本刊記者  周慧之

“我們現在的電源規劃思路是,煤電和新能源之間差不多‘水多了加面、面多了加水’。從中長期來看,這種思路肯定是不行的。”華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海在4月3日挙行的中國煤控項目電力報告發布會上表示。

該項目由華北電力大學電力行業煤控課題組承接,并發布了最新研究成果——《持續推進電力改革提高可再生能源消納》(以下簡稱《報告》)。

“必須把這種規劃理念從根本上扭轉過來。”

袁家海認為,現在以新能源為優先級,規劃了這么多新能源,要得到好的消納，就要思考我們到底需要怎樣的電源結構,需要怎樣的電網結構。“倒逼電源結構進行系統性、整體性的改革,棄風問題才有可能得到根本解決。”

與此同時,《報告》指出,要盡快開展“十三五”電力規劃中期評估和動態調整工作,以可再生能源優先、電源結構系統優化為原則,適當調低煤電裝機規劃目標。盡快根據十九大精神要求制訂能源革命實地方案,明確煤電的中長期定位和在電力系統中承擔角色的路徑圖。

90%的棄風發生在供暖季

“我們去吉林調研,吉林90%的風都是在160天的供暖季里棄掉的。”袁家海感慨。

擁有風電資源的吉林,同樣存在棄風的困境。2015年,吉林的棄風率一度高達32%,風電利用小時遠低于全國平均水平。

這與該地區熱電聯產機組占比高有關?！秷蟾妗方忉專崞陂g,為了保證居民供熱實行以熱定電方式運行,系統最小出力難以壓縮,這就使得風電即使在大風期發電空間也有限。吉林的棄風現象,也主要是發生在長達160天的供暖季當中據袁家海介紹,“三北”地區70%以上的機組都是熱電,即使開到最小,也是50%的充電水平。再往下壓的話,會影響到正常的供熱。在這種情況下,國內很多省份的風電已經沒有任何接納空間了。“頭兩年的吉林就是這樣的情況。”

河北是類似情況。由于河北北部電網直接調度的所有火電機組全部為供熱機組,冬季供熱期可用調峰幅度僅為15%-25%,遠低于常規燃煤機組50%左右的調峰能力。2015年春季,冀北電網因調峰困難累計限電17次。而在冀北電網累計棄風電量當中,因調峰因素的棄風量占到了99.6%。

《報告》建議,三北地區要控制常規煤電增長,并以供熱需求為基礎,合理推進背壓機組等量(減量)替代大型熱電聯產機組。另外地方政府也要充分考慮區域電網接受能力,合理規劃風電裝機。在吉林省的“十三五”能源規劃中,已經規劃了一批背壓機組熱電聯產項目256萬千瓦，預期可以替代700萬千瓦抽凝機組的供熱能力,進一步促進風電消納。

靈活性改造可行但有局限

到底該如何認識火電靈活性改造的作用?

袁家海表示,當前中國電源結構以火電為主,至少在5-10年時間當中,這個結構都很難有根本性改變。在這樣的情況下,靈活性改造確實是近中期促進新能源消納最有效的措施,而且是速效之策。但它有局限性,只能發揮到相應空間。

根據《報告》,火電靈活性改造的技術路線主要包括五個方面: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;四是熱電聯產機組熱電解耦;五是鍋爐燃料靈活可變。

其中,深度調峰改造和熱電解耦是火電機組靈活性改造的重點。對于熱電聯產機組來說,以熱定電方式導致機組發電負荷難以降低,特別是在棄風棄光嚴重的三北地區,熱需求大,熱電機組占比高,供暖季調峰十分困難。因此技術關鍵在于實現熱電解耦。

靈活性改造存在明顯的天花板。“改造之后,最小出力還是有過不去的時候。而且也不太可能通過頻繁的啟停操作方式來接納新能源。從節能和減排上來說,更加得不償失。”

袁家海舉例說,一次30萬機組的冷態啟動,差不多是正常煤耗的10個小時,但是這一次冷態啟動能把10小時正常煤耗所用的煤或者所發的煤電完全替代掉嗎?“不可能的。”

燃氣發電由于啟停時間短、不存在額外的效率損失和排放懲罰的問題,從能效和減排角度考慮,都是可行的調峰電源選擇。“問題是我們沒有那么多天然氣機組,我們規劃到2020年最多500萬千瓦調峰機組。”袁家海表示，“這是我們在三北地區的大賬。”

《報告》建議,三北地區要根據實際條件進一步規劃建設一批抽水蓄能電站和天然氣發電裝機,最大程度挖掘系統靈活性能力。

考慮到煤電在一段時期內依舊占據重要地位?！秷蟾妗氛J為要明確煤電中長期定位,考慮對部分機組采取戰略封存方式,在系統需要調峰時充當應急電源。或在企業自愿的前提下,將個別接近投產的援建機組及時啟動為戰略備用電源,戰略備用電源無年度發電計劃、不得進入中長期約和現貨市場。其固定運行費用可從電網備用費中列支，短期運營成本全部從輔助服務市場中補償。