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電力系統靈活性提升難在哪

作者:盧彬 賈科華 來源:中國能源報 發布時間:2020-12-09 瀏覽:
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中國儲能網訊:國際能源署日前發布的《2020年世界能源展望》預計,未來10年全球電力需求增量的八成將依靠可再生能源來滿足;“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和”目標的提出,也決定了我國未來將進一步大幅提高風電、光伏發電等可再生能源電力占比,推動電力系統向清潔低碳轉型。但風電、光伏發電等清潔電源波動性特征明顯,電力輸出極不穩定,需要電力系統的靈活調節。而橫向對比其他新能源占比較高國家的電力系統,靈活性不足恰是我國電力系統的關鍵短板。

中國電力企業聯合會稍早前發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》顯示,目前國際上新能源發展較好的國家,靈活電源比重普遍較高,其中,西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。反觀以煤電為主力電源的我國,抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比還不到6%。其中,“三北”地區新能源富集,風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%,但靈活調節電源卻不足3%,調節能力先天不足。

為增加靈活性電源占比、提升電力系統靈活性,《電力發展“十三五”規劃》明確提出,“十三五”期間,將在“三北”地區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;抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦左右;全國氣電裝機2020年達到1.1億千瓦以上。然而,“十三五”收官在即,電力系統靈活性提升目標卻遠未完成:截至2020年9月底,我國氣電裝機容量9637萬千瓦、抽水蓄能裝機容量3089萬千瓦,均大幅低于規劃目標;煤電靈活性改造進度更為緩慢,截至2019年底,只改造完成5775萬千瓦,僅為目標改造容量的1/4,且截至目前情況并無明顯改觀。

激勵機制不暢

改造動力嚴重不足

記者在采訪中發現,無論是抽蓄、氣電建設,還是煤電靈活性改造,都卡在了“不賺錢”上。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強指出,抽水蓄能電站前期投資大、建設周期長,非常依賴足夠高的電價來收回成本。“抽蓄電站在用電低谷時從電網購電,在用電高峰時向電網售電,靠低買高賣‘吃差價’收回投資。但當前我國電價機制不到位,大部分電網的峰谷電價差都不夠大,電站不賺錢,央企都很難激勵,更不用說民間資本了。這是制約抽蓄發展的關鍵問題。”

近年來經營壓力巨大的煤電企業,對改造成本與調峰價格的不匹配也十分敏感。甘肅某煤電企業負責人直言,一些60萬千瓦甚至100萬千瓦級的機組都在參與調峰,出力不高的情況下,大型機組低煤耗、低排放、高效率的優勢無從體現,運行成本極高;煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元;加上后期運維等成本,若沒有合理經濟回報,電廠難以承擔調峰損失。“雖然煤電靈活性改造相比新建抽蓄、燃氣電站成本更低,但微薄的調峰補貼也難以激發煤電企業改造意愿。”

同樣的問題也出現在氣電身上。國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員郭焦鋒說:“事實上,氣電調峰是雙向的。一方面,作為電力生產方,氣電可以參與電力系統的調峰;另一方面,作為天然氣使用方,氣電也可以參與天然氣系統的調峰。但目前我國缺少電力調峰和天然氣調峰的補償政策,氣電的雙向調峰均難以得到合理回報。”

“三種靈活性電源——抽蓄、氣電、靈活性煤電目前面臨的共性問題,還是沒有長期可預見的盈利模式。”

華北電力大學教授袁家海說,目前大部分地區對于靈活性電源提供的調節服務是通過政府補貼、補償的方式進行。“氣電方面,現在只有個別發達地區可以補貼得起,并且廣東、浙江等地也在逐漸改革補貼政策。而煤電靈活性改造方面,比較典型的東北地區出臺了深度調峰機制,取得了一定成效,但本質上這種補償機制并不能長期、更大規模地延續。”

煤電過剩

靈活性改造陷入路徑依賴

然而,有觀點認為,相比價格機制的不到位,抽蓄、氣電規模難以達標的更深層次阻力,來源于“十三五”初期新建煤電機組的過剩問題。

“抽蓄、氣電的出力調節范圍都可以達到0-100%,而煤電目前壓負荷最低也就能達到20%左右的水平,調節性能明顯不如抽蓄、氣電,還會影響效率、污染物控制等。抽蓄還可以將風、光富余電力儲存起來,但煤電不行。抽水蓄能規劃最初希望到2020年底達到1億千瓦,‘十二五’降到了6000萬千瓦,‘十三五’又降到4000萬千瓦。抽蓄規劃目標一降再降,但仍然沒有完成,很大程度上是受了煤電過剩的影響。”中國水力發電工程學會副秘書長張博庭認為,“現在的情況是,一邊是電網需要靈活性電源,一邊是大量現成的、閑置的煤電機組可以接受靈活性調度。這就放大了抽蓄和氣電在資源約束、投資、價格等方面的劣勢。電力系統也形成了對煤電的‘路徑依賴’。抽蓄、氣電沒有了市場空間,自然也就失去了競爭力。”

但一位不愿具名的電網公司研究人員直言,各省電網差異較大,電力系統究竟需要何種規模、何種路線的靈活性資源并不能一概而論。“例如,寧夏當地的煤電調節能力當前已經發揮得很充分,且西北地區整體水電調節能力已經使用殆盡。西北地區蒸發量大,抽蓄效率不高,寧夏地區的煤電未來還要考慮為整個西北電網服務。因此,到底建什么、建多少,每個地方需要具體分析。”

上述研究人員進一步指出,從現狀來看,存量煤電的靈活性改造是提升系統靈活性最現實、經濟的方式,存量改造應優先于新建增量。“大建快上的時代過去了,應該走精益化發展的道路。但一方面,地方仍然有通過新建煤電、抽蓄來拉動投資的需求,另一方面,從調度的角度講,你是愿意系統調節能力寬裕一些,還是卡著極限天天操心呢?”

“減碳”當頭

政策、市場需雙管齊下

盡管三個主流靈活性電源的建設、改造均未達到預期目標,但根據國網公司統計,2019年,該公司經營區新能源利用率高達96.7%,完成了2019年初制定的“新能源利用率達95%以上”的目標。在靈活性資源支撐力度未達預期的同時,全國平均棄風、棄光率已分別降至4%和2%。

“其中一大因素是來源于用電需求超預期的增長,當然電網公司在其中也做了大量工作,包括推進跨區域省間富余可再生能源電力的日前現貨交易等。國網公司印發的《促進新能源發展白皮書2018》中提出的20項具體措施,都在同步推進。”前述電網公司人員說。

袁家海說:“由此可以看出,靈活性資源的不足,客觀上也倒逼電網作出了調整,包括調動各個通道的富余能力促進電網之間更好地互濟等。但也應看到,電網自身機制的優化也是有限度的。現在很多地區要求新建可再生能源項目配置儲能,或要求新能源場站具備一次調頻能力。正是靈活性資源缺乏,提高了可再生能源發展的門檻。”

多位受訪專家認為,未來要實現碳達峰、碳中和目標,必然會大幅提高可再生能源接入系統的比例,現有的靈活性資源建設模式和步伐將無法滿足未來需求。

“提高系統靈活性、促進可再生能源消納,就是要推進能源革命。如果系統運行反過來越來越依賴煤電,能源革命就還是沒有邁開步伐。”張博庭直言,假設現在電力系統減少2-3億千瓦煤電,增加5000萬千瓦抽蓄,讓煤電都以5000或6000的利用小時數基荷運行,整個發電、電力行業的成本都將大幅下降。“現階段應盡可能減少煤電新建項目,讓存量煤電按照容量等級各自發揮應有的作用,避免更大規模的投資浪費,并盡快明確煤電退出的時間表。”

“近中期來看,引導煤電靈活性改造還是要建立起市場化機制,用現貨市場上的價格信號,引導企業自行找到利潤最大化的運行、調節模式。”袁家海說。

林伯強說:“煤電承擔更多靈活性調節任務的現狀,從側面說明了我們對系統效率的關注不夠。這種缺乏效率的手段可以用一時,但不應該作為中長期的策略去布局。今后還是應該建立健全電價機制,以便大幅提高抽蓄、氣電在電力系統中的占比。”

關鍵字:電力系統

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