- 十三五”收官在即电力系统灵活性目标远未完成
- 2020/12/10 欣灵智能电气有限公司1880
- 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。”
评论：灵活性电源不是免费的“绿叶”
文丨本报评论员
煤电企业不愿改、抽水蓄能不愿建、气电补贴压力大……业界公认的电力系统三大灵活性电源正在遭遇种种发展怪象。问题的根源都与技术无关，真正的“堵点”明确而唯一，那就是电力市场仍缺乏合理的价格传导机制，使得为电力系统提供灵活性的企业，难以获得与建设、运行成本相匹配的回报，亏本买卖自然少人问津。
灵活性电源在电力系统中的重要性，与可再生能源电源在电力系统中的占比正相关。可再生能源发电出力不稳定、波动大、难预测的特性，天然地增加了电力系统维持安全稳定运行的工作量和难度；而灵活性电源则可以根据可再生能源发电和用户侧的波动，快速调节出力，保障电网安全。换言之，“任性”的可再生能源接入电网的发电量越多，电网对于灵活性电源的需求就越强烈。
对于我国目前的电网结构而言，电力系统灵活性的强弱，从某种意义上直接决定了可再生能源发展空间的大小，关乎我国电力行业清洁转型的成败。然而，当可再生能源行业高速发展、清洁电力占比越来越高，本应同步上马的灵活性电源却因为看不到盈利前景而难以作出投资决策，导致实际建设进度与需求严重脱节。
可再生能源的边际发电成本极低，但灵活性电源为了平抑可再生能源的波动，不仅需要额外的建设投资，还要付出额外的运行成本：灵活性煤电需要牺牲机组运行效率、提高煤耗来压低负荷；抽水蓄能要在抽水、发电的过程中承担能量转换带来的效率损失；燃气调峰电站需要负担高昂的燃料成本。可以说，为了衬托起可再生能源这朵“大红花”，扮演着“绿叶”角色的灵活性电源为可再生能源的“任性”买了单，但谁来为造价不菲的“绿叶”买单呢？业界的共识是，建立合理的价格机制，让灵活性电源拥有合理的收入。这也是电力系统实现清洁低碳、安全高效的必要条件。
那么究竟怎样的电价才算合理？探索已有之。以煤电灵活性改造为例，一些省份出台了针对煤电机组调峰的补贴政策，当机组按照调度要求降负荷运行时，可以根据规则享受一定的电价补贴，以此激励地方煤电企业进行灵活性改造。但依赖政府补贴的局限性也十分明显：受地方财政的制约，补贴总量有限，且随着总量增加，补贴水平难以长期保持，可再生能源补贴的退坡就是前车之鉴。一旦补贴力度减弱，改造成本的回收失去保障，煤电灵活性改造势必再度陷入困境当中。
提高灵活性电源建设的积极性，必须让灵活性电源在平抑波动、快速调节方面的价值得到充分体现。为实现这一目的，电改的步子必须迈得更大一点、更快一点。无论是推动电力中长期市场带负荷曲线交易，还是将调峰市场融入现货市场当中，其目的都在于让市场供需双方了解并接受电力商品的真实成本和价格，让电力价格信号贯穿整个电力系统，进而提升电力系统的整体运行效率。
有了价格信号的引导，发电企业才能告别“等、靠、要”，把灵活性调节纳入自身经营工作的一环，根据峰、谷期的市场供需情况自行决定机组出力和报价；不同时段用电价格的差异，也将引导电力用户根据自身生产情况调节负荷，自行“削峰填谷”。放眼未来，随着电池技术的进步与普及，电动汽车“倒送电”、用户侧储能等都可能成为新兴的灵活性资源，共同为电网安全稳定运行作出贡献。而这一切的前提，就是建立一个能够形成有效价格信号的市场，让市场主体在价格信号引导下主动参与调节，而非被动等待调度指令。
“补贴”能做到的只是对弱势方的暂时扶持，“价格”才是成熟市场的通货。当高价值的灵活性调节服务被市场竞相购买，发电企业自然愿做这份生意。面对未来持续攀升的灵活性电源需求，一个定价合理的市场必不可少。
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到顶了配电环节是电网数字化转型抓手 需解决新旧系统融合等问题
