煤電與新能源不能水多了加面、面多了加水
來源：南方能源觀察 | 0評論 | 2577查看 | 2018-04-13 20:00:00
“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日舉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施方案，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
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“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。《報告》解釋，供熱期間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年春季期間，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。
靈活性改造可行也有局限
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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，靈活性改造確實是促進新能源消納近中期最有效的措施，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點解耦；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。《報告》認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、不得進入中長期合約和現貨市場。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。
較高的補償標準不可持續
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“現在這么高的補償標準，一定會造成大家有機會就改造，或者想辦法改造。”
袁家海說，“目前深調市場不是真正的輔助服務市場，而是電廠和電廠之間提供服務，你調了我不調然后我給你出錢的一個市場，這就會出現行政確定的補償標準承受不住的問題。我估計今年明年這個問題就會非常快的顯現出來。”早期電力系統沒有任何靈活性，補償高一點可以，但不能一直用這樣的標準做。
據介紹，目前補償主要是針對熱電解耦機組的，以后肯定會考慮到常規機組壓最小出力的改造。但這塊相應的改造成本可能更難估，因為監管部門很難掌握不同電廠要穩定最小出力需要的成本。
《報告》指出，隨著靈活性改造的實踐越來越多，當前較高的補償標準是不可持續的，因此必須有序推進火電靈活性改造，不斷完善輔助服務的補償政策，避免價格扭曲，推動補償報價向均衡點移動。
項目組認為，目前深度調峰機制是在計劃框架內做的局部性市場化改進，只是一個深度調峰變相服務。價格怎么定，有一個報價的方式來定。實際上成熟電力市場中是沒有深度調峰這個輔助服務產品的，它不是真正意義上的輔助服務。真正意義上的輔助服務只有調頻、調壓、黑啟動、調項，沒有深度調峰這項服務。國外主要通過分時電價引導市場主體在高峰和低谷時段調整出力來解決。
新動能時期的兩大不確定
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在過去，重工業和第二產業用電與全社會用電量趨勢是一致的，舊動能直接決定著電力消費走勢。從2014年開始，中國經濟開始進入新常態，經濟增長的新舊動能也處于切換階段。
隨之而來的問題是，進入新動能時期的電力消費走勢又會是什么樣？袁家海認為，有兩大不確定性的因素。
第一是電能替代。在電力過剩尤其是強力治霾改善空氣的背景下，電能替代受到了前所未有的重視。
“目前已經宣布到2020年電力替代要完成4500億度電的目標。據國網的數據，2017年就完成了差不多1000億度電的目標。所以這是我們這兩年電力消費增快的一個很大的動因。”袁家海表示。
電能替代對于需求側管理也提出了現實要求。
《報告》提到，影響煤電供給側改革最大的不確定性因素來自需求及負荷增長。在穩步推進電能替代的同時，須著力發掘電力市場化改革中的需求側資源，充分重視需求響應對優化負荷曲線、保障電力平衡、抑制電源投資不合理增長的功能。建議有關部分盡快把需求響應納入電力規劃。
第二是高耗能行業的退出。“大家都知道它要退，問題是什么時候退，這里還有很大的不確定性。”
袁家海說，2014年和2015年電力消費之所以出現超低增長，是因為中國經濟失去了舊動能，而新動能還未成長起來。到了2016年、2017年，新動能已經初步成型。“至少從高附加值產業來看，新動能成型了。2018年頭兩個月高附加值制造業用電數據增長將近20%，非常快。”
但在其看來，到目前為止，舊動能并沒有真正的退出。2018年之后一定會出現新動能加速發展，舊動能退出。“這里存在不確定性，不知
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