱電廠靈活性改造項目的預計內部收益率高達23.95%，投資回收期僅需5.13年，總投資收益率為17.04%。值得注意的是該改造項目采取合同能源管理模式，由乙方負責全部投資，電廠只需要提供場地，不需要增加額外資本投入;另一方面，由于目前靈活性改造的電廠較少、而深度調峰的補償標準很高，這些因素都給電廠進行靈活性改造提供較大吸引力。

加快電力市場改革是關鍵

對于如何從根本上解決“棄風、棄光”問題，研究報告認為，加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制轉型才是關鍵。

盡管靈活性改造不能從根本上解決“棄風”問題，但在短期內對風電并網消納仍然是可行性最高的路徑。研究報告建議，有序推進火電機組靈活性改造，并不斷完善輔助服務補償政策。要根據要求，繼續(xù)部署火電機組尤其是熱電聯(lián)產機組的靈活性改造，增加“三北”地區(qū)的調峰能力。隨著靈活性改造的項目越來越多，當前過高的補償標準將會導致不可持續(xù)性。

因此在袁家海看來，應一方面有序推進靈活性改造，一方面不斷完善補償政策，避免價格扭曲，推動補償報價向均衡點移動，同時保證改造電廠有合理的收益、促進風電消納及發(fā)電側整體保持經濟性。他建議，修改深度調峰價格機制，變統(tǒng)一出清為按報價出清，這樣可以充分發(fā)現(xiàn)不同機組的實際深調成本，激勵深調成本低、能力大的機組優(yōu)先調峰。

袁家海認為，加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決棄風問題的根本辦法。國外電力市場中并沒有深度調峰這一輔助服務，調峰問題是通過現(xiàn)貨市場的分時電價引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力(負荷)來解決的。為避免因預測準確率不高而導致的對電網安全運行沖擊情況的發(fā)生，調度與系統(tǒng)平衡參與者之間的責任界面必須加以明確區(qū)分。這意味著，加快市場的整體設計與聯(lián)動運作至關重要。