火电灵活性改造助力甘肃能源清洁低碳转型

新能源产业是国家战略新兴产业中的重要一环，甘肃是我国清洁能源示范省，风能、太阳能技术可开发量分别为5.6亿千瓦、95亿千瓦，位居全国第四、第五。河西走廊能源资源富集、地形交通便利，腾格里、巴丹吉林、库木塔格大型风光电基地纳入国家布局方案，具备建设大型清洁能源基地的优越条件。新能源高比例并网后，电网运行同时面临电力保供难和新能源消纳难两大主要矛盾，提升系统调节能力是实现电力安全供应和新能源消纳的前提条件，也是夯实能源转型的基础及关键。基于我国“富煤、贫油、少气”能源资源基础，从现阶段到未来较长一段时期内，煤电机组仍然是我国的主要电源，在其他具有经济性的灵活性调节手段规模化发展以前，实施煤电机组灵活性改造是提高电力系统调节能力重要且经济的选择。

（来源：中能传媒研究院作者：杨昌海 李丁 蒋明华 国网甘肃省电力公司经济技术研究院（新型电力系统研究院））

一、甘肃省新能源发展规划

为服务经济社会高质量发展，统筹新能源高质量发展和能源安全将引领未来一段时间能源发展方向；推动电力系统低碳转型和保障系统安全充裕运行将成为电力系统未来一个阶段的重点任务；统筹煤电和新能源发展、推动多资源多目标协同规划，将成为应对电力负荷与新能源快速增长带来电力保供挑战的重要手段。

甘肃省新能源装机及发电量主体地位已凸显。截至2024年8月，甘肃全省发电装机容量9403万千瓦，新能源发电装机5946万千瓦，占比排名全国第二。2024年1—8月全省发电量1531亿千瓦时，新能源发电量567亿千瓦时，同比增长24%，占总发电量37%、占比排名全国第二，日发电量最大占比已超过50%。“十四五”以来，甘肃省已经明确指标的新能源发电容量为11580万千瓦，其中省内用9230万千瓦，外送2350万千瓦。“十五五”期间，新能源按照基地化、规模化集中连片开发原则，重点围绕腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠等新能源基地及定西、庆阳等中东部多能互补基地新能源规划布局，预计至“十五五”末，全省新能源总装机容量将达到1.6亿千瓦。

二、新能源跨越式发展带来的系统平衡压力

新能源“有电量、无电力”的特点，难以实现对电力充裕供应的支撑性作用。甘肃省新能源装机已远超省内用电负荷，但在晚高峰期间仍存在电力缺口。“十四五”以来国家层面及甘肃省政策要求新能源配套储能，但仍无法弥补新能源波动性带来的影响。2023年全年，有146天午间出力超过1000万千瓦的同时晚高峰小于300万千瓦，有48天晚高峰出力不足150万千瓦，预计2025年甘肃省电力缺口将超过300万千瓦。“十五五”期间，在抽水蓄能电站投运前，全省最大电力缺口约450万千瓦，缺口主要集中在兰州、天水、陇南、庆阳、武威。新能源出力随机性强，给电力系统调峰带来巨大压力。

三、火电灵活性改造政策驱动力分析

按照《全国煤电机组改造升级实施方案》要求，新建煤电机组和灵活性改造后的现役煤电机组在纯凝工况下的调峰能力一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷，而“采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力”。尽管灵活性改造提升了煤电机组的爬坡速率，缩短了热态启动时间（4h）和冷态启动时间（5h），但仍难以满足秒级和分钟级的超短时灵活性调节需求，更适合参与日内小时级的短时灵活性调节，并且在电厂存煤的支持下能有效参与跨日的灵活性调节。新建超临界和超超临界煤电机组调节性能与灵活性改造后的现役机组类似。

30万千瓦和60万千瓦纯凝机组按灵活性调节容量折算的改造成本为625元/千瓦，热电机组进行热电解耦按灵活性调节容量折算的改造成本为444元/千瓦，新建超超临界百万煤电机组的单位造价为3506元/千瓦。2024年1月国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》明确指出存量煤电机组到2027年要实现“应改尽改”，并且“探索煤电机组通过市场化启停调峰获取收益”。

四、甘肃省火电灵活性改造现状

甘肃省火电装机容量总计2458万千瓦，其中公网内用火电装机1556万千瓦，祁韶直流配套电源装机400万千瓦，自备电厂及地方小火电装机505万千瓦。甘肃公网内用火电机组44台，冬季居民供热机组装机占比52%，为保障采暖需求，需全开4个月以上。

“十三五”以来开展灵活性改造电厂18家，机组38台，容量1357.5万千瓦，占公网火电装机总容量87.3%。当前公网内用火电机组非供热季平均深调能力36.5%，其中深调能力达到35%标准的机组22台，装机878万千瓦，占公网总装机容量的56%。未达标火电机组16台，主要集中在常年进行工业供热供汽机组。供热季平均深调能力46.5%，其中深调能力达到40%标准的机组12台，装机478万千瓦，占公网总装机容量的30.73%。

目前，甘肃省火电灵活性改造存在的问题主要有两方面。火电机组在供热季减少上调节能力107万千瓦、减少下调节能力104万千瓦。冬季火电机组因保供热造成网内调峰能力严重不足，影响全网的电力保供和新能源消纳。一是目前尚未出台火电机组灵活性改造政策，火电机组热电解耦改造缺少政策引导。二是国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，要求现货市场连续运行地区，不再运行调峰、顶峰及调峰容量等具有类似功能的市场，若调峰容量市场停运，缺乏市场化激励机制，将导致火电机组灵活性改造和热电解耦无法继续推进。

五、相关建议

一是制定煤电机组灵活性改造方案。下发改造清单，明确时间节点，鼓励供热电厂开展热电解耦改造，通过增加熔盐储热、电极式锅炉等技术手段实现热电解耦，在保证冬季供热需求的基础上持续提升机组调节能力。

二是完善灵活性改造激励政策。统筹考虑国家燃煤机组容量补偿机制和后期容量市场建设，重点研究市场化补偿体系和疏导机制，出台灵活性改造可持续激励政策，推动火电机组热电解耦和30%以下调节能力挖掘。开展煤电机组深调能力核定，准确掌握机组实际深调能力，为调度运行提供科学依据。

三是结合新能源大基地项目推动光热项目落地。光热发电技术具有灵活调节能力与惯量支撑能力，通过同步机并网，能够维持在15%额定功率的出力水平，在高比例风电、光伏发电并网的情况下，光热发电能够发挥调峰、调频、备用等巨大作用。同时，光热发电平均爬坡速率为每分钟3%～4%额定功率，启动时间为20～60分钟，主要可用于提供短时灵活性。甘肃省具有丰富的光热资源，建议通过结合使用模型数据和地面测量结果来综合、细致评估光热资源，对光热站址进行保护。

四是适时开展天然气发电试点项目。争取提高天然气在甘肃的供给份额；加大省内自有气田开发力度，持续推进气田产量稳产增产；引导地市或企业加大与国家管道、中石油的衔接，争取更多的天然气资源量与新增下载点，保证省内新建燃气发电项目的供气可靠性。优化气价与电价交易机制，将发电用气价稳定在合理区间，完善电力现货和辅助服务交易机制，吸引企业在甘投资建设天然气发电项目。