煤电与新能源不能水多了加面、面多了加水
来源：南方能源观察 | 0评论 | 2880查看 | 2018-04-13 20:00:00
“我们现在的电源规划思路是，煤电和新能源之间差不多‘水多了加面、面多了加水’。从中长期来看，这种思路肯定是不行的。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在4月3日举行的中国煤控项目电力报告发布会上表示。
该项目由华北电力大学电力行业煤控课题组承接，并发布了最新研究成果《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》（以下简称《报告》）。
“必须把这种规划理念从根本上扭转过来。”袁家海认为，现在以新能源为优先级，规划了这么多新能源，要得到好的消纳，就要思考我们到底需要怎样的电源结构，需要怎样的电网结构。“倒逼电源结构进行系统性、整体性的改革，弃风问题才有可能得到根本解决。”
与此同时《报告》指出，要尽快开展“十三五”电力规划中期评估和动态调整工作，以可再生能源优先、电源结构系统优化为原则适当调低煤电装机规划目标。尽快根据十九大精神要求制订能源革命实施方案，明确煤电的中长期定位和在电力系统中承担角色的路径图。
90%的弃风发生在供暖季
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“我们去吉林调研，吉林90%的风都是在160天的供暖季里弃掉的。”袁家海感慨。
拥有风电资源的吉林，同样存在弃风的困境。2015年，吉林的弃风率一度高达32%，风电利用小时远低于全国平均水平。
这与该地区热电联产机组占比高有关。《报告》解释，供热期间为了保证居民供热实行以热定电方式运行，系统最小出力难以压缩，这就使得风电即使在大风期发电空间也有限。吉林的弃风现象，也主要是发生在长达160天的供暖季当中。
据袁家海介绍，“三北”地区70%以上的机组都是热电，即使开到最小，也是50%的充电水平。再往下压的话，会影响到正常的供热。在这种情况下，国内很多省份的风电已经没有任何接纳空间了。“头两年的吉林就是这样的情况。”
河北是类似情况。由于河北北部电网直接调度的所有火电机组全部为供热机组，冬季供热期可用调峰幅度仅为15%-25%，远低于常规燃煤机组50%左右的调峰能力。2015年春季期间，冀北电网因调峰困难累计限电17次。而在冀北电网累计弃风电量当中，因调峰因素的弃风量占到了99.6%。
《报告》建议，三北地区要控制常规煤电增长，并以供热需求为基础，合理推进背压机组等量（减量）替代大型热电联产机组。另外地方政府也要充分考虑区域电网接受能力，合理规划风电装机。在吉林省的“十三五”能源规划中，已经规划了一批背压机组热电联产项目256万千瓦，预期可以替代700万千瓦抽凝机组的供热能力，进一步促进风电消纳。
灵活性改造可行也有局限
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到底该如何认识火电灵活性改造的作用？
袁家海表示，当前中国电源结构以火电为主，至少在5-10年时间当中，这个结构都很难有根本性改变。在这样的情况下，灵活性改造确实是促进新能源消纳近中期最有效的措施，而且是速效之策。但它有局限性，只能发挥到相应空间。
根据《报告》，火电灵活性改造的技术路线主要包括五个方面：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点解耦；五是锅炉燃料灵活可变。
其中，深度调峰改造和热电解耦是火电机组灵活性改造的重点。对于热电联产机组来说，以热定电方式导致机组发电负荷难以降低，特别是在弃风弃光严重的三北地区热需求大，热电机组占比高，供暖季调峰十分困难。因此技术关键在于实现热电解耦。
灵活性改造存在明显的天花板。“改造之后，最小出力还是有过不去的时候。而且也不太可能通过频繁的启停操作方式来接纳新能源。从节能和减排上来说，更得不偿失。”
袁家海举例说，一次30万机组的冷态启动，差不多是正常煤耗的10个小时，但是这一次冷态启动能把10小时正常煤耗所用的煤或者所发的煤电完全替代掉吗？“不可能的。”
燃气发电由于启停时间短、不存在额外的效率损失和排放惩罚的问题，从能效和减排角度考虑，都是可行的调峰电源选择。“问题是我们没有那么多天然气机组，我们规划到2020年最多500万千瓦调峰机组。”袁家海表示，“这是我们在三北地区的大账。”
《报告》建议，三北地区要根据实际条件进一步规划建设一批抽水蓄能电站和天然气发电装机，最大程度挖掘系统灵活性能力。
考虑到煤电在一段时期内依旧占据重要地位。《报告》认为要明确煤电中长期定位，考虑对部分机组采取战略封存方式，在系统需要调峰时充当应急电源。或在企业自愿的前提下，将个别接近投产的援建机组及时启动为战略备用电源，战略备用电源无年度发电计划、不得进入中长期合约和现货市场。其固定运行费用可从电网备用费中列支，短期运营成本全部从辅助服务市场中补偿。
较高的补偿标准不可持续
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“现在这么高的补偿标准，一定会造成大家有机会就改造，或者想办法改造。”
袁家海说，“目前深调市场不是真正的辅助服务市场，而是电厂和电厂之间提供服务，你调了我不调然后我给你出钱的一个市场，这就会出现行政确定的补偿标准承受不住的问题。我估计今年明年这个问题就会非常快的显现出来。”早期电力系统没有任何灵活性，补偿高一点可以，但不能一直用这样的标准做。
据介绍，目前补偿主要是针对热电解耦机组的，以后肯定会考虑到常规机组压最小出力的改造。但这块相应的改造成本可能更难估，因为监管部门很难掌握不同电厂要稳定最小出力需要的成本。
《报告》指出，随着灵活性改造的实践越来越多，当前较高的补偿标准是不可持续的，因此必须有序推进火电灵活性改造，不断完善辅助服务的补偿政策，避免价格扭曲，推动补偿报价向均衡点移动。
项目组认为，目前深度调峰机制是在计划框架内做的局部性市场化改进，只是一个深度调峰变相服务。价格怎么定，有一个报价的方式来定。实际上成熟电力市场中是没有深度调峰这个辅助服务产品的，它不是真正意义上的辅助服务。真正意义上的辅助服务只有调频、调压、黑启动、调项，没有深度调峰这项服务。国外主要通过分时电价引导市场主体在高峰和低谷时段调整出力来解决。
新动能时期的两大不确定
◆◆◆
在过去，重工业和第二产业用电与全社会用电量趋势是一致的，旧动能直接决定着电力消费走势。从2014年开始，中国经济开始进入新常态，经济增长的新旧动能也处于切换阶段。
随之而来的问题是，进入新动能时期的电力消费走势又会是什么样？袁家海认为，有两大不确定性的因素。
第一是电能替代。在电力过剩尤其是强力治霾改善空气的背景下，电能替代受到了前所未有的重视。
“目前已经宣布到2020年电力替代要完成4500亿度电的目标。据国网的数据，2017年就完成了差不多1000亿度电的目标。所以这是我们这两年电力消费增快的一个很大的动因。”袁家海表示。
电能替代对于需求侧管理也提出了现实要求。
《报告》提到，影响煤电供给侧改革最大的不确定性因素来自需求及负荷增长。在稳步推进电能替代的同时，须着力发掘电力市场化改革中的需求侧资源，充分重视需求响应对优化负荷曲线、保障电力平衡、抑制电源投资不合理增长的功能。建议有关部分尽快把需求响应纳入电力规划。
第二是高耗能行业的退出。“大家都知道它要退，问题是什么时候退，这里还有很大的不确定性。”
袁家海说，2014年和2015年电力消费之所以出现超低增长，是因为中国经济失去了旧动能，而新动能还未成长起来。到了2016年、2017年，新动能已经初步成型。“至少从高附加值产业来看，新动能成型了。2018年头两个月高附加值制造业用电数据增长将近20%，非常快。”
但在其看来，到目前为止，旧动能并没有真正的退出。2018年之后一定会出现新动能加速发展，旧动能退出。“这里存在不确定性，不知
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