煤电灵活性改造为啥这么慢？

　　“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，欧美国家灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。”中国电力企业联合会稍早前发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》给出的一组数字，直接揭示出我国电力系统调节能力存在明显“短板”的现状。

　　在此背景下，为提升系统调节能力，增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，《电力发展“十三五”规划》明确提出，全面推动煤电机组灵活性改造——“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其他地方纯凝改造约450万千瓦。改造完成后，将增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。

　　但日前国家电网发布的《服务新能源发展报告2020》显示，截至2019年底，我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦。该数字仅为2.2亿千瓦改造目标的25%左右。多位业内人士表示，在“十三五”规划期仅剩半年的情况下，煤电灵活性改造目标落空已是板上钉钉。

　　“灵活性电源建设严重滞后，其中煤电灵活性改造总体是慢了”

　　中国工程院院士黄其励早前在接受记者采访时就曾指出，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%—15%。考虑到我国灵活性电源占比还不到6%的现实，电力系统调节能力不足已成为我国能源转型的主要瓶颈之一，特别是在可再生能源持续高速发展的新形势之下，大幅提升电力系统调节能力已迫在眉睫。

　　《煤电机组灵活性运行政策研究》指出，在我国主要的灵活性电源中，抽水蓄能电站、气电因受资源禀赋等条件限制，发展规模均相对有限；加之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，煤电实施灵活性改造已成为目前解决清洁能源消纳的有效之策。

　　为此，国家能源局早在2016年便启动两批22个试点项目，选定46台、近1700万千瓦煤电机组，集中在消纳问题比较突出的辽宁、吉林、河北等省份先行示范。“其中，70%以上示范项目位于东北三省。根据目标，灵活性改造完成后，热电机组将增加20%额定容量的调峰能力，纯凝机组将增加15%—20%额定容量的调峰能力。在煤电行业大面积亏损的情况下，东北地区多数试点仍保证了持续盈利。”国家能源集团研究员张熙霖告诉记者，截至去年底，东北电网88家煤电厂中已有42家完成改造，“东北地区符合条件的电厂基本是能改尽改。”

　　然而，东北以外地区的表现并不尽如人意。电力行业专家叶春证实，东北地区目前改造情况最好。除此之外，华北地区只有4家试点，甘肃和广西各仅有1家。“其他地区完成数量不多、改造进展缓慢，电厂自身积极性也不高。目前来看，完成‘十三五’规划目标的挑战性很大。”

　　张熙霖也称，目前来看，很难实现“十三五”所设定的目标，“远远不能满足新能源快速发展的需求。”

　　另据国网能源研究院统计，截至去年12月初，煤电灵活性改造仅完成5340万千瓦左右。其中，辽宁以1075.5万千瓦改造量位列第一，山西、陕西、内蒙古、甘肃等多地的改造容量不足百万千瓦。“我国灵活性电源建设严重滞后，其中煤电灵活性改造总体是慢了。”国家电网总经理助理赵庆波表示。

　　“前景不明，谁会轻易投一大笔钱？反过来说，如果真的赚钱，谁不愿改造呢？”

　　值得注意的是，尽管灵活性改造推进不畅，但多地仍在进一步提高要求。山西省能源局日前发布《关于加快推进煤电机组灵活性改造的通知》提出，“2020年底各发电集团煤电机组改造容量应不低于本集团的新能源装机容量”；陕西省发改委近日也发文鼓励煤电灵活性改造，明确将按照深度调峰能力给予利用小时数奖励；山东等地则在编制“十四五”可再生能源规划时，纷纷提出加快煤电灵活性改造的要求。

　　需求明确、政策支持，为何改不动？“相比超低排放改造等硬要求，灵活性改造并不具备强制性。到底改不改，电厂自己也要算算账。尤其是像我们这种国有企业，对投资回报率有明确考核，还涉及投资追责等后续问题，投资能力与盈利水平是前提。前景不明，谁会轻易投一大笔钱？反过来说，如果真的赚钱，谁又不愿改造呢？”某电厂负责人向记者直言。

　　据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500—1500元。加上后期运维、煤耗等成本，若没有合理经济回报，电厂难以承担调峰损失。“目前，大部分地区为煤电提供的辅助调峰服务补偿偏低，激励不足是改不动的根本原因。”张熙霖表示，由于各地区电力供需、电价情况均有不同，多地尚未建立起相应激励机制。此外，按照“谁使用谁付费”原则，目前煤电调峰补偿主要来自风电，随着风电即将进入平价时代，其自身边际利润已经很低，风电分摊调峰成本压力也加大。

　　据叶春介绍，东北之所以推得快，根本动力在于电厂可取得可观的经济回报。“2014年起东北电网开始试行辅助服务补偿机制，补偿规模和费用稳定增长，2015年到2019年上半年累计补偿费用超过80亿元。煤电灵活性改造的投资可通过辅助服务市场获得回报。”

　　叶春进一步指出，东北电力辅助服务市场有其特色，一是调峰机组可获得部分计划电量补偿，二是辅助服务补偿费用分摊中，煤电比重逐步下降，风光核比重逐步上升。这既有利于激励煤电进行灵活性改造为新能源调峰，新能源也能获得更多上网空间，从而实现双赢。“相比之下，其他地区有待进一步完善。”

　　“既是技术问题，也是经济问题，还涉及体制机制的完善，需多方共同努力”

　　“未来，煤电将由提供电力、电量的主体电源向电量、电力调节型电源转变。”在叶春看来，我国现有煤电机组10.4亿千瓦，大部分具备灵活性改造条件。通过改造，纯凝机组最小技术出力可达30%—35%额定容量，部分机组可达20%—25%；热电联产机组最小技术出力达到40%—45%额定容量，部分机组实施热电解耦可以100%进行调峰。“从提高和优化整个电力系统调节能力角度讲，对现有煤电机组进行改造利大于弊。”

　　张熙霖表示，由于我国煤电基数大，完成这样的角色转换，需要一定的时间。“灵活性改造既是技术问题，也是经济问题，还涉及体制机制的完善，需多方共同努力。首先是建立市场机制，推广并完善电力辅助服务补偿机制。不仅要让电厂在合理时间内收回改造投资，更应让改造成为其重要的利润增长点。电网也要制定合理调度体系、优化调峰辅助服务市场运营规则。用科学化、智能化调度，提高整个电网运营的经济性和高效性。”

　　华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，不同地区的情况存在差异，灵活性改造并不意味着越多越好，而应根据当地电力供需状况和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生能源发展与替代潜力等条件，科学预测本地区调峰规模总量。“建议各地区以年度的形式确定提升煤电灵活性配套改造方案。结合电厂自身情况制定改造方案，避免出现过度改造和改造之后服务效果差的现象。”

　　叶春提出，“十四五”期间，可分地区、分机组容量有序实施改造。在新能源发电装机占比较大的“三北”地区，及核电利用小时数较低的广西、福建等地，对30万千瓦及以下和部分60万千瓦煤电机组进行灵活性改造，作为系统的调节电源。

　　叶春还表示，应尽快制定煤电灵活性改造标准规范，对现有煤电厂技术标准进行修编，“三北”地区新建煤电需达到相应灵活运行标准，新建热电机组应实现“热电解耦”技术要求。（■本报记者 朱妍）