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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

记者调查:电力系统灵活性提升难在哪

■本报记者 卢彬 贾科华
2020年12月10日08:28 | 来源:中国能源报
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  水电站发电原理图

  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。”

(责编:李栋、毕磊)

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