“双碳”目标下 煤电调峰政策和市场机制亟待完善

“2021年1月7日晚，部分地区拉闸限电，22亿千瓦的发电装机未能保证11.89亿千瓦的用电负荷。煤电，中国真的离不开你！”在近日由中国电力科技网举办的第一届煤电机组深度调峰灵活性技术改造交流会上，国家能源集团科学技术研究院有限公司副总经理朱法华特别呼吁。

据朱法华介绍，国家相关部门公开的信息显示，“十四五”期间，将加强新型电力系统的托底保供电源体系建设，防范化解电力安全保供风险等。“在这一‘托底保供电源体系’中，煤电是绝对的主力。”朱法华强调。

在中国电力科技网CEO魏毓璞看来，在构建以新能源为主体的新型电力系统的伟大征程上，煤电作为我国主要调峰电源，将为新能源持续发展起到保驾护航的重要作用。“双碳”目标下，煤电的“深度调峰”这一最优发展路径已经凸显。

山东存量煤电机组按30~40%最小技术出力水平进行改造；京津唐电网煤电机组20%深度调峰改造；山西8成火电机组参与深度调峰；河南提升完善煤电机组深度调峰和煤电应急启停交易；内蒙古火电灵活性改造促新能源消纳试点……今年以来，多地陆续加码煤电机组参与深度调峰节奏和力度，提升电力系统灵活性。

“煤电近中期内不可或缺”

“在未来几十年内，在从煤电为主体过渡到以新能源为主体的新型电力系统期间，作为我国电力稳定生产和供应‘压舱石’的煤电不可能退出我国的电力生产，而是应该转型成为更灵活的调节性电源。”中国工程院院士、清华大学原副校长倪维斗在上述会议致辞时表示。

在中国能源研究会理事陈宗法看来，煤电应该遵循市场规律和电力运行规律，以“清洁、高效、灵活、兜底”为方向，从“减存量、控增量”两方面入手，走“少新建、多改造、多延寿”的路子，主动减少无效供给。

“煤电在煤炭转化、电热供应、系统调峰、消纳新能源等方面发挥着基础性作用，决定了煤电近中期内不可或缺；‘双碳’目标及以新能源为主体的新型电力系统，又决定了煤电远期将不可避免地被可再生能源替代。”陈宗法分析道。

“‘十四五’期间，煤电承担调峰作用仍不可或缺，不宜轻言退出。”中国科学院工程热物理研究所研究员宋国良认为，煤电将从我国电力生产和供应的“压舱石”转变为我国电力系统灵活性资源中的“压舱石”。

“明确煤电在电力系统灵活性资源中的‘压舱石’定位，通过市场机制解决利用小时数逐步下降带来的财务生存问题。为保障‘十四五’电力平衡和调峰平衡，应积极探索建立容量市场等机制，有效助推煤电由电量主体向容量主体过渡。”宋国良表示。

朱法华还兼任国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室主任，非常注重对能源消费、单位GDP排放的比较和研究。“一项GDP与能源消费量预测的研究成果表明，在2030年碳达峰时，我国的火电装机约14.5亿千瓦，其中煤电约12.5亿千瓦。在2060年碳中和时，火电装机约8亿千瓦，其中煤电约5.3亿千瓦。所以说，煤电，中国真的离不开你！”

国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》中指出：“持续优化煤电布局和装机结构。督促落实属地责任，制定关停整合方案，按照关停拆除、升级改造、应急备用等方式，对重点地区30万千瓦及以上热电联产供热半径15公里范围内的落后燃煤小热电完成关停整合。因地制宜做好煤电布局和结构优化，稳妥有序推动输电通道配套煤电项目建设投产，从严控制东部地区、大气污染防治重点地区新增煤电装机规模，适度合理布局支撑性煤电。持续推动煤电节能减排改造。”

研究调峰辅助服务补偿政策

在清华大学教授毛健雄看来，“深度调峰”是当前煤电贯彻“双碳”目标所采取的最主要举措。“煤电机组作为我国主要调峰电源，在政策上应该得到合理且具激励性的调峰辅助服务补偿，以充分挖掘火电机组调峰潜力，这对缓解我国当前调峰压力，接纳更多新能源电力，促进我国能源结构转型有着重要意义。”毛健雄表示。

国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》中指出：“加强电力应急调峰能力建设。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。”

为鼓励火电机组参与区域深度调峰，不少地区对参与调峰的机组给予一定电价补偿。但在多数补偿测算中，降低了机组容量和利用小时数对度电成本分摊费用增加较大的影响，一些调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失。

“当调峰补偿电价下限低于电厂30%负荷率下的度电成本值时，电厂深度调峰亏损变大，调峰时间越长亏损越大。考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异，建议补偿阶梯电价中给出负荷率为30%以下时可行的补偿电价范围，适当提高补偿电价，尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。”毛健雄对《中国电力报》记者分析道。

宋国良在接受记者采访时建议：“加强规划政策引导，有序安排‘十四五’煤电灵活性改造项目。重点对35万千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。”

“对参加深度调峰的煤电机组要在发电运行小时上给予倾斜，增加其发电运行时间。同时，按深度调峰时间长短来进行补偿，其费用来源：一是不参加深度调峰的机组按一定的比例出资（由电费中支付）；二是风电和光电机组也按比例出一部分；三是由电网全网承担一块，就像当年三峡基金一样。”山东省经济和信息化委员会经济运行局原副局长萧文华在会上表示。

多位专家也表示，完善电力辅助服务补偿政策，优先挖掘存量灵活性资源潜力，保障煤电灵活性改造项目顺利实施。按照“谁受益、谁补偿”的原则，充分考虑不同区域、不同类别机组以及改造投入、运营成本等综合因素，加大有偿调峰补偿力度，激发煤电企业灵活性改造积极性。

“加大煤电关停企业电量补偿与经济补偿政策，出台煤电退出企业人员就业培训、分流安置、社会保障办法，继续开展发电权交易。鼓励煤电联营、跨行业重组，构建煤电产业链、供应链。”陈宗法建议，在当前的市场化改革过渡期、能源清洁转型期、全球经济萎缩恢复期，国家应根据煤电新的战略定位，出台煤电新政，建立煤电新阶段发展的长效机制。

警惕“看不见的风险”

煤电机组在未来持续低负荷运行或深度调峰将成为常态，大型发电机组参与深度调峰也势在必行。“随着新能源发电份额迅速增加，火电机组的调峰压力还将继续加大。由于缺乏监测手段，对于很多实际风险，运行人员尚未注意到。”大唐集团科学技术研究院首席专家蒋寻寒呼吁，要警惕煤电深度调峰“看不见的风险”。在蒋寻寒看来，2020年底，国内新能源发电装机占比已经达到24%，接近以往电网安全许可的极限。根据预测，到2022年底，新能源发电装机占比将超过30%，安全压力更大。蒋寻寒还建议，国内应适当控制新能源大规模成片开发，强化分布式系统的开发，入低压电网。

“煤电深度调峰当前仅处于起步阶段，需要进一步深入开展设计制造、检修维护、运行调度、试验检测等创新技术、设备管理、技术标准、产品规范、适配政策研究，加强行业规范化管理，以促进安全健康和科学发展。”大唐智慧能源技术研究院汽机所所长张振华在上述会议上强调。

相关专家指出，此前国内的火电机组在设计与设备选型中没有考虑深度调峰的需要，而且经营压力巨大，设备检修不足，燃料品质较差而且多变，给深度调峰带来了很大的困难。

“燃料生产管理相对主机落后了近20年，燃料系统运行维护多采用人海战术，外包工密集、安全风险高。火电机组的控制系统经过20年的发展不断升级，主机已基本升级到智能集控；但燃料系统少数DCS控制，工业化、智能化水平不高，依然需要投入大量人力。”华能山东发电有限公司首席专家张华东在研讨会上表示。

结合国内机组的现状，基于技术和经济性的平衡，上海发电设备成套设计研究院清洁高效火电技术中心副主任兼总工程师陶丽表示：“建议不同参数容量的机组区别化对待：超（超）临界机组深度调峰负荷至25%~30%THA负荷运行；亚临界的机组至20%THA负荷；30万千瓦及以下亚临界机组可以考虑快速启停运行方式。”

针对深度调峰改造对主辅设备安全带来的全面压力和挑战，宋国良建议：“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，适当预留调峰安全裕度，确保机组安全运行。”