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图 全国各地煤电机组参加辅助服务市场补偿标准比较
推进煤电灵活性改造的政策措施建议
一是加强统一规划引导,因地制宜分类施策,有序推进煤电灵活性改造。要全面统筹区域、行业、企业差异,根据当地能源结构、电力供需状况、新能源发展与替代潜力等条件,科学预测本地区灵活资源规模,做到“一区一策、一地一策”甚至“一厂一策、一机一策”,避免形成新的产业结构性矛盾和经营困境。如在新能源丰富且外送受限区域,可优先推进30万千瓦及以下和部分60万千瓦纯凝机组改造来承担外送匹配和深度调峰任务;对于供热强度和供热压力大的热电联产机组,可着力推进热电解耦,在供热季腾出发电空间消纳新能源。
二是完善辅助服务市场,稳定补偿和激励政策预期,保障煤电企业收益。按照“谁改造谁获利、谁受益谁补偿”的原则,充分考虑煤电企业由于改造而产生的投资运维成本增加、煤耗增加以及发电量减少、安全风险增加等因素,科学制定参与调峰补偿水平,由受益的新能源、核电、未参与调峰的煤电,甚至电力用户共同予以补偿。健全辅助服务市场机制和运营细则,完善基于新能源上网消纳的煤电改造与运行激励政策,保持补偿和激励政策的稳定性和持续性,保证实施灵活性改造的燃煤机组能够取得一定年限的稳定投资受益,调动煤电企业参与改造和调峰的积极主动性。
三是优化灵活性改造技术路线,确保燃煤机组安全经济运行。借鉴德国、丹麦等先进国家灵活性改造经验,优化煤电机组改造技术路线,尽可能兼顾深度调峰和节能效率,在安全和环保基础上,形成不同区域、不同机组改造技术路线,避免各自为阵、盲目实施。做好改造机组的运维和寿命管理,加强关键部件检验检测,最大程度降低对机组能耗、效率、寿命周期的影响。建立健全改造前评估优化、改造中过程管控、改造后监督评估的全过程保障机制,防范化解改造后机组因快速启停、快速爬升、快速变负荷过程中和长期低负荷运行带来的安全风险,严防发生涉网安全事件。
四是充分调动各类灵活性资源,丰富辅助服务市场参与主体,建立协调统一的灵活性资源体系。辅助服务市场建立的目的是为了保持整个电网的安全稳定和所有电力用户的可持续供电,因此辅助服务参与者不应局限于电源主体。随着能源信息技术和能源互联网的发展,储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户,都是参与辅助服务的重要力量,都应参与辅助服务的分担与共享。提高电力系统灵活性增强调节能力,绝不能只依靠煤电灵活性改造,而应从电源侧、电网侧、用户侧多措并举,充分调动挖掘各类灵活性资源潜力,以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。
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