谈谈新形势下火电灵活性改造

      长期以来，我国电力市场建设缓慢，电价和发用电计划由政府确定，虽然推动了电力供应的持续增长，但也导致传统电力粗放式发展道路、扩张式经营模式与清洁可再生能源的矛盾日益尖锐，严重限制了水电、风电和太阳能光伏发电的并网消纳和持续健康发展。我国虽已拥有全球最大风电、光伏装机容量，但每年弃水、弃风、弃光限电量达到数百亿千瓦时。国家能源局数据显示，受上网标杆电价调整影响，今年上半年光伏发电迎来小高潮。截至今年6月底，西北电网风电及光伏发电装机容量合计已达5937万千瓦，占全网总装机容量的29.7%。据悉，国家能源局已初步考虑，在“十三五”电力规划中将2020年风电装机目标确定为2.5亿千瓦，相当于在2015年基础上翻一番。光伏装机目标则更为宏大，到2020年计划实现总装机1.5亿千瓦的目标，这是截至2015年中国既有光伏装机总量的3倍。可见，“十三五”期间中国风电、光伏、水电、核电将迎来更大的发展机遇，将成为“十三五”电力规划的亮点。为满足可再生能源的快速发展需要，提高可再生能源消纳能力，根据国家“十三五”规划纲要：建设高效智能电力系统，将实施提升电力系统调节能力专项工程，提升火电运行灵活性成为重点工作之一。

为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，国家能源局今年6月28日下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，共计16家提升火电灵活性试点项目。今年7月28日，在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上，国家能源局综合司下发《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》，确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。

2015年，全国6000千瓦及以上火电设备平均利用小时4329小时，预计在“十三五”期间将继续大幅下降。近期国家陆续出台了多项重大改革举措的文件，对我国电力体制和价格机制改革做出了全面部署。未来随着竞争性电力市场的建立，火电运行方式将逐步由计划上网过渡到竞价上网模式，同时可能推进建设多种辅助服务市场。而目前，我国火电仍实行标杆电价上网体制,火电灵活性调峰等成本相关政策迫切于今年年底前出台。根据近期陆续出台的相关政策，下一步将逐步放开竞争性环节价格，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成由市场决定能源价格的机制。针对东北风电、核电快速发展的实际，新办法改变了只在火电机组内部进行补偿和分摊的模式，将风电、核电作为重要市场主体纳入调峰机制，实现风火、核火之间的互补互济。

事实上，火电的灵活性改造与我国新能源发展不无关系。与新能源相比，煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时，煤电和新能源之间可形成协作关系，但当煤电规模超过一定阈值时，两者之间就会发展成为竞争关系。原因在于，当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言，高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择，而这也是国家近期推进煤电灵活性改造的主要原因之一。开展示范试点工作的过程中，电力规划设计总院、西安热工研究院、华电电力科学研究院、国电科学技术研究院、上海发电设备成套设计研究院、上海电气、哈汽、烟台龙源、华北电力大学、吉林省电力科学研究院等单位联合项目试点单位，积极启动科研及实施改造的具体方案，鼓励示范试点电厂积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间等相关经验。