“我國發(fā)電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調節(jié)電源裝機占比不到6%。‘三北’地區(qū)新能源富集，風電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節(jié)電源不足3%，調節(jié)能力先天不足。比較而言，歐美國家靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%�！敝袊�電力企業(yè)聯(lián)合會稍早前發(fā)布的《煤電機組靈活性運行政策研究》給出的一組數字，直接揭示出我國電力系統(tǒng)調節(jié)能力存在明顯“短板”的現(xiàn)狀。

在此背景下，為提升系統(tǒng)調節(jié)能力，增強系統(tǒng)靈活性、適應性，破解新能源消納難題，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確提出，全面推動煤電機組靈活性改造——“十三五”期間，將在“三北”地區(qū)推行熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦；其他地方純凝改造約450萬千瓦。改造完成后，將增加調峰能力4600萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加4500萬千瓦。

但日前國家電網發(fā)布的《服務新能源發(fā)展報告2020》顯示，截至2019年底，我國累計推動完成煤電靈活性改造約5775萬千瓦。該數字僅為2.2億千瓦改造目標的25%左右。多位業(yè)內人士表示，在“十三五”規(guī)劃期僅剩半年的情況下，煤電靈活性改造目標落空已是板上釘釘。

“靈活性電源建設嚴重滯后，其中煤電靈活性改造總體是慢了”

中國工程院院士黃其勵早前在接受記者采訪時就曾指出，在電力系統(tǒng)中，靈活調峰電源至少要達到總裝機的10%—15%�？紤]到我國靈活性電源占比還不到6%的現(xiàn)實，電力系統(tǒng)調節(jié)能力不足已成為我國能源轉型的主要瓶頸之一，特別是在可再生能源持續(xù)高速發(fā)展的新形勢之下，大幅提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力已迫在眉睫。

《煤電機組靈活性運行政策研究》指出，在我國主要的靈活性電源中，抽水蓄能電站、氣電因受資源稟賦等條件限制，發(fā)展規(guī)模均相對有限；加之現(xiàn)階段儲能技術受制于經濟性、安全性，尚不具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件，煤電實施靈活性改造已成為目前解決清潔能源消納的有效之策。

為此，國家能源局早在2016年便啟動兩批22個試點項目，選定46臺、近1700萬千瓦煤電機組，集中在消納問題比較突出的遼寧、吉林、河北等省份先行示范。“其中，70%以上示范項目位于東北三省。根據目標，靈活性改造完成后，熱電機組將增加20%額定容量的調峰能力，純凝機組將增加15%—20%額定容量的調峰能力。在煤電行業(yè)大面積虧損的情況下，東北地區(qū)多數試點仍保證了持續(xù)盈利�！眹�家能源集團研究員張熙霖告訴記者，截至去年底，東北電網88家煤電廠中已有42家完成改造，“東北地區(qū)符合條件的電廠基本是能改盡改。”

然而，東北以外地區(qū)的表現(xiàn)并不盡如人意。電力行業(yè)專家葉春證實，東北地區(qū)目前改造情況最好。除此之外，華北地區(qū)只有4家試點，甘肅和廣西各僅有1家�！捌渌�地區(qū)完成數量不多、改造進展緩慢，電廠自身積極性也不高。目前來看，完成‘十三五’規(guī)劃目標的挑戰(zhàn)性很大。”

張熙霖也稱，目前來看，很難實現(xiàn)“十三五”所設定的目標，“遠遠不能滿足新能源快速發(fā)展的需求�！�

另據國網能源研究院統(tǒng)計，截至去年12月初，煤電靈活性改造僅完成5340萬千瓦左右。其中，遼寧以1075.5萬千瓦改造量位列第一，山西、陜西、內蒙古、甘肅等多地的改造容量不足百萬千瓦�！拔覈�靈活性電源建設嚴重滯后，其中煤電靈活性改造總體是慢了。”國家電網總經理助理趙慶波表示。

“前景不明，誰會輕易投一大筆錢？反過來說，如果真的賺錢，誰不愿改造呢？”

值得注意的是，盡管靈活性改造推進不暢，但多地仍在進一步提高要求。山西省能源局日前發(fā)布《關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知》提出，“2020年底各發(fā)電集團煤電機組改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量”；陜西省發(fā)改委近日也發(fā)文鼓勵煤電靈活性改造，明確將按照深度調峰能力給予利用小時數獎勵；山東等地則在編制“十四五”可再生能源規(guī)劃時，紛紛提出加快煤電靈活性改造的要求。

需求明確、政策支持，為何改不動？“相比超低排放改造等硬要求，靈活性改造并不具備強制性。到底改不改，電廠自己也要算算賬。尤其是像我們這種國有企業(yè)，對投資回報率有明確考核，還涉及投資追責等后續(xù)問題，投資能力與盈利水平是前提。前景不明，誰會輕易投一大筆錢？反過來說，如果真的賺錢，誰又不愿改造呢？”某電廠負責人向記者直言。

據中電聯(lián)統(tǒng)計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元。加上后期運維、煤耗等成本，若沒有合理經濟回報，電廠難以承擔調峰損失�！澳壳埃�大部分地區(qū)為煤電提供的輔助調峰服務補償偏低，激勵不足是改不動的根本原因�！睆埼趿乇硎�，由于各地區(qū)電力供需、電價情況均有不同，多地尚未建立起相應激勵機制。此外，按照“誰使用誰付費”原則，目前煤電調峰補償主要來自風電，隨著風電即將進入平價時代，其自身邊際利潤已經很低，風電分攤調峰成本壓力也加大。

據葉春介紹，東北之所以推得快，根本動力在于電廠可取得可觀的經濟回報。“2014年起東北電網開始試行輔助服務補償機制，補償規(guī)模和費用穩(wěn)定增長，2015年到2019年上半年累計補償費用超過80億元。煤電靈活性改造的投資可通過輔助服務市場獲得回報�！�

葉春進一步指出，東北電力輔助服務市場有其特色，一是調峰機組可獲得部分計劃電量補償，二是輔助服務補償費用分攤中，煤電比重逐步下降，風光核比重逐步上升。這既有利于激勵煤電進行靈活性改造為新能源調峰，新能源也能獲得更多上網空間，從而實現(xiàn)雙贏�！跋啾戎�下，其他地區(qū)有待進一步完善�！�

“既是技術問題，也是經濟問題，還涉及體制機制的完善，需多方共同努力”

“未來，煤電將由提供電力、電量的主體電源向電量、電力調節(jié)型電源轉變。”在葉春看來，我國現(xiàn)有煤電機組10.4億千瓦，大部分具備靈活性改造條件。通過改造，純凝機組最小技術出力可達30%—35%額定容量，部分機組可達20%—25%；熱電聯(lián)產機組最小技術出力達到40%—45%額定容量，部分機組實施熱電解耦可以100%進行調峰�！皬奶岣吆蛢�(yōu)化整個電力系統(tǒng)調節(jié)能力角度講，對現(xiàn)有煤電機組進行改造利大于弊。”

張熙霖表示，由于我國煤電基數大，完成這樣的角色轉換，需要一定的時間�！办`活性改造既是技術問題，也是經濟問題，還涉及體制機制的完善，需多方共同努力。首先是建立市場機制，推廣并完善電力輔助服務補償機制。不僅要讓電廠在合理時間內收回改造投資，更應讓改造成為其重要的利潤增長點。電網也要制定合理調度體系、優(yōu)化調峰輔助服務市場運營規(guī)則。用科學化、智能化調度，提高整個電網運營的經濟性和高效性�！�

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認為，不同地區(qū)的情況存在差異，靈活性改造并不意味著越多越好，而應根據當地電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規(guī)模預期、可再生能源發(fā)展與替代潛力等條件，科學預測本地區(qū)調峰規(guī)�？偭俊！敖ㄗh各地區(qū)以年度的形式確定提升煤電靈活性配套改造方案。結合電廠自身情況制定改造方案，避免出現(xiàn)過度改造和改造之后服務效果差的現(xiàn)象�！�

葉春提出，“十四五”期間，可分地區(qū)、分機組容量有序實施改造。在新能源發(fā)電裝機占比較大的“三北”地區(qū)，及核電利用小時數較低的廣西、福建等地，對30萬千瓦及以下和部分60萬千瓦煤電機組進行靈活性改造，作為系統(tǒng)的調節(jié)電源。

葉春還表示，應盡快制定煤電靈活性改造標準規(guī)范，對現(xiàn)有煤電廠技術標準進行修編，“三北”地區(qū)新建煤電需達到相應靈活運行標準，新建熱電機組應實現(xiàn)“熱電解耦”技術要求。

來源：中國能源報