机组灵活性改造降低火电出力：破解弃水弃风弃光的务实之举

近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(以下简称《意见》)，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，致力于提高电力系统的调节能力及运行效率，破解新能源消纳难题。其中《意见》明确要求，实施火电灵活性提升工程。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造)，提升电力系统调节能力4600万千瓦。

火电灵活性改造对促进可再生能源消纳到底有何作用?针对这一问题，华北电力大学煤控课题组进行了深入的案例分析与政策研究，4月3日，中国煤控课题组发布了最新研究报告《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》(以下简称“研究报告”)，研究报告显示，火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力，成为当前解决风电并网消纳的主要措施。不过研究报告也指出，灵活性改造短期内对风电并网消纳是可行性最高的路径，但不能从根本上解决“弃风”问题。加快电力市场改革、从计划体制向市场机制过渡才是解决“弃风”问题的根本办法。

火电具有较好的调节能力

那么何为火电灵活性改造?为什么要进行火电灵活性改造?

据了解，火电灵活性改造即提升燃煤电厂的运行灵活性，具体涉及到增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强燃料灵活性、实现热电解耦运行等方面。

之所以要对火电机组的灵活性进行改造，其原因在于需要火电来消纳日益增长的风电、太阳能发电的份额。据估计，到2020年，风电装机将达到2.3亿千瓦左右，太阳能发电装机将达到1.4亿千瓦左右，两者加起来接近4亿千瓦。对于燃气机组而言，由于其燃气成本高和燃气资源分布问题，难以担当消纳风电、太阳能的重任。

课题组负责人、华北电力大学教授袁家海介绍说，火电灵活性改造的技术路线主要有五个方面：一是纯凝机组低负荷运行、深度调峰，二是改善机组爬坡率，提高机组负荷响应速度，三是火电机组快速启停，四是热电联产机组热电解耦，五是锅炉燃料灵活可变。

与新能源等电源相比，火电具有较好的调节能力。当新能源在电网的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高。同时当火电规模被控制在一定范围内的前提下，煤电和新能源之间可形成协作关系。

从国际上新能源的消纳与发展经验来看，不难发现风电光伏的成就背后离不开包括火电机组在内的调峰电源的支撑。不过，与国际先进经验相比，我国火电机组由于以煤电为主，还存在灵活性不足的问题，在调峰深度、爬坡速度、快速启停等方面仍有很大提升空间。

2017年前三季度“三弃”现象有所好转

研究报告指出，自2016年四季度以来，四大高耗电行业用电增长较快，推动了全社会用电快速增长。2017年1~11月份，四大高耗电行业增速同比增长，合计用电量占全社会用电量的比重为28.9%，对全社会用电量增长的贡献率为19.7%。全年四大高耗电行业合计用电量增长4.0%。

在煤电同比增长导致煤耗增加的同时，国家能源局通报了2017年前三季度缓解“弃水、弃风、弃光”状况。前三季度，全国“弃水、弃风、弃光”局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。

袁家海解释说，2017年“三弃”现象改善的主要原因有：全社会用电量较快增长、输电通道的进一步建设以及风电光伏装机逐渐从西部、东北地区向东、中部地区转移的新布局。

课题组根据单位煤耗下降情况和煤电发电量估算2017年电力行业实际消耗11.91亿吨标煤，比预计减少0.48亿吨标煤。其中，“弃风、弃光”问题的改善约贡献0.11亿吨标煤节约量，可再生能源替代效应约贡献0.25亿吨标煤节约量，电力行业能效提高约贡献0.12亿吨标煤节约量。

研究报告还发现，2017年可再生能源电力受限严重地区“弃水、弃风、弃光”状况也明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到90%左右。甘肃、新疆“弃风”率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古“弃风”率降至20%及以下。甘肃、新疆“弃光”率降至20%左右，青海、宁夏“弃光”率控制在6%以下。其它地区风电和光伏发电年利用小时数也基本达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数(或弃风率低于10%、弃光率低于5%)。

袁家海以吉林省风电消纳为例，详细解释了火电灵活性改造对于促进可再生能源消纳的贡献。吉林省拥有丰富的风能资源，却也面临严重的“弃风”问题。2015年吉林省“弃风”率高达32%，风电利用小时数仅1430小时，远低于全国平均水平，2016年更是降到1333小时，“弃风”电量29亿千瓦时，弃风率仍达30%。“弃风”的主要原因是电力系统灵活性不足，调峰能力差。火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力，成为当前解决风电并网消纳的主要措施。

从企业层面看，火电企业能否从灵活性改造中获得预期收益才是愿意进行灵活性改造的关键。东北作为全国第一个电力辅助服务市场试点，相应的电力辅助服务市场运营规则目前是最透明和全面的。进行辅助服务市场规则下灵活性改造电厂的成本收益分析对于进一步完善补偿机制、推广火电灵活性改造有重要意义。

袁家海表示，通过比较发现，在不同情景下，试点项目的改造收益都大于成本，灵活性改造在经济性上具有可行性。华能长春热电厂灵活性改造项目的预计内部收益率高达23.95%，投资回收期仅需5.13年，总投资收益率为17.04%。值得注意的是该改造项目采取合同能源管理模式，由乙方负责全部投资，电厂只需要提供场地，不需要增加额外资本投入;另一方面，由于目前灵活性改造的电厂较少、而深度调峰的补偿标准很高，这些因素都给电厂进行灵活性改造提供较大吸引力。

加快电力市场改革是关键

对于如何从根本上解决“弃风、弃光”问题，研究报告认为，加快电力市场改革、从计划体制向市场机制转型才是关键。

尽管灵活性改造不能从根本上解决“弃风”问题，但在短期内对风电并网消纳仍然是可行性最高的路径。研究报告建议，有序推进火电机组灵活性改造，并不断完善辅助服务补偿政策。要根据要求，继续部署火电机组尤其是热电联产机组的灵活性改造，增加“三北”地区的调峰能力。随着灵活性改造的项目越来越多，当前过高的补偿标准将会导致不可持续性。

因此在袁家海看来，应一方面有序推进灵活性改造，一方面不断完善补偿政策，避免价格扭曲，推动补偿报价向均衡点移动，同时保证改造电厂有合理的收益、促进风电消纳及发电侧整体保持经济性。他建议，修改深度调峰价格机制，变统一出清为按报价出清，这样可以充分发现不同机组的实际深调成本，激励深调成本低、能力大的机组优先调峰。

袁家海认为，加快电力市场改革、从计划体制向市场机制过渡才是解决弃风问题的根本办法。国外电力市场中并没有深度调峰这一辅助服务，调峰问题是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力(负荷)来解决的。为避免因预测准确率不高而导致的对电网安全运行冲击情况的发生，调度与系统平衡参与者之间的责任界面必须加以明确区分。这意味着，加快市场的整体设计与联动运作至关重要。