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中国能源报:换言之,这将较目前调峰能力平均提升了20%左右。
韩水:是的,总体来看,此次试点示范工作涉及超过1200万千瓦的煤电机组,改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力,每年可多消纳风电等清洁能源电量约40亿千瓦时。
中国能源报:提升灵活性改造投入成本如何?
韩水:火电灵活性改造的初始投入和运行成本与机型特点和改造方案有很大关系。
根据我们的前期调研,火电机组灵活性改造的单位成本一般在50-200元/千瓦之间,更为详细的经济性指标需要在示范试点工程的实施中逐步厘清。
中国能源报:有何相关支持政策和激励机制?
韩水:建立良好的政策和激励机制是推动火电灵活性改造实施的重要保障。当前,我国正处在电力市场化改革的过渡时期,政策和激励机制的需要符合电力市场化改革的整体要求,并统筹考虑现实基础、改革适应性、实际效果管控以及可支撑改造规模等因素。
目前,我们正在研究的支持性政策机制包括完善调峰辅助服务补偿标准、推动调峰服务的市场化交易、建立峰谷分时电价等措施。东北能源监管局即将开始推行的辅助服务市场,就将是一个很好的政策样板。
发电企业积极参与
中国能源报:《通知》中16个典型项目试点的选择标准是什么?
韩水:在前期技术路线调研基础上,经综合比选,我们选取了可再生能源消纳问题较为突出地区的16个典型项目进行试点,主要分布于辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等省区,涉及华能、大唐、华电、国电、国电投、神华、国投电力、铁法煤业等多家发电集团。
选取原则主要考虑:
一是兼顾中央和地方发电企业积累改造经验的需要;
二是重点针对可再生能源消纳问题和用电用热矛盾较为突出的地区;
三是优先大城市周边、热负荷充足地区,充分发挥热电解耦效果;
四是兼顾“十三五”期间电力系统调节能力提升工程对纯凝机组改造的要求。
中国能源报:项目涉及企业对此的相应态度如何?
韩水:在示范试点工程项目征集的过程中,我们充分听取了各发电企业意见,并按照自主自愿的原则组织项目申报,主要的发电集团均申报了示范试点项目,这也表明各发电企业对此项工作的支持。
未来,随着电力市场化改革的深入和波动性可再生能源的增多,煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。对于发电企业而言,通过示范试点工程做好技术和经验储备,有利于在未来的电力市场中体现出更大的价值。
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