中电联：煤电机组灵活性运行政策研究（摘要版）

煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，是提高系统调节能力的现实选择。

（来源：中电联理事会办公厅）

一、新能源发展及消纳

（一）发展现状及展望

新能源呈现持续快速发展态势。截至2018年底，我国风电、太阳能发电装机达到3.6亿千瓦，占总装机的18.9%；年发电量5435亿千瓦时，占总发电量的7.8%。新能源技术加快突破，成本显著下降，步入平价上网时代。2018年我国风电、光伏发电平均度电成本分别降至0.35～0.46元、0.42～0.62元，已接近煤电脱硫标杆上网电价。预计2025、2035年，我国新能源装机将分别达到7亿、14亿千瓦。

（二）消纳问题及措施

近年来，为提高新能源消纳能力，采取了一系列措施，弃电问题有所缓解。2018年，全国并网风电弃风电量277亿千瓦时，弃风率7%；全国并网太阳能发电弃光电量55亿千瓦时，弃光率3%。但是，随着新能源更大规模发展，消纳形势仍然不容乐观。2018年，甘肃、新疆新能源发电量占比仅为20%、15%，弃风率高达19%、23%，弃光率分别为10%、16%；预计到2035年全国新能源发电量占比将超过20%，部分省份将突破30%，新能源消纳难题应引起高度重视。

新能源消纳涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，解决消纳难题需要多措并举。由于新能源发电不同于常规电源，出力具有随机性、波动性和间歇性特点，系统综合调节能力与新能源发电特性直接相关，是解决新能源消纳问题的关键举措。

二、电力系统综合调节能力分析

（一）调节能力现状

我国灵活调节电源比重低。我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“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%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。

（二）调节能力建设

受资源禀赋等因素限制，灵活调节电源建设远不及新能源、核电发展速度。抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制，气电受气源、气价约束，发展规模有限。现阶段储能技术受制于经济性、安全性，尚不具备大规模商业化应用条件。预计到2025年，风电、太阳能发电和核电装机为7.8亿千瓦，占总装机的比重为28%，相比2018年提高9个百分点；抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源为2.6亿千瓦，仅占总装机比重的9.4%，相比2018年提高不足3.5个百分点。因此，为满足更大规模新能源发展要求，需要进一步提升系统调节能力。

三、煤电灵活性改造技术经济分析

煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，是提高系统调节能力的现实选择。

（一）技术性分析

目前我国在运煤电机组一般最小出力为50～60%，冬季供热期仅能低至75～85%。纯凝机组灵活性提升主要取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性。目前国内试点示范项目通过灵活性改造，最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组可以低至20%～25%。热电联产机组灵活性提升路线主要包括：热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术，切除低压缸技术，余热回收供热技术，主、再蒸汽减温减压供热技术等。改造后，热电联产机组最小技术出力达到40%～50%额定容量，部分“热电解耦”改造最小技术出力可进一步降低。改造后，机组能够达到环保要求。

（二）经济性分析

煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元～1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。煤电机组低负荷运行时，煤耗增加、能效下降，但计及消纳风、光、核发电量后，综合供电煤耗下降、系统整体能效提升。另外，在机组低负荷运行时，百万千瓦、60万千瓦的大机组比30万千瓦机组能效下降更明显，应优先考虑30万千瓦及以下、部分60万千瓦亚临界机组进行灵活性改造。

四、煤电灵活性改造进展及辅助服务政策执行情况

（一）灵活性改造进展

截至2019年5月，“三北”地区累计完成煤电机组灵活性改造5078万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的24%。国家遴选的22个试点项目中，东北地区完成80%，华北地区完成25%，西北地区完成较少。

（二）辅助服务政策执行情况

全国多数省（区）为适应新能源、核电消纳要求，在“两个细则”基础上，对辅助服务政策进行了调整，都加大了对灵活调节电源的补偿，弃风弃光问题和核电利用水平得到明显改善。总体来看，我国辅助服务补偿水平偏低。2018年，全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。东北三省于2016年出台辅助服务补偿政策，补偿力度较为合理，企业改造积极性高，2018年东北三省弃风已降至3.7%，核电利用小时同比提高1466小时；福建鼓励煤电机组参与调峰并获得补偿，增加了电网的调度优化空间，2018年核电利用小时同比增加700多小时。西北、华北地区补偿政策执行较晚，部分省（区）补偿水平偏低，新疆、甘肃、内蒙古的弃风弃光率仍偏高，有待进一步完善相关政策。

五、国外辅助服务相关市场机制经验与启示

（一）国外煤电灵活性改造经验和启示

国外存在利用煤电灵活性改造、增加系统调节能力、促进新能源消纳的先例。丹麦、德国的经验表明，煤电灵活性改造技术是可行的。丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国为25%-30%。完善的电价机制是煤电灵活性改造的驱动力。丹麦的火电利用小时数从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益。

（二）国外典型电力市场的辅助服务产品

已形成成熟的电力现货市场的国家，并未针对调峰辅助服务设置单独的补偿，主要是采取现货市场的边际价格出清机制，通过不同时段的价格信号，来引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力。我国电力现货市场处于起步阶段，市场化机制较为复杂，尚需较长的建设时间，且试点工作中未将调峰辅助服务作为市场组成部分，短期无法依靠现货市场全面反映灵活性改造成本，难以有效引导企业实施灵活性改造。

（三）国外典型容量市场经验与启示

国外成熟的电力市场已建立起配套的容量市场机制。通过稀缺资源的价格信号有效激励发电侧资源配置，实现优化系统运行的目的。我国现行的电价交叉补贴还较为复杂、电价形成机制尚未理顺，建立容量市场、制定两部制电价还比较困难。随着电力系统发展，未来抽水蓄能、气电、煤电灵活性改造以及储能项目、电动汽车等系统调峰资源的规模将越来越大、品种越来越多，我国应尽早布局谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。

总的来看，我国尚未建立容量市场，现货市场刚刚起步，当前，推动煤电灵活性改造应立足辅助服务补偿政策，加大补偿力度。

六、有关建议

一是完善辅助服务补偿政策，保障煤电灵活性改造项目取得合理收益。按照“成本+合理收益”和“谁受益、谁补偿”的原则，确定煤电机组灵活性改造有偿调峰的补偿水平，完善辅助服务补偿政策，成本应包括改造投资、新增加的运维成本，还要考虑煤电机组低负荷运行期间增加煤耗和少发电量等因素；受益方主要是风电、光伏发电、核电及未参与深调的煤电机组。用于调节用电负荷的调峰容量，应通过电价调整进行疏导。各电网新能源接纳能力不同，应按照差异化原则，因地制宜完善辅助服务补偿政策。针对当前已超出合理弃电水平的新疆、甘肃、内蒙古，以及新能源资源较丰富、后续发展目标较大的省（区），应加大有偿调峰补偿力度，切实保障煤电灵活性改造项目取得合理收益，激发煤电企业灵活性改造积极性。

二是加强规划引导，有序安排煤电灵活性改造项目。对于国家已确定的煤电灵活性改造项目，应加强督导，确保按规划完成。尽快制定“十四五”新能源发展目标和开发布局，有序安排煤电灵活性改造项目。重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰。对于新能源消纳困难的“三北”地区、限制核电出力的广西、福建等省区，可考虑部分60万千瓦亚临界煤电机组进行灵活性改造参与深度调峰。当弃电率控制在合理范围时，不予安排新的改造项目，防范改造项目过剩，增加承担补偿费用的企业负担。

三是发挥市场机制作用，适时出台容量电价和扩大灵活性交易品种。逐步推动补偿政策向市场机制过渡，适时出台两部制电价；进一步完善现货市场，丰富交易品种，特别是灵活性资源和备用资源交易品种，做好现货市场与辅助服务政策衔接；适度拉大峰谷电价价差，发挥市场发现价格、形成充分竞争的作用，加强需求侧管理，合理引导电力消费，促进电力生产与消费的资源优化配置。

四是优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行。总结和借鉴国内外煤电灵活性改造经验，优化纯凝、供热机组灵活性改造技术路线，开展有关标准制定和修编工作；做好煤电灵活性改造机组运行维护和寿命管理，加强关键部件检验检测，适当预留调峰安全裕度，确保机组安全运行。