近日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于提升電力系統調節能力的指導意見》(以下簡稱《意見》)，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統靈活性、適應性，致力于提高電力系統的調節能力及運行效率，破解新能源消納難題。其中《意見》明確要求，實施火電靈活性提升工程。“十三五”期間，力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造(含燃料靈活性改造)，提升電力系統調節能力4600萬千瓦。

火電靈活性改造對促進可再生能源消納到底有何作用?針對這一問題，華北電力大學煤控課題組進行了深入的案例分析與政策研究，4月3日，中國煤控課題組發布了最新研究報告《持續推進電力改革提高可再生能源消納》(以下簡稱“研究報告”)，研究報告顯示，火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決風電并網消納的主要措施。不過研究報告也指出，靈活性改造短期內對風電并網消納是可行性最高的路徑，但不能從根本上解決“棄風”問題。加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決“棄風”問題的根本辦法。

火電具有較好的調節能力

那么何為火電靈活性改造?為什么要進行火電靈活性改造?

據了解，火電靈活性改造即提升燃煤電廠的運行靈活性，具體涉及到增強機組調峰能力、提升機組爬坡速度、縮短機組啟停時間、增強燃料靈活性、實現熱電解耦運行等方面。

之所以要對火電機組的靈活性進行改造，其原因在于需要火電來消納日益增長的風電、太陽能發電的份額。據估計，到2020年，風電裝機將達到2.3億千瓦左右，太陽能發電裝機將達到1.4億千瓦左右，兩者加起來接近4億千瓦。對于燃氣機組而言，由于其燃氣成本高和燃氣資源分布問題，難以擔當消納風電、太陽能的重任。

課題組負責人、華北電力大學教授袁家海介紹說，火電靈活性改造的技術路線主要有五個方面：一是純凝機組低負荷運行、深度調峰，二是改善機組爬坡率，提高機組負荷響應速度，三是火電機組快速啟停，四是熱電聯產機組熱電解耦，五是鍋爐燃料靈活可變。

與新能源等電源相比，火電具有較好的調節能力。當新能源在電網的比例逐漸擴大時，對調峰電源的需求也逐漸升高。同時當火電規模被控制在一定范圍內的前提下，煤電和新能源之間可形成協作關系。

從國際上新能源的消納與發展經驗來看，不難發現風電光伏的成就背后離不開包括火電機組在內的調峰電源的支撐。不過，與國際先進經驗相比，我國火電機組由于以煤電為主，還存在靈活性不足的問題，在調峰深度、爬坡速度、快速啟停等方面仍有很大提升空間。

2017年前三季度“三棄”現象有所好轉

研究報告指出，自2016年四季度以來，四大高耗電行業用電增長較快，推動了全社會用電快速增長。2017年1~11月份，四大高耗電行業增速同比增長，合計用電量占全社會用電量的比重為28.9%，對全社會用電量增長的貢獻率為19.7%。全年四大高耗電行業合計用電量增長4.0%。

在煤電同比增長導致煤耗增加的同時，國家能源局通報了2017年前三季度緩解“棄水、棄風、棄光”狀況。前三季度，全國“棄水、棄風、棄光”局面有所好轉，可再生能源電力整體消納水平逐步提高。

袁家海解釋說，2017年“三棄”現象改善的主要原因有：全社會用電量較快增長、輸電通道的進一步建設以及風電光伏裝機逐漸從西部、東北地區向東、中部地區轉移的新布局。

課題組根據單位煤耗下降情況和煤電發電量估算2017年電力行業實際消耗11.91億噸標煤，比預計減少0.48億噸標煤。其中，“棄風、棄光”問題的改善約貢獻0.11億噸標煤節約量，可再生能源替代效應約貢獻0.25億噸標煤節約量，電力行業能效提高約貢獻0.12億噸標煤節約量。

研究報告還發現，2017年可再生能源電力受限嚴重地區“棄水、棄風、棄光”狀況也明顯緩解。云南、四川水能利用率力爭達到90%左右。甘肅、新疆“棄風”率降至30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古“棄風”率降至20%及以下。甘肅、新疆“棄光”率降至20%左右，青海、寧夏“棄光”率控制在6%以下。其它地區風電和光伏發電年利用小時數也基本達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數(或棄風率低于10%、棄光率低于5%)。

袁家海以吉林省風電消納為例，詳細解釋了火電靈活性改造對于促進可再生能源消納的貢獻。吉林省擁有豐富的風能資源，卻也面臨嚴重的“棄風”問題。2015年吉林省“棄風”率高達32%，風電利用小時數僅1430小時，遠低于全國平均水平，2016年更是降到1333小時，“棄風”電量29億千瓦時，棄風率仍達30%。“棄風”的主要原因是電力系統靈活性不足，調峰能力差。火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決風電并網消納的主要措施。

從企業層面看，火電企業能否從靈活性改造中獲得預期收益才是愿意進行靈活性改造的關鍵。東北作為全國第一個電力輔助服務市場試點，相應的電力輔助服務市場運營規則目前是最透明和全面的。進行輔助服務市場規則下靈活性改造電廠的成本收益分析對于進一步完善補償機制、推廣火電靈活性改造有重要意義。

袁家海表示，通過比較發現，在不同情景下，試點項目的改造收益都大于成本，靈活性改造在經濟性上具有可行性。華能長春熱電廠靈活性改造項目的預計內部收益率高達23.95%，投資回收期僅需5.13年，總投資收益率為17.04%。值得注意的是該改造項目采取合同能源管理模式，由乙方負責全部投資，電廠只需要提供場地，不需要增加額外資本投入;另一方面，由于目前靈活性改造的電廠較少、而深度調峰的補償標準很高，這些因素都給電廠進行靈活性改造提供較大吸引力。

加快電力市場改革是關鍵

對于如何從根本上解決“棄風、棄光”問題，研究報告認為，加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制轉型才是關鍵。

盡管靈活性改造不能從根本上解決“棄風”問題，但在短期內對風電并網消納仍然是可行性最高的路徑。研究報告建議，有序推進火電機組靈活性改造，并不斷完善輔助服務補償政策。要根據要求，繼續部署火電機組尤其是熱電聯產機組的靈活性改造，增加“三北”地區的調峰能力。隨著靈活性改造的項目越來越多，當前過高的補償標準將會導致不可持續性。

因此在袁家海看來，應一方面有序推進靈活性改造，一方面不斷完善補償政策，避免價格扭曲，推動補償報價向均衡點移動，同時保證改造電廠有合理的收益、促進風電消納及發電側整體保持經濟性。他建議，修改深度調峰價格機制，變統一出清為按報價出清，這樣可以充分發現不同機組的實際深調成本，激勵深調成本低、能力大的機組優先調峰。

袁家海認為，加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決棄風問題的根本辦法。國外電力市場中并沒有深度調峰這一輔助服務，調峰問題是通過現貨市場的分時電價引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力(負荷)來解決的。為避免因預測準確率不高而導致的對電網安全運行沖擊情況的發生，調度與系統平衡參與者之間的責任界面必須加以明確區分。這意味著，加快市場的整體設計與聯動運作至關重要。