调查电力系统灵活性提升难在哪？

2021/2/2 7:20:45 新闻来源：搜狐网

调节能力不足是我国电力系统长期存在的关键短板。《电力发展“十三五”规划》为此制定了大规模推动抽水蓄能建设、气电建设、煤电灵活性改造的目标，但目前来看，目标全部落空已无悬念

国际能源署日前发布的《2020年世界能源展望》预计，未来10年全球电力需求增量的八成将依靠可再生能源来满足；“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标的提出，也决定了我国未来将进一步大幅提高风电、光伏发电等可再生能源电力占比，推动电力系统向清洁低碳转型。但风电、光伏发电等清洁电源波动性特征明显，电力输出极不稳定，需要电力系统的灵活调节。而横向对比其他新能源占比较高国家的电力系统，灵活性不足恰是我国电力系统的关键短板。

中国电力企业联合会稍早前发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，目前国际上新能源发展较好的国家，灵活电源比重普遍较高，其中，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。反观以煤电为主力电源的我国，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比还不到6%。其中，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源却不足3%，调节能力先天不足。

为增加灵活性电源占比、提升电力系统灵活性，《电力发展“十三五”规划》明确提出，“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦；抽水蓄能电站装机达到4000万千瓦左右；全国气电装机2020年达到1.1亿千瓦以上。然而，“十三五”收官在即，电力系统灵活性提升目标却远未完成：截至2020年9月底，我国气电装机容量9637万千瓦、抽水蓄能装机容量3089万千瓦，均大幅低于规划目标；煤电灵活性改造进度更为缓慢，截至2019年底，只改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4，且截至目前情况并无明显改观。

激励机制不畅

改造动力严重不足

记者在采访中发现，无论是抽蓄、气电建设，还是煤电灵活性改造，都卡在了“不赚钱”上。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，抽水蓄能电站前期投资大、建设周期长，非常依赖足够高的电价来收回成本。“抽蓄电站在用电低谷时从电网购电，在用电高峰时向电网售电，靠低买高卖'吃差价'收回投资。但当前我国电价机制不到位，大部分电网的峰谷电价差都不够大，电站不赚钱，央企都很难激励，更不用说民间资本了。这是制约抽蓄发展的关键问题。”

近年来经营压力巨大的煤电企业，对改造成本与调峰价格的不匹配也十分敏感。甘肃某煤电企业负责人直言，一些60万千瓦甚至100万千瓦级的机组都在参与调峰，出力不高的情况下，大型机组低煤耗、低排放、高效率的优势无从体现，运行成本极高；煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500—1500元；加上后期运维等成本，若没有合理经济回报，电厂难以承担调峰损失。“虽然煤电灵活性改造相比新建抽蓄、燃气电站成本更低，但微薄的调峰补贴也难以激发煤电企业改造意愿。”

同样的问题也出现在气电身上。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋说：“事实上，气电调峰是双向的。一方面，作为电力生产方，气电可以参与电力系统的调峰；另一方面，作为天然气使用方，气电也可以参与天然气系统的调峰。但目前我国缺少电力调峰和天然气调峰的补偿政策，气电的双向调峰均难以得到合理回报。”

“三种灵活性电源——抽蓄、气电、灵活性煤电目前面临的共性问题，还是没有长期可预见的盈利模式。”

华北电力大学教授袁家海说，目前大部分地区对于灵活性电源提供的调节服务是通过政府补贴、补偿的方式进行。“气电方面，现在只有个别发达地区可以补贴得起，并且广东、浙江等地也在逐渐改革补贴政策。而煤电灵活性改造方面，比较典型的东北地区出台了深度调峰机制，取得了一定成效，但本质上这种补偿机制并不能长期、更大规模地延续。”

煤电过剩

灵活性改造陷入路径依赖

然而，有观点认为，相比价格机制的不到位，抽蓄、气电规模难以达标的更深层次阻力，来源于“十三五”初期新建煤电机组的过剩问题。

“抽蓄、气电的出力调节范围都可以达到0-100%，而煤电目前压负荷最低也就能达到20%左右的水平，调节性能明显不如抽蓄、气电，还会影响效率、污染物控制等。抽蓄还可以将风、光富余电力储存起来，但煤电不行。抽水蓄能规划最初希望到2020年底达到1亿千瓦，'十二五'降到了6000万千瓦，'十三五'又降到4000万千瓦。抽蓄规划目标一降再降，但仍然没有完成，很大程度上是受了煤电过剩的影响。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭认为，“现在的情况是，一边是电网需要灵活性电源，一边是大量现成的、闲置的煤电机组可以接受灵活性调度。这就放大了抽蓄和气电在资源约束、投资、价格等方面的劣势。电力系统也形成了对煤电的'路径依赖'。抽蓄、气电没有了市场空间，自然也就失去了竞争力。”

但一位不愿具名的电网公司研究人员直言，各省电网差异较大，电力系统究竟需要何种规模、何种路线的灵活性资源并不能一概而论。“例如，宁夏当地的煤电调节能力当前已经发挥得很充分，且西北地区整体水电调节能力已经使用殆尽。西北地区蒸发量大，抽蓄效率不高，宁夏地区的煤电未来还要考虑为整个西北电网服务。因此，到底建什么、建多少，每个地方需要具体分析。”

上述研究人员进一步指出，从现状来看，存量煤电的灵活性改造是提升系统灵活性最现实、经济的方式，存量改造应优先于新建增量。“大建快上的时代过去了，应该走精益化发展的道路。但一方面，地方仍然有通过新建煤电、抽蓄来拉动投资的需求，另一方面，从调度的角度讲，你是愿意系统调节能力宽裕一些，还是卡着极限天天操心呢？”

“减碳”当头

政策、市场需双管齐下

尽管三个主流灵活性电源的建设、改造均未达到预期目标，但根据国网公司统计，2019年，该公司经营区新能源利用率高达96.7%，完成了2019年初制定的“新能源利用率达95%以上”的目标。在灵活性资源支撑力度未达预期的同时，全国平均弃风、弃光率已分别降至4%和2%。

“其中一大因素是来源于用电需求超预期的增长，当然电网公司在其中也做了大量工作，包括推进跨区域省间富余可再生能源电力的日前现货交易等。国网公司印发的《促进新能源发展白皮书2018》中提出的20项具体措施，都在同步推进。”前述电网公司人员说。

袁家海说：“由此可以看出，灵活性资源的不足，客观上也倒逼电网作出了调整，包括调动各个通道的富余能力促进电网之间更好地互济等。但也应看到，电网自身机制的优化也是有限度的。现在很多地区要求新建可再生能源项目配置储能，或要求新能源场站具备一次调频能力。正是灵活性资源缺乏，提高了可再生能源发展的门槛。”

多位受访专家认为，未来要实现碳达峰、碳中和目标，必然会大幅提高可再生能源接入系统的比例，现有的灵活性资源建设模式和步伐将无法满足未来需求。

“提高系统灵活性、促进可再生能源消纳，就是要推进能源革命。如果系统运行反过来越来越依赖煤电，能源革命就还是没有迈开步伐。”张博庭直言，假设现在电力系统减少2-3亿千瓦煤电，增加5000万千瓦抽蓄，让煤电都以5000或6000的利用小时数基荷运行，整个发电、电力行业的成本都将大幅下降。“现阶段应尽可能减少煤电新建项目，让存量煤电按照容量等级各自发挥应有的作用，避免更大规模的投资浪费，并尽快明确煤电退出的时间表。”

“近中期来看，引导煤电灵活性改造还是要建立起市场化机制，用现货市场上的价格信号，引导企业自行找到利润最大化的运行、调节模式。”袁家海说。

林伯强说：“煤电承担更多灵活性调节任务的现状，从侧面说明了我们对系统效率的关注不够。这种缺乏效率的手段可以用一时，但不应该作为中长期的策略去布局。今后还是应该建立健全电价机制，以便大幅提高抽蓄、气电在电力系统中的占比。”

原标题:电力系统灵活性提升难在哪

（全国新版新建电厂白皮书共计七本）

《中国火电行业拟在建白皮书》按照装机容量资料分为两种，第一种是单

台机组为300MW以上的大型火力发电工程项目（含300MW），第二种为单台机

组为300MW机组以下的生物质发电、垃圾焚烧发电，天然气发电，分布式能

源站、余热发电、燃煤发电工程项目等。

《大唐集团火电项目白皮书》《华电集团火电项目白皮书》《华能集团火

电项目白皮书》《国电集团火电项目白皮书》《国家电力投资集团火电项目

白皮书》《地方电厂火电项目白皮书》《全国小机组发电项目白皮书》

（投运老电厂白皮书共计两本）

《全国五大电力老电厂名录》《全国地方老电厂名录》

拟在建资料中对每个工程项目的建设周期、机组大小、所在区域、投资金

额、进展阶段、项目内容、项目招标动态，等相关信息进行了详细描述。同

时，每个工程项目都有业主、设计院联系人、电话、地址等内容。

投运老电厂名录资料内容包含：电厂名称、详细地址、装机容量、投产日期

、重要科室负责人姓名、电话及部分手机号码等详细信息。

部分拟在建目录：

1. 大唐万宁2×400MW天然气发电项目

2. 大唐国际佛山热电冷联产项目（大唐国际高明燃气—蒸汽联合循环热电联产项目）

3. 大唐海口天然气发电工程2×460MW级新建项目

4. 大唐国际新余二期2×1000MW机组异地扩建工程（2×1000MW）

5. 大唐郓城630℃超超临界二次再热2×1000MW国家电力示范项目

6. 烟台市东南部天然气热电冷联产工程

7. 大唐新沂燃机2×400MW（F级）工程

8. 大唐南电二期2×655MW燃气轮机创新发展示范项目

9. 上海闵行发电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组工程

10. 宜州4×400MW级燃气热电冷联产项目

11. 国电投廊坊燃气热电项目(2×400MW)

12. 永川松溉电厂“上大压小”2×350MW热电联产工程

13. 神华国华广西广投北海电厂2×1000MW级工程

14. 神华国能重庆发电厂环保迁建(2×660MW)工程

15. 神华国华清远2×1000MW电厂工程

16. 国宏普兰店热电厂“上大压小”2×350MW新建工程

17. 国电长源电力随州火电新建工程

18. 国电电力邯郸电厂退城进郊替代项目

19. 华能济宁热电厂2×350MW上大压小热电联产工程

20. 鄂尔多斯市北方联合电力长城电厂2×1000MW机组新建工程

21. 华能正宁电厂二期超超临界燃煤发电机组工程

22. 华能呼伦贝尔能源开发有限公司汇流河发电厂热电联产1×350MW+50MW

23. 华能石洞口电厂2×65万千瓦等容量煤电替代项目

24. 北方联合电力达拉特发电厂五期机组扩建工程（2×1000 MW）

25. 华能海口电厂五期2×660MW改扩建工程

26. 华能济宁电厂2×350MW超临界热电联产机组迁建工程

27. 华能东莞燃机热电有限责任公司发电厂(二期)工程

28. 华能彭州天然气热电联产2×9F工程

29. 华电平江电厂新建工程一期2×1000MW级超超临界机组工程

30. 山东华电章丘2×400MW级燃气蒸汽联合循环热电联产项目

31. 白音华金山坑口电厂二期工程2×600MW空冷超超临界发电机组项目

32. 广西华电合浦发电厂一期2×1000MW项目

33. 四川华电内江白马2×40万千瓦级重型调峰燃机项目

34. 安徽华电芜湖发电有限公司(二期)2×1000MW扩建4号工程

35. 华润仙桃2×660MW新建工程

36. 湖北华润宁武2×350MW低热值煤发电工程

37. 蒙能集团科右中发电厂2×660MW超超临界空冷机组项目

38. 珠江投资朱家坪电厂2×660MW超临界燃煤空冷机组工程

39. 深能广东河源电厂二期2×1000MW燃煤机组扩建工程

40. 华润沈阳浑南热电厂“上大压小”新建工程

41. 内蒙古汇能煤电集团2×660MW长滩燃煤发电工程

42. 中兴电力蓬莱2×1000MW超超临界燃煤发电项目

43. 东莞市中堂燃气热电联产项目

44. 【暂缓】山东鲁西发电有限公司2×600MW煤炭地下气化发电工程

45. 华盛江泉集团热电联产上大压小（2×350MW）工程项目

46. 京科科右中热电厂扩建工程1×350MW热电联产项目

47. 中海油阜宁2×400MW级燃机热电联产项目

48. 聊城祥光2×66万千瓦热电联产项目

49. 陕西延长石油富县2×1000MW电厂

50. 榆林杨伙盘2×660MW煤电一体化项目

51. 威赫电厂（2×660MW）CFB超超临界机组工程（一期）

52. 东莞市中堂燃气热电联产项目二期2×460MW工程

53. 内蒙古京能集宁二期扩建2×660MW热电联产工程

54. 内蒙古能源发电投资集团有限公司金山热电厂2×66万千瓦扩建工程

55. 淮南矿业集团潘集电厂一期2×660MW燃煤机组工程

56. 陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂三期工程

57. 内蒙古旗下营和益发电厂2×350MW自备电项目

58. 黄陵矿业集团有限责任公司店头电厂2×660MW燃煤电厂项目

59. 汕特燃机电厂天然气热电冷联产项目

60. 京能查干淖尔电厂一期2×660MW项目

61. 重庆南桐低热值煤发电新建项目

62. 陕西韩城矿务局低热值煤热电工程2×350MW

63. 华润鞍山2×350MW热电联产机组新建工程

64. 华润宁武二期2×1100MW燃煤发电项目

65. 华润电力义马煤化2×350MW+3×25MW热电联产项目

66. 忻州市北辛窑发电厂（一期）2×1000兆瓦火电项目