中國儲能網(wǎng)訊：近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》。通知提出，煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億千瓦，可增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦。本周我們從我國能源結(jié)構(gòu)和靈活性提升手段等方面出發(fā)，探究火電靈活性改造的重要性，并展望其未來發(fā)展。
1.1. 可再生能源高增，火電靈活性改造重要性提升
堅持能耗雙控，減排工作較為緊迫。近期國常會在提出“中央發(fā)電企業(yè)要保障所屬火電機組應發(fā)盡發(fā)”的同時，明確要堅決遏制“兩高”項目盲目發(fā)展；并提出做好分類調(diào)節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮 20%的限制，可見減排工作仍較為緊迫。目前我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，2020 年煤炭發(fā)電占比達 61%。
在碳中和及能耗雙控背景下，我國可再生能源有望加速發(fā)展。此前發(fā)布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》明確了完善能源消費強度和總量雙控制度的總體目標，并提出，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當期能源消費總量考核?！笆濉逼陂g，光伏和風電的裝機增速分別為 35%和 17.6%，遠高于火電的 4%。根據(jù) 2 月 5 日所發(fā)報告《新能源運營：高景氣優(yōu)質(zhì)賽道，估值有望提升》中的測算，截至 2030 年末，我國風光裝機容量合計將達 16.5 億千瓦，占總裝機容量的比例也將達到 45%。在碳達峰、碳中和目標指引下，預計到 2060 年，我國風電、光伏等新能源發(fā)電量占比將達 65%，可再生能源將從能源電力消費的增量補充變?yōu)樵隽恐黧w，煤電等傳統(tǒng)化石能源將退為輔助性電源。
風光發(fā)電受地域環(huán)境限制較大。風光發(fā)電存在季節(jié)性能源分布不均，天氣影響較大，發(fā)電出力波動性、隨機性較大等問題，給持續(xù)可靠供電帶來挑戰(zhàn)。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，今年 1-8月，火電的日均利用小時數(shù)高達 12.45 小時，而風電約為 6.25 小時，光伏約為 3.7 小時。今年 9 月 23 日至 25 日，遼寧就由于風電驟減加劇電力供應缺口等原因被迫拉閘限電
在新能源裝機大幅提升的背景下，新能源電力電量充分消納與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足的矛盾越發(fā)凸顯，系統(tǒng)靈活性提升的重要性也日益提升。具體來看，靈活性提升的方式包括引入需求側(cè)響應、建設(shè)抽水蓄能電站、建設(shè)電化學儲能電站和火電靈活性改造等。其中，火電機組靈活性改造具有改造效果好、性價比高、周期短等優(yōu)點，可以在充分保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，緩解“以熱定電”和可再生能源消納之間的矛盾。同時，由于目前我國火電占比較高，因而實施火電靈活性改造是提升電力系統(tǒng)靈活性較為現(xiàn)實可行的選擇。
目前，國外已存在利用煤電靈活性改造、增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進新能源消納的先例。以丹麥和德國為例，丹麥煤電機組改造后最小出力低至 15%-20%，德國為 25%-30%。
1.2. 電價改革持續(xù)深化，有望帶動火電靈活性改造進程加速
2016 年，國家能源局下發(fā)《關(guān)于火電靈活性改造試點項目通知》，正式啟動火電機組靈活性改造的示范試點工作。本次安排“三北”地區(qū) 21 個試點項目，合計改造規(guī)模 1635 萬千瓦。通過靈活性改造，使熱電機組增加 20% 額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達到 40%～50%額定容量，純凝機組增加 15%～20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達到30%～35%額定容量，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩(wěn)燃時純凝工況最小技術(shù)出力達到 20% ～25%。
《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確提出，全面推動煤電機組靈活性改造?！笆濉逼陂g，將在“三北”地區(qū)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；其它地方純凝改造約 450 萬千瓦。改造完成后，將增加調(diào)峰能力 4600 萬千瓦，其中“三北”地區(qū)增加 4500 萬千瓦。根據(jù)國家電網(wǎng)發(fā)布的《服務新能源發(fā)展報告 2021》，2020 年“三北”地區(qū)完成火電機組改造 2466 萬千瓦?！笆濉逼陂g，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)累計完成火電機組改造 1.62 億千瓦，其中“三北”地區(qū)完成火電機組容量改造 8241 萬千瓦，提供調(diào)節(jié)能力 1501 萬千瓦。
我國靈活調(diào)節(jié)電源比重較歐美等國偏低。根據(jù)中電聯(lián) 2020 年 5 月所發(fā)布的《煤電機組靈活性運行政策研究》，我國發(fā)電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不到 6%。相較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為 34%、18%、49%。
近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》。通知提出，煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成靈活性改造 2 億千瓦，可增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，煤電靈活性改造單位千瓦調(diào)峰容量成本約在 500-1500 元。根據(jù)國家規(guī)劃及中電聯(lián)所統(tǒng)計的單位成本進行測算，“十四五”期間煤電靈活性改造投資額約為 150-600 億元。
從經(jīng)濟性方面來看，完善的市場機制是煤電靈活性配置切實有效的驅(qū)動力。據(jù)中電聯(lián)，丹麥的火電利用小時數(shù)從調(diào)峰前的 5000 小時下降到了調(diào)峰后的 2500-3000 小時，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。而目前，我國目前的輔助服務市場可能不足以激勵煤電靈活性配置。當前我國輔助服務市場規(guī)模小，輔助服務資源明顯低于國外成熟市場，2020 年輔助服務總補償金額僅占發(fā)電側(cè)總電費的約 1.5%，其中約 4 成還是調(diào)峰費用，而國外成熟市場一般該比率在 5%左右，且不含調(diào)峰費用。以《火電機組深度調(diào)峰經(jīng)濟性分析》一文對調(diào)峰機組盈虧的測算，在文中所設(shè)的補貼標準下（即機組負荷率 30%時，補貼標準為 0.3 元/kWh；機組負荷率 40%時，補貼標準為0.2 元/kWh；機組負荷率 30%時，補貼標準為 0 元/kWh）。由于火電機組在深度調(diào)峰運行時成本明顯上升，300 MW 機組基本處于虧損狀態(tài)，600 MW 機組在接近 30%負荷率時有可能實現(xiàn)盈虧平衡。
展望未來，電價改革持續(xù)深化下，調(diào)峰價值有所凸顯，有望帶動火電靈活性改造進程加速。今年 7 月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，明確了三個方面的優(yōu)化，明顯拉大了峰谷電價價差。（1）峰谷電價：合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1；（2）尖峰電價：在峰谷電價的基礎(chǔ)上結(jié)合實際推行，尖峰時段根據(jù)前兩年當?shù)仉娏ο到y(tǒng)最高負荷 95%及以上用電負荷出現(xiàn)的時段合理確定，電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于 20%；（3）季節(jié)性電價：考慮季節(jié)性因素分季劃分峰谷時段，水電大省健全豐枯機制。9 月以來，浙江、廣東和河南已經(jīng)相繼出臺分時電價完善機制拉大峰谷電價價差。本次深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革明確提出要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電，削峰填谷，做好市場交易與分時電價政策的銜接。各地進一步調(diào)整工商業(yè)電價，例如云南省發(fā)布征求意見稿，峰時段電價在平時段基礎(chǔ)上上浮 50%、廣西的高耗能企業(yè)電價直接上浮 50%進行結(jié)算。
