中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：近年來(lái)，新能源消納取得明顯進(jìn)展，但部分地區(qū)形勢(shì)仍不容樂(lè)觀。推進(jìn)“雙碳”目標(biāo)，構(gòu)建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)是重要著力點(diǎn)之一。在新能源發(fā)電的間歇性和波動(dòng)性尚無(wú)法徹底解決的背景下，燃煤發(fā)電對(duì)新能源的調(diào)節(jié)作用在未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)仍不可或缺。要充分發(fā)揮煤電的這一功能，需要通過(guò)市場(chǎng)化的價(jià)格形成機(jī)制，保證燃煤機(jī)組合理疏導(dǎo)成本。
在“雙碳”目標(biāo)和構(gòu)建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)等政策驅(qū)動(dòng)下，我國(guó)新能源發(fā)電（光伏發(fā)電、風(fēng)電）正加速發(fā)展。截至2022年4月底，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量約為24.1億千瓦，其中光伏發(fā)電裝機(jī)3.2億千瓦、風(fēng)電裝機(jī)3.4億千瓦。預(yù)計(jì)到2030年，我國(guó)光伏、風(fēng)電總裝機(jī)容量可達(dá)12億千瓦。
新能源快速發(fā)展的同時(shí)，其消納形勢(shì)不容樂(lè)觀，需引起高度關(guān)注。2020年全國(guó)棄光、棄風(fēng)電量分別為52.6億千瓦時(shí)和166億千瓦時(shí)，其中甘肅、西藏棄光率超過(guò)10%，西北地區(qū)棄風(fēng)率達(dá)到8.4%。2021年，華北地區(qū)新能源棄電率達(dá)3.6%，棄電56.2億千瓦時(shí)；東北地區(qū)新能源棄電率為2%，棄電23.6億千瓦時(shí)；西北地區(qū)新能源棄電率達(dá)5.4%，棄電132.8億千瓦時(shí)。2022年1-4月，青海棄光率更是高達(dá)10.1%，蒙西地區(qū)棄風(fēng)率達(dá)11.8%。我國(guó)“三北”地區(qū)新能源最大滲透率超40%，風(fēng)電和光伏裝機(jī)容量占比超60%，然而靈活性調(diào)節(jié)電源卻不足3%，系統(tǒng)慣量持續(xù)下降，新能源快速發(fā)展帶來(lái)的消納問(wèn)題日漸突出。
靈活性調(diào)節(jié)資源仍待深度挖掘
造成新能源消納難的主要原因是其自身的發(fā)電出力具有明顯的間歇性和波動(dòng)性。例如，浙江2021年火電平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)為4762小時(shí)，風(fēng)電為2165小時(shí)，而光伏僅有1122小時(shí)，夏季午高峰時(shí)段光伏有效出力僅占裝機(jī)容量的16%，風(fēng)電有效出力僅占裝機(jī)容量的6%；東北區(qū)域2021年7月28日，瞬時(shí)風(fēng)電出力不足裝機(jī)容量的 0.1%；山西3月4日新能源發(fā)電出力2216萬(wàn)千瓦，達(dá)到全省用電負(fù)荷的61.3%；湖北3月8日新能源發(fā)電最大出力1026.51萬(wàn)千瓦，達(dá)全省用電負(fù)荷的40.4%；新疆6月17日新能源最大出力2125萬(wàn)千瓦，占全省用電負(fù)荷的57.98%。預(yù)計(jì)2030年全國(guó)新能源瞬時(shí)出力可以達(dá)到用電總負(fù)荷的60%，2060年這一數(shù)據(jù)或升至150%。
高比例新能源接入電力系統(tǒng)后，打破了電力系統(tǒng)原有的“源隨荷動(dòng)”運(yùn)行模式，電力系統(tǒng)將由單側(cè)隨機(jī)演變成更復(fù)雜的雙側(cè)隨機(jī)波動(dòng)，這就要求電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力也要隨之不斷擴(kuò)大，以解決電力電量平衡、調(diào)峰調(diào)頻和系統(tǒng)慣量下降等問(wèn)題。2021年，美國(guó)可再生能源發(fā)電量占比為20%，靈活性調(diào)節(jié)資源容量占比達(dá)49%；西班牙可再生能源發(fā)電量占比為37%，靈活性調(diào)節(jié)資源容量占比達(dá)34%。相比之下，我國(guó)可再生能源發(fā)電量占比高達(dá)30.6%，尤其是“三北”地區(qū)新能源的最大滲透率超40%，但靈活性調(diào)節(jié)資源卻不足3%，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)更為迫切。
靈活性調(diào)節(jié)資源需要從“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”多角度進(jìn)行挖掘。電源側(cè)應(yīng)通過(guò)煤電靈活性改造，降低機(jī)組最小技術(shù)出力，進(jìn)而提高調(diào)峰能力，實(shí)現(xiàn)與新能源的“多源互補(bǔ)”；負(fù)荷側(cè)可通過(guò)虛擬電廠、負(fù)荷聚合商、可中斷負(fù)荷、跨時(shí)區(qū)負(fù)荷用電時(shí)間互補(bǔ)等實(shí)現(xiàn)“源荷互動(dòng)”；儲(chǔ)能側(cè)可通過(guò)發(fā)展抽水蓄能、新型儲(chǔ)能、電制氫、電制熱、電轉(zhuǎn)氣等實(shí)現(xiàn)“多儲(chǔ)互濟(jì)”。
煤電要承擔(dān)起輔助服務(wù)職能
新能源出力具有間歇性和波動(dòng)性，需要傳統(tǒng)快速響應(yīng)電源輔助其進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)，以滿足電力電量平衡的要求。對(duì)于光伏發(fā)電，隨著上午發(fā)電迅速出力，凈負(fù)荷隨之下降，煤電需要向下爬坡進(jìn)行調(diào)峰；中午光照最強(qiáng)時(shí)，凈負(fù)荷達(dá)到最低點(diǎn)，煤電機(jī)組按最小技術(shù)出力運(yùn)行；傍晚隨著光照下降，凈負(fù)荷迅速上升，煤電需要向上爬坡進(jìn)行調(diào)峰；夜間用電負(fù)荷開(kāi)始下降，凈負(fù)荷隨之下降，煤電需要再次向下爬坡進(jìn)行調(diào)峰。由此可見(jiàn)，通過(guò)煤電機(jī)組快速調(diào)整出力水平來(lái)平抑新能源出力的波動(dòng)性，是構(gòu)建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)的重要支撐。
2021年以來(lái)發(fā)生的國(guó)際能源危機(jī)，更凸顯出煤電機(jī)組的備用功能價(jià)值。例如，澳大利亞可再生能源發(fā)電量市場(chǎng)占有率超過(guò)30%，但未設(shè)置激勵(lì)頂峰發(fā)電的備用容量市場(chǎng)，僅憑短時(shí)間內(nèi)建立的電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，難以保障傳統(tǒng)電源巨額投資帶來(lái)的長(zhǎng)期回收需求，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)短時(shí)期內(nèi)飆升。6月15日，調(diào)度機(jī)構(gòu)預(yù)計(jì)，昆士蘭州當(dāng)晚電力供應(yīng)缺口將超過(guò)800兆瓦，維多利亞州16日上午電力供應(yīng)缺口將超過(guò)2000兆瓦，新南威爾士州16日下午供應(yīng)缺口將達(dá)4000兆瓦。對(duì)此，當(dāng)?shù)夭坏貌恍紡臇|部標(biāo)準(zhǔn)時(shí)間14:05起暫停各地現(xiàn)貨市場(chǎng)，一些準(zhǔn)備并網(wǎng)調(diào)試的風(fēng)電、屋頂光伏項(xiàng)目暫停。市場(chǎng)暫停時(shí)，昆士蘭州電價(jià)超過(guò)900美元/兆瓦時(shí)，新南威爾士州的約為800美元/兆瓦時(shí)，維多利亞州為450美元/兆瓦時(shí)，南澳大利亞州為390美元/兆瓦時(shí)，均遠(yuǎn)超300美元/兆瓦時(shí)的價(jià)格上限。由此可見(jiàn)，彌補(bǔ)新能源發(fā)電波動(dòng)性的備用容量市場(chǎng)對(duì)于穩(wěn)定市場(chǎng)價(jià)格水平至關(guān)重要。
與澳大利亞的情況類似，美國(guó)得州電力市場(chǎng)僅有單一的電能量市場(chǎng)，未建立容量市場(chǎng)機(jī)制，只是通過(guò)制定一系列稀缺電價(jià)定價(jià)機(jī)制，在系統(tǒng)電能和備用電能稀缺的情況下提高電能價(jià)格。這種價(jià)格機(jī)制會(huì)導(dǎo)致在電能稀缺的情況下，出清價(jià)格升高甚至達(dá)到上限。
相比之下，德國(guó)的經(jīng)驗(yàn)值得借鑒。德國(guó)可再生能源發(fā)電量占比從2000年的6%上升到了2020年的46%，但電網(wǎng)安全穩(wěn)定性未受到負(fù)面影響，用戶年平均停電時(shí)間僅為10.73分鐘。針對(duì)風(fēng)電、光伏發(fā)電的波動(dòng)，德國(guó)大部分硬煤電廠可向下調(diào)節(jié)至額定裝機(jī)容量的10%，褐煤電廠可向下調(diào)節(jié)至額定裝機(jī)容量的40%左右。原來(lái)計(jì)劃關(guān)停的8臺(tái)煤電機(jī)組轉(zhuǎn)為應(yīng)急備用，占煤電裝機(jī)容量的6%，可提供270萬(wàn)千瓦的出力，在電力供應(yīng)緊張時(shí)具備應(yīng)急并網(wǎng)發(fā)電能力。
市場(chǎng)化價(jià)格形成機(jī)制是關(guān)鍵
預(yù)計(jì)到2030年，我國(guó)煤電裝機(jī)將達(dá)12.5億千瓦，氣電裝機(jī)達(dá)2億千瓦，可再生能源發(fā)電量占比超過(guò)50%，10萬(wàn)億千瓦時(shí)的社會(huì)用電量中有5萬(wàn)億千瓦時(shí)來(lái)自火電，若氣電按3000利用小時(shí)數(shù)計(jì)算，可以推算，煤電在5萬(wàn)億千瓦時(shí)中的份額低于4.4萬(wàn)億千瓦時(shí)，年利用小時(shí)數(shù)約為3500小時(shí)。
2021年10月18日，秦皇島5500大卡動(dòng)力煤價(jià)達(dá)到了2600元/噸，即使按照到廠后1300元/噸的動(dòng)力煤價(jià)、320克/千瓦時(shí)的供電煤耗率折算（忽略其他成本），煤電邊際發(fā)電成本也達(dá)到0.416元/千瓦時(shí)，按照燃煤成本在發(fā)電綜合成本中占70%推算，綜合發(fā)電成本為0.594元/千瓦時(shí)。全國(guó)各省（自治區(qū)、直轄市）燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)位于0.25元/千瓦時(shí)—0.453元/千瓦時(shí)之間，即使上浮20%，達(dá)到0.5436元/千瓦時(shí)，也無(wú)法足額疏導(dǎo)燃煤發(fā)電成本。由此可見(jiàn)，在燃煤發(fā)電“量?jī)r(jià)均低”的情況下，僅通過(guò)電能量市場(chǎng)回收成本，不僅無(wú)法保證煤電機(jī)組變動(dòng)成本的足額疏導(dǎo)，也無(wú)法保證煤電機(jī)組初始投資成本回收，導(dǎo)致燃煤發(fā)電企業(yè)幾乎全部虧損。
抽水蓄能作為最重要的新能源發(fā)電調(diào)節(jié)資源，其造價(jià)約為6000元/千瓦—8500元/千瓦，遠(yuǎn)超煤電機(jī)組的造價(jià)水平。目前電化學(xué)儲(chǔ)能成本較高：2022年廣東對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能深度調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)約為 0.792 元/千瓦時(shí)，浙江對(duì)年利用小時(shí)數(shù)不低于600小時(shí)的儲(chǔ)能給予補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦逐年退坡。蘇州對(duì)光儲(chǔ)項(xiàng)目最高補(bǔ)貼1.1元/千瓦時(shí)，而東北地區(qū)煤電參與有償調(diào)峰平均補(bǔ)償約0.525元/千瓦時(shí)……由此可見(jiàn)，煤電機(jī)組提供輔助服務(wù)較儲(chǔ)能具有顯著的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。另外，新能源裝機(jī)規(guī)模小、分散接入的特點(diǎn)，導(dǎo)致遠(yuǎn)距離送出所需的配套電網(wǎng)投資相對(duì)常規(guī)機(jī)組而言呈“倍增效應(yīng)”。據(jù)國(guó)網(wǎng)能源研究院預(yù)測(cè)，新能源發(fā)電量占比超過(guò)10%后，每提升5%，綜合消納成本約增加0.088元/千瓦時(shí)。
新能源發(fā)電需要電力系統(tǒng)日調(diào)節(jié)與季調(diào)節(jié)性資源的配合協(xié)調(diào)投入，抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等儲(chǔ)能電力電量調(diào)節(jié)的時(shí)間尺度一般為小時(shí)級(jí)，面對(duì)多日無(wú)光無(wú)風(fēng)或瞬時(shí)大風(fēng)天氣，難以滿足幾天甚至幾十天中長(zhǎng)期時(shí)間尺度下的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求。燃煤發(fā)電對(duì)新能源的調(diào)節(jié)作用在未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)的一段時(shí)間內(nèi)仍不可或缺。為促進(jìn)具有調(diào)節(jié)能力的電源發(fā)展，不同類型的煤電機(jī)組可以分別進(jìn)入中長(zhǎng)期電能量市場(chǎng)、現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量市場(chǎng)等，分別承擔(dān)起“基荷保供”“靈活調(diào)峰”“輔助備用”的功能角色。各類煤電機(jī)組通過(guò)進(jìn)入中長(zhǎng)期電能量市場(chǎng)獲得穩(wěn)定的收益預(yù)期，通過(guò)低供電煤耗成本優(yōu)勢(shì)在現(xiàn)貨市場(chǎng)獲取短期收益，通過(guò)爬坡速率優(yōu)勢(shì)參與調(diào)峰調(diào)頻在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)獲取相應(yīng)回報(bào)，通過(guò)高容量?jī)r(jià)值參與輔助備用服務(wù)在電力容量市場(chǎng)獲取合理穩(wěn)定收益。
（譚忠富供職于華北電力大學(xué)；何璞玉供職于國(guó)網(wǎng)四川電力公司經(jīng)研院；趙浩辰就讀于華北電力大學(xué))
