灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?

2019-08-10 - 灵活性

北极星火力发电网讯:并不是所有的机组都适合进行灵活性改造,必须结合当地的热负荷需要、可再生能源发展、电网条件以及机组自身条件等,因地制宜,不能一刀切。

在条件不具备时,如果大范围推广实施火电灵活性改造,势必产生新的浪费。因此,要合理把握火电灵活性改造的节奏,循序渐进,以防范新的经营风险。

灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?
灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?

火电灵活性改造,即通过热电解耦或者技术改造等方式,将机组的最小技术出力由传统的50%降至40%~20%,使其具有更加灵活的调峰能力,是当前解决“三北”地区弃风弃光的主要措施之一。

“十二五”以来,随着风电太阳能发电等新能源大规模发展,我国出现了严重的“弃风弃光”现象。据中电联统计数据,2015年全国仅“弃风”电量就达到339亿千瓦时,最为严重的“三北”地区平均弃风率接近40%;2016年“弃风”电量上升到497亿千瓦时,全国平均弃风率达到18%。

灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?
灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?

针对愈发严重的“弃风弃光”问题,国家能源局推出了火电机组灵活性改造的措施,在“三北”地区启动了火电灵活性改造示范试点工作。2016年6月28日,国家能源局发布《火电灵活性改造试点项目的通知》,接连公布了两批共计22家、项目总容量约1700万千瓦的试点名单。

灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?
灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?

紧接着,又在2016年11月发布的《电发展“十三五”规划》中提出,“十三五”期间 ,“三北”地区热电机组灵活性改造1.33亿千瓦、纯凝机组灵活性改造8200万千瓦,其他地方纯凝机组灵活性改造450万千瓦。改造后,增加调峰能力4600万千瓦,其中“三北”地区增加4500万千瓦。

灵活性改造 火电灵活性改造的边界在哪里?

实施火电灵活性改造试点以来,在政府、企业和社会的共同努力下,综合施策取得了显著成效。2017年全国“弃风”电量同比减少78亿千瓦时,弃风电量、弃风率开始出现“双降”;2018年全国“弃风”电量277亿千瓦时,弃风率下降到7%,新能源消纳问题有所缓解。

但是,由于政策鼓励和技术进步的双重驱动,近几年来风电太阳能发电年新增装机数千万千瓦。截至2018年底,全国并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能1.7亿千瓦。一边是新能源大规模发展,一边是系统调节能力未能大幅提升,“弃风弃光”的长期压力依然存在。

尤其是“三北”地区,火电占比达到70%,抽水蓄能、燃机等灵活性调节电源比重不足4%。在火电机组中,又有超过70%的是“以热定电”的热电联产机组,调峰能力严重受限,导致冬季保供热和新能源消纳的矛盾非常突出。

从试点实施进展来看,火电灵活性改造低于预期。据相关机构统计,截至2017年底,已完成灵活性改造机组规模约1000万千瓦,正在前期准备或实施的灵活性改造规模约6000万千瓦,与“十三五”规划的目标要求相差很大。

各个地区差异也很大,东北地区同步出台了针对火电灵活性改造的辅助服务补偿分摊办法,灵活性改造的效果更加明显,而西北、华北要相对滞后。对此,中电联研究报告认为,火电灵活性改造进程较慢与试点项目较少、技术完善和积淀需要有一定周期等因素有关,更与辅助服务市场、深度调峰补偿机制不健全,无法激励煤电改造的积极性有关。

在接受本刊记者专访时,业内专家指出,要辩证地看待火电灵活性改造低于预期的问题。为确保电网的安全稳定,尽可能消纳更多的可再生能源,对火电机组进行灵活性改造既是必要的,也是必然的。作为促进新能源消纳的一个重要手段,在一些试点项目成功的基础上,逐步推广实施也是可以的。但是,并不能以没有如期完成电力发展规划预定目标数来否定该项工作。

业内专家普遍认为,火电灵活性改造应该综合考虑电力需求、能源转型、其他调峰调频措施(抽水蓄能、电池储能、需求侧响应)以及相关政策因素,再确定改造的规模和程度。在当前能源转型期,由于技术、管理以及政策创新都处于活跃期,实施火电灵活性改造切记要考虑后期的相关变化。

其一,就电力需求而言,未来我国电力需求如果不是继续往上,而现在煤电机组年平均利用小时数才4000多小时,还有很多能力没有发挥,这样灵活性改造的空间会变小。如果未来我国电力需求继续往上时,受气候环境和能源转型等因素制约,增量部分将以非化石能源为主,这就需要相当的灵活性机组进行调峰。火电灵活性改造要与电力需求、新能源发展等相匹配。

其二,就其他调峰调频措施而言,电网侧有抽水蓄能电站,用户侧有电池储能;随着电网信息化智能化水平的提高,需求侧响应参与调峰发挥的作用也会越来越大。相比火电灵活性改造,需求侧响应参与调峰还具有速度快、低成本等特点。选择哪种调峰调频措施,要因地制宜,系统分析整体的效益和效率。

其三,就政策与市场而言,目前我国电力市场以及辅助服务市场建设都还处于初始阶段,各方面的配套政策也不尽完善,导致火电机组灵活性改造面临更高的政策风险。即使在东北区域,火电机组灵活性改造后的调峰收益也是全部来源于发电侧分摊费用,不是从整个电力系统的效益提升中获得,与其他区域不同之处是提高了补偿力度,将调峰报价区间设定为0-0.

4元、0.4-1元之间。在这种“以收定支”、“计划 市场”型辅助服务补偿机制下,如果大面积实施火电灵活性改造,势必形成收支不能平衡甚至“无收可支”的局面。火电灵活性改造还必须与现行政策机制相适应。

话说回来,火电灵活性改造不是出力越低越好,只有当火电机组处于运行设计数区间,其节能减排的效果最好。当前,开展火电灵活性改造是一种不得已的措施,是以降低火电机组出力来促进可再生能源的消纳。为了可再生能源消纳去降低火电的效益和效率,使所有的火电机组都不是运行在最佳出力区间,其经济效益和社会效益谁更合算,目前还缺乏科学的计算与分析。但单就火电而言,这明显是与高质量发展背道而驰。

那么,开展火电灵活性改造的边界到底在哪?并不是所有的机组都适合进行灵活性改造,必须结合当地的热负荷需要、可再生能源发展、电网条件以及机组自身条件等,因地制宜,不能一刀切。在条件不具备时,如果大范围推广实施火电灵活性改造,势必产生新的浪费。

因此,要合理把握火电灵活性改造的节奏,循序渐进,以防范新的经营风险。开展火电灵活性改造,最终是要通过市场机制,将选择权交给企业,让企业从市场需求和自身条件进行权衡。而具体到当前某个项目时,只要在投入与收益之间有合理的回收机制,有清晰的商业模式,实施灵活性改造后能够获得盈利,就应该得到鼓励和支持。

火电灵活性改造向何处去、走多深,这将取决于我国电力市场的建设速度及完善程度。当前,部分试点先行,是比较稳妥的。没有完成规划预定的目标,这本身就不一定是个问题。只有当系统整体的效益与效率达到最优时,电力发展才是真正的高质量发展。