可再生能源正在為世界提供日益增多的清潔電力，然而，傳統的電力系統還不能完全應對風電和光伏大規模接入帶來的波動性和不確定性。日益增多的風電、光伏等可再生能源接入，給世界和中國的電力系統運行帶來了巨大的挑戰。從負荷側、電源側、電網側多措并舉，提升電力系統調節能力，破解新能源消納難題，已經成為中國電力發展的大趨勢。

韓小琪，電力規劃設計總院規劃研究部副主任(主持工作)，教授級高工，主要從事電力規劃、電力項目評審、行業政策研究、行業標準化研究和管理工作。主要參加、主持和牽頭完成過北京、京津唐、華北電網“十一五”、“十二五”規劃，華北電網風電消納規劃，全國重點區域風電輸電系統規劃，國家“十二五”電網規劃研究，國家“十三五”電力規劃研究，“十三五”風電和光伏電力輸送與消納規劃研究，全國電力體制改革評估，電力現貨市場運營與結算系統功能規范及大綱編制，火電年度預警、大型火電基地外送、火電靈活性、電力系統調節能力提升、清潔能源消納、可再生能源配額制等行業政策研究，風電接入電力系統國標、行標編寫，電力系統規劃設計標準體系修編等工作。

為緩解能源危機和減輕環保壓力，中國政府對于低碳綠色發展做出多項重要承諾:2020年單位GDP二氧化碳排放量較2015年下降18%;2020年非化石能源占一次能源消費比例達到15%，2030年達到20%;2030年左右使二氧化碳排放達到峰值，并爭取盡早實現。有鑒于此，風電、光伏等可再生新能源在中國得以充分地開發利用。

“十二五”期間，中國風電、光伏裝機容量年均增速分別為34.29%和168.67%，兩者的裝機規模分別達到1.31億千瓦和0.42億千瓦，預計到“十三五”末期風電、光伏裝機規模將分別達到2.1和1.1億千瓦，均居世界第一位;新能源總發電量也已位居世界第一。

與此同時，當前中國電力系統調節靈活性欠缺、電網調度運行方式較為僵化等現實造成了系統難以完全適應新形勢要求，大型機組難以發揮節能高效的優勢，部分地區出現了較為嚴重的棄風、棄光和棄水問題，區域用電、用熱矛盾突出。就此，《電力設備管理》雜志對電力規劃設計總院規劃研究部副主任韓小琪進行了專訪。

火電靈活性改造之前世今生

隨著全球能源互聯網概念的提出，清潔替代和電能替代理念的推行，可再生能源得以快速發展。預計中國202，2030年一次能源消費總量分別不超過50、60億噸標煤，其中非化石能源分別約7.5和12億噸標煤。

與此同時，風電、光伏等可再生新能源的大規模發展使電力系統面臨的變化性和不確定性顯著增加，其快速響應功率變化、維持電力供需平衡的能力，即電力系統靈活性日益受到關注。而新能源的大規模并網正嚴重加劇電力系統運行面臨的變化性和不確定性程度，從而給電力系統的有功平衡帶來巨大挑戰。

有鑒于電力系統調節能力已經成為當前中國電力發展的最大瓶頸，此項工作也日益得到了電力行業與政府部門的高度重視。

“電力系統調節能力的提升起始于火電靈活性改造。在進行電力十三五規劃研究的時候，應對風電、光伏發電的規劃規模目標的消納，而且隨著產業結構調整，用電負荷峰谷差將不斷增大，隨著城鎮化進程對北方熱電聯產的需求增加，國家能源局電力司的領導便已經意識到了系統調峰問題。

“因為傳統的電力系統都是可控的，這個問題并不突出;但在新能源的比例越來越大之后，整個系統的調峰能力就有問題了，因為新能源發電是波動性和不可控的，這就需要可控的電源為其提供調峰能力。對此。電力司要求我們對調峰問題進行專題研究，首要目標便是一直承擔著調峰主力的火電。”

韓小琪就此指出，除新能源外，從國家既有的電力基礎結構來看，可控電源中，煤電是大多數，此外依次是水電、核電和少量的燃氣發電。

“就水電而言，大庫容水電和抽水蓄電的可控性較強，但大多集中于中東部與南方地區，北方僅青海省有大庫容水電，且抽水蓄電也很少。抽水蓄是一個較好地發展模式，十三五期間抽蓄電站開6000萬千瓦，投產1700萬千瓦左右。但抽蓄站址資源有限且建設周期較長，十三五期間開工建設的抽水蓄能將主要在十三五以后發揮作用。與此相對應的是新能源基本都是在北方、尤其是三北地區，因此十三五期間水電對于新能源的調節作用很小。”

“核電本來就少，整體規模也不大，而且大部分建于東南部沿海地區，在北方僅遼寧有核電站;而最為重要的是，雖然國際上有國家使用核電進行調峰，但我國從來沒有進行過嘗試，安全性如何也無法保證。”

他說:“氣電在北方基本屬于熱電聯產，承擔有冬季供暖任務，因此并不具備很強的調峰能力，此外高企的成本也是制約其大規模發展的重要因素。”

“就效果而言，氣電調峰效果良好，建設周期也僅為二到三年，從新增的角度來說比較現實，但其建設及運營成本很高;水電則受綜合條件所制約，發展空間有限。但火電靈活性改造與抽水蓄能和燃氣調峰機組的建設并不矛盾，十三五期間也將力推這兩種調峰機組的建設。”

事實上，正是由于這種種原因，對新能源的調峰重擔最終還是落在了火電的身上。

不過，火電的發展也并非完全沒有問題:首先是北方冬季供熱時火電也是供熱源，而要供熱就不能停止發電，因此其調峰能力受限;其次中國的火電機組設計有別于西方，煤機旁路系統設計是30%、而西方是100%。

經過十幾年的持續改造，丹麥、德國的火電機組中，純凝機組的最小技術出力可達到額定容量的25%、最低的可達到20%，在供暖期熱電機組的最小技術出力可達到額定容量的30%、最低的可達10%。相對于中國，兩者最小技術出力分別是40%和70%，差距十分明顯。

對此韓小琪解釋稱，之所以出現如此地設計理念與技術差異，根本地原因在于國情的不同。“和國外火電機組不同，我國長期以來處于電力短缺的困境，所有的設計都是圍繞如何實現最大效率地發電，電力調峰的需求也就是近些年才開始進入視野，因此即便已在著手構建煤機的靈活性，但也還是存在很多地技術性制約。”

有鑒于此，在十三五規劃研究的后期，電力規劃設計總院開始尋找問題的解決辦法，最終發現丹麥與德國在相關領城的技術引領全球，其各種技術指標正是中國想要達到的理想效果。

由此，在國家能源局的支持下，電力規劃設計總院(國家電力規劃研究中心)連橫合縱，承擔起了鏈接東西方技術橋梁的重責:“在新能源大發展的背景下，從經濟以及綜合考慮的角度來看，火電調峰都是中國在當前以及未來可預見的一段時期內最為可行的唯一選擇。”

2016年1月14日，應電力規劃設計總院的申請，國家能源局復函(《國家能源局關于同意建立提升中國火電靈活性協作平臺的復函》[國能電力(2016)11號])，同意電力規劃設計總院牽頭籌建火電靈活性提升協作平臺，組織國內外火電運行靈活性相關技術合作交流、研究制定我國火電運行靈活性升級改造技術路線、牽頭國外先進技術引進推廣和標準化工作、研究相關政策和價格機制，并協助國家能源局開展國內火電靈活性改造示范試點工作。

2016年3月，第一次促進火電靈活性國際技術交流會議隆重召開，會上首次提出火電靈活性的兩個部分:一是運行靈活性，提高已有火電機組(包括純凝與熱電)的調峰幅度、爬坡能力以及啟停速度，為消納更多波動性可再生能源，靈活參與電力市場創造條件;二是燃料靈活性，利用已有的火電設備，摻燒/混燒秸稈、木屑等生物質，實現生物質原料的清潔利用，減少大氣污染。

此次會議也初次提出了中國的火電運行靈活性改造的技術目標，但意料之外、情理之中的是，這個目標卻并沒有采用為大家所推崇備至地丹麥、德國最高標準，而是一個近乎腰斬地“居中值”。

就此韓小琪坦言，這是由中國火電設備的現狀和規模化改造的經濟性所決定的:“這個目標是在性價比可接受的前提下、通過努力可以達到和實現的，如果初期就采用高標準，會不利于整體工作的推進。”

他說:“通過實施火電機組靈活性改造，一般情況下熱電機組可增加20%額定容量的調峰能力，供熱期最小技術出力率達到40～50%，儲熱系統具備5-7小時的運行能力;純凝機組一般可增加15～20%額定容量的調峰能力，部分改造條件較好的電廠爭取達到國際先進水平，在不投油助燃、純凝工況下，機組最小技術出力率達到20～25%。”

此后，國家能源局于2016年6月28日發布《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》，明確為加快能源技術創新，挖掘燃煤機組調峰潛力，提升我國火電運行靈活性，全面提高系統調峰和新能源消納能力，在各地方和發電集團所報建議試點項目基礎上，經委托電力規劃設計總院比選，綜合考慮項目業主、所在地區、機組類型、機組容量等因素，確定丹東電廠等16個項目為提升火電靈活性改造試點項目。

事實上，火電機組運行靈活性改造將是“十三五”期間破解新能源消納難題的最重要舉措。研究表明，對熱電靈活性改造的全社會收益成本比在2～3之間，經濟性明顯高于新建調峰氣電等措施。

“火電靈活性改造的原則有三點:一是效率。火電深度調峰將引起煤耗的顯著上升，應根據新能源消納需求確定合理的火電機組調峰深度;二是排放。靈活性改造會降低機組運行溫度，對脫硫、脫硝的影響是否符合環保要求;三是壽命。就是對機組的負面影響要降到最小。根據丹麥、美國和德國等國經驗，通過合理的設計和優化，靈活運行對機組壽命的影響是可控的。”

韓小琪指出，火電靈活性提升的實施須從物理層(設施改善)、市場層(市場化建設)以及運行層(調度運行)三方面著手，發揮火電的靈活調節潛力。

“物理層完善調度運行機制，實現火電靈活性的最大化利用，建立激勵火電靈活性提升的市場機制試點先行，解決關鍵技術問題，明確技術路線后推廣;市場層完善調度運行機制，實現火電靈活性的最大化利用，建立激勵火電靈活性提升的市場機制;運行層完善調度運行機制，實現火電靈活性的最大化利用。”

據介紹，東北是中國最早為火電靈活性改造提供機制保障的地區，也是最早開始大規模實施火電靈活性改造的地區，早在2014年國家能源局東北監管局便已經推動成立了東北電力調峰輔助服務市場，其原因正是在于東北電網水電、純凝機組等可調峰電源稀缺，而調峰困難已經成為電網運行最突出的問題。

“東北區域建立市場化調峰機制的出發點在于解決電網調峰矛盾，提升東北電力能源整體效率。首先是顯著提高電力系統安全穩定運行水平，減小電網低谷調峰壓力和運行風險，優化電力電量平衡其次是大幅提高電網消納風電、核電能力，最大限度地利用清潔能源，減少化石能源消耗，促進大氣污染防治;再次是通過提升電網調峰能力，大幅緩解冬季熱、電之間矛盾，為東北電力系統保供電、保供熱、保民生工作打下基礎。”

東北的火電靈活性改造效果十分明顯，黑龍江、吉林、遼寧三省的棄風率，從2016年的最高值32%、53%、19%逐年降低，2017年分別是14%、21%、8%，2018年第一季度更是降低到了8.5%、8.1%、2.4%。

在東北的帶動下，山東、山西、甘肅、新疆、福建等地也都先后建設了符合各地實際情況、各具特色的電力調峰輔助服務市場，相關的火電靈活性改造工作也在持續的推進中

就此韓小琪強調，電力調峰輔助服務市場是一個創新性的機制，彌補了電力現貨市場建立與完善前的空窗期，不僅具有鮮明地中國特色，而且也切實滿足了當下的客觀需求:“運行三年多來，在全國各地都取得了豐碩地成果。”