火电灵活性改造能破解风火矛盾吗

作者: 能源节能  发布:2020-05-07

未来4年,三北地区火电机组灵活性改造将达到约1.98亿千瓦,这一目标已写进电力发展十三五规划。

针对火电灵活性改造促进可再生能源消纳问题,华北电力大学煤控课题组进行了深入的案例分析与政策研究。近日,华北电力大学煤控课题组发布了《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》的研究报告。报告建议应继续部署火电机组尤其是热电联产机组的灵活性改造,以增加“三北”地区的调峰能力。 可再生能源消纳水平逐步提高 据悉,2018年3月,国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》,旨在实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标,保障电力安全供应和采暖季节煤改电的需求。指导意见提出,加快推进电源侧调节能力,包括实施火电灵活性提升工程、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用。指导意见鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程,支持社会资本参与火电灵活性改造,以及各类调峰电源和大型储能电站建设。 报告指出,自2016年四季度以来,四大高耗电行业用电增长较快,推动了全社会用电快速增长。在煤电同比增长导致煤耗增加的同时,全国弃水、弃风、弃光局面有所好转,可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。课题组根据单位煤耗下降情况和煤电发电量估算2017年电力行业实际消耗11.91亿吨标煤,比预计减少0.48亿吨标煤。其中,弃风弃光问题的改善约贡献0.11亿吨标煤节约量,可再生能源替代效应约贡献0.25亿吨标煤节约量,电力行业能效提高约贡献0.12亿吨标煤节约量。 有序推进火电机组灵活性改造www.4136.com, 华北电力大学经济管理学院教授袁家海表示,作为电力行业供给侧改革的主要措施之一,火电灵活性改造受到中央领导与能源主管部门的高度重视。火电灵活性改造的技术路线主要有五个方面: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电解耦;五是锅炉燃料灵活可变。报告对初期的火电灵活性改造与风电并网消纳的关系进行了案例研究,选取吉林和河北为典型省份,分析了风电消纳现状及火电灵活性改造对风电并网消纳的影响,并从经济性角度进行了灵活性改造的成本收益分析,对东北辅助服务市场深度调峰补偿机制进行了研究,总结了影响风电运行和消纳的主要因素。 以吉林省风电消纳为例。吉林省拥有丰富的风能资源,却也面临严重的弃风问题。2015年吉林省弃风率高达32%,风电利用小时数仅1430小时,远低于全国平均水平,2016年更是降到1333小时,弃风电量29亿千瓦时,弃风率仍达30%。弃风的主要原因是电力系统灵活性不足,调峰能力差。我国的资源禀赋以及火电的低发电成本决定了当前及未来很长一段时间内我国发电装机以火电为主,尤其在“三北”地区热电联产机组占比高,供热期为了保证民生供热实行以热定电方式运行,系统最小出力难以压缩,导致在大风期风电发电空间有限。另外,在东北地区抽水蓄能、天然气发电等灵活电源的建设条件有限、大风期与供热期重叠且具有反调峰性等特点,进一步加剧了调峰难度,尤其在春节期间,需要通过大量弃风来调峰。火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力,成为当前解决风电并网消纳的主要措施。 报告建议,有序推进火电机组灵活性改造,并不断完善辅助服务补偿政策。课题组对火电灵活性改造与风电并网消纳的关系进行了案例研究,指出尽管灵活性改造不能从根本上解决弃风问题,但在短期内对风电并网消纳仍然是可行性最高的路径。随着灵活性改造的项目越来越多,当前过高的补偿标准将会导致不可持续性。因此应一方面有序推进灵活性改造,一方面不断完善补偿政策,避免价格扭曲,推动补偿报价向均衡点移动,同时保证改造电厂有合理的收益、促进风电消纳及发电侧整体保持经济性。建议修改深度调峰价格机制,变统一出清为按报价出清,这样可以充分发现不同机组的实际深调成本,激励深调成本低、能力大的机组优先调峰。 加快市场整体设计与联动运作 从企业层面看,火电企业能否从灵活性改造中获得预期收益才是愿意进行灵活性改造的关键。东北作为全国第一个电力辅助服务市场试点,相应的电力辅助服务市场运营规则目前是最透明和全面的。进行辅助服务市场规则下灵活性改造电厂的成本收益分析对于进一步完善补偿机制、推广火电灵活性改造有重要意义。模拟比较发现,在不同情景下,试点项目的改造收益都大于成本,灵活性改造在经济性上具有可行性。华能长春热电厂灵活性改造项目的预计内部收益率高达23.95%,投资回收期仅需5.13年,总投资收益率为17.04%。值得注意的是该改造项目采取合同能源管理模式,由乙方负责全部投资,电厂只需要提供场地,不需要增加额外资本投入;另一方面,由于目前灵活性改造的电厂较少、而深度调峰的补偿标准很高,这些因素都给电厂进行灵活性改造提供较大吸引力。 与会专家认为,加快电力市场改革、从计划体制向市场机制过渡才是解决弃风问题的根本办法。国外电力市场中并没有深度调峰这一辅助服务,调峰问题是通过现货市场的分时电价引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力来解决的。为避免因预测准确率不高而导致的对电网安全运行冲击情况的发生,调度与系统平衡参与者之间的责任界面必须加以明确区分。这意味着加快市场的整体设计与联动运作至关重要。 同时,课题组认为,当前的标杆上网电价与“三公”调度政策,事实上造成了落后煤电机组不愿意退出的“激励扭曲”。2018年是现货市场试点启动的年份,有关部门与试点省份应注重健康电力市场环境的塑造与培育,从激励机制上引导能效水平差的落后煤电机组主动退出市场或由电量型转向电力型机组,而恰当的市场机制是引导落后煤电机组退出或重新定位的关键。

改造完成后,预计将为三北地区增加4500万千瓦的调峰能力。

这4500万千瓦的调峰能力,对于三北地区的新能源行业而言,是极其珍贵的消纳空间。

受到电源装机、调峰能力、消纳机制、送出通道等多重因素影响,新能源消纳难问题已经成为制约我国新能源发展的关键因素。

为解决这一困境,电源、电网、负荷三方力量各显神通,其中在电源侧,火电灵活性改造被视为一个重要的突破口。

风火矛盾升级

2016年,全国弃风电量和火电利用小时数分别创下历史新高和新低。

用电需求趋缓,各类电源装机却快速增长。风火矛盾日渐升级。

全国弃风电量高达497亿千瓦时,相当于北京市2016年全年用电量的一半,主要集中在西北和东北地区。而被认为挤占风电消纳空间的火电,日子也不好过,利用小时数降至4165小时,创近52年来的新低。

在热电机组占比较大的东北,风火矛盾尤为突出。

十二五期间,东北是全国经济增长最缓慢的地区,电源建设却未停滞。

过去六年,东北地区电源装机增长47%,比同期负荷增长高出26%。2016年,东北电源装机规模已达其最高负荷的2.5倍,与之对应的则是发电设备利用率持续走低,2016年仅为3452小时,远低于全国平均水平。相比2010年,风电利用小时数下降386小时,而火电更是下降了692小时。

除了局部地区供大于求,风电的波动性也增加了其并网难度。而风电项目大量上马,对电网的灵活性提出了更高的要求,调峰电源的发展势在必行。但国内抽水蓄能、燃气等灵活调峰电源比重低,倒是调峰能力相对较差的煤电占据了电源结构的67%,三北地区更是高达70%。

雪上加霜的是,在调峰能力本就不高的火电机组中,调峰能力最弱的热电机组又占据了大半空间。

在十二五末期,华北、东北、西北的供热装机占火电比例分别为72%,70%和47%。在供暖期,供热机组为保证供热,以热定电,难以参与深度调峰,调峰能力大幅下降。

而三北地区的大风期主要集中在冬季,正好对应了调峰能力最弱的供暖期。2016在国家电网经营区内60%的弃风电量发生在供暖期。

业界渐有共识,要实现能源清洁转型要扶持风电大力发展,必须在火电身上多下功夫,让电力系统变得灵活。在保证供热的前提下,尽量减少火力发电,为风电腾出消纳空间,同时尽量提升火电调峰能力,为风电提供并网支持。而以上两点,火电灵活性改造都能做到。

所谓火电灵活性,主要包含运行灵活性和燃料灵活性两个方面,两个方面各有侧重。其中运行灵活性主要是为消纳更多波动性可再生能源,灵活参与电力市场创造条件,包括提升已有煤电机组的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度。

在这方面,风电大国丹麦可谓其中翘楚,2016年1月国家能源局副局长郑栅洁在京会见丹麦能源气候大臣拉尔斯克里斯蒂安利勒霍特,会见期间,双方共同签署了《关于建立中丹火电灵活性合作伙伴关系的谅解备忘录》。

政策鼓励改造

为清洁能源腾出空间的火电运行灵活性显然是近期目标。

为此国家能源局等五部委于2016年3月下发《热电联产管理办法》,明确提出为提高系统调峰能力、保障系统安全,热电联产机组应按照国家有关规定要求安装蓄热装置。

到了2016年年底,能源局公布的《能源发展十三五规划》和《电力发展十三五规划》再次提到进行火电灵活性改造,改善电力系统调峰能力,并做出了改造完成后,增加调峰能力4600 万千瓦的设想。

一方面政策推崇火电灵活性改造,鼓励火电参与调峰,减缓弃风,但另一方面,若缺少利益的驱动,火电厂的动力难免会稍显不足,风火矛盾只能说解决了一半。

其实,在火电有偿调峰方面,早在2006年,电监会就曾印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》,指出有偿调峰应按照社会平均容量成本和提供深度调峰损失的电量及启停调峰的次数为依据,确定补偿标准,并要求各区域电监局根据本办法,结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要,制订实施细则。

随后各区域先后制定并多次修改了各自的实施细则,以弃风严重的三北地区为例,按照最新标准,华北和西北在有偿调峰部分规定类似,即火电基本调峰标准应达到额定容量的50%,机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发电量,按照50元/MWh进行补偿。其中西北有关火电调峰机组仅提到非供热燃电机组。

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