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    【每日推文】中电联专职副理事长王志轩:如何用能源转型的全局视角看火电灵活性改造?

    | 超级管理员    阅读: 发稿时间:2019/4/29 6:31:16

    【每日推文】中电联专职副理事长王志轩:如何用能源转型的全局视角看火电灵活性改造?

    中国电力报发电部 中国电力报发电报道 


    文章来源:中联新媒

    近年来,我国风电、光伏装机规模迅猛增长,装机容量均稳居世界之首。但受制于能源结构禀赋以及新能源技术本身的局限性,目前我国电力系统调节能力难以适应新能源大规模上网的需求,在“三北”等新能源集中发展的地区一度出现了较为严重的“双弃”问题。

    电力系统调节能力不足,灵活性电源的匮乏已成为制约我国能源转型的瓶颈之一。

    由于火电在未来一段时间里仍是我国主力电源,对火电机组进行灵活性改造,挖掘机组调节能力,赋予其能源转型进程中新的角色和重任,是推进我国能源清洁、低碳发展的重要举措之一。我国电力“十三五”规划将提升电力系统灵活性作为发展的重中之重,对火电灵活性改造提出了明确的任务和目标。

    目前,“十三五”进程过半,而火电灵活性改造的总体进展却滞后于规划目标。为此,本刊记者专访了中国电力企业联合会临时党委委员、专职副理事长王志轩。王志轩深入分析了火电灵活性改造在能源转型全局中的定位,并指出在技术不断革新、业态急剧变化的新形势下,电力系统在未来将更具弹性与张力。


    承担调节重任:为什么是火电?

    在各类电源品种中,燃气轮机有很好的灵活性,在美国等富含天然气的国家,燃气轮机装机容量比重超过40%。燃气轮机相比煤电机组无论是启停速度还是调峰能力都更有优势,可有效增强系统的调节能力。

    我国灵活性电源匮乏主要体现在气电不足。受制于资源条件,我国已探明的天然气资源储量相对不足,使得天然气在能源消费中占比较低,价格较高,有限的天然气资源多以民用为主。我国能源发展“十三五”规划中提出,天然气消费比重力争达到10%。“在2014年,由于美国燃气轮机占比较高,灵活性电源相对充裕,其煤电利用小时数超过5700小时。反观我国,2018年煤电机组平均利用小时数为4477小时,也是由于灵活性电源的不足,使煤电的有效利用较低。”王志轩说。

    近10多年,我国天然气对外依存度呈明显上升趋势。2019年,中国天然气进口量约为1430亿立方米,天然气对外依存度进一步增至46.4%。能源对外依存度是衡量一个国家和地区能源供应安全的重要指标,过高的对外依存度对我国能源安全将产生一定的威胁。因此,在短期内,我国气电规模无法进一步突破。在这样的形势下,如何平抑新能源的不稳定出力?变“不可调”为“可调节”,实施火电机组灵活性改造成为目前提升电力系统调节能力、提升可再生能源消纳比例的重要手段之一。如果说过去火电机组承担着电力的安全、稳定、可靠供应的重任,那么能源转型的新形势对火电提出了更高要求:灵活、可调节。改造后的火电机组在面对新能源对电网产生的冲击时,能够有效调节,维护系统的安全稳定。电力发展“十三五”规划中提出“三北地区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;其它地方纯凝改造约450万千瓦。改造后,增加调峰能力4600万千瓦,其中三北地区增加4500万千瓦。”2016年6月,国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作。

     

    调峰市场游戏规则:零和博弈下,谁受损,谁获益?

    在国家能源局先后公布的22个试点项目中,绝大部分项目位于“三北”地区。自2010年以来,“三北”地区“双弃”现象渐趋严重,到2016年全国弃风量达497亿千瓦时,弃风率达18%;全国弃光量为70.4亿千瓦时,弃光率达11%。一边是新能源井喷式发展,一边是绿色电能无处消纳,“三北”地区新能源发展陷入了进退两难的境地。

    如果将目光聚焦于东北地区,则可更好地洞悉其痛点所在。东北地区风能资源丰富,黑龙江、吉林位列我国七大风电基地,辽宁风电规模亦不在其下。风电具有季节性特点,冬季风电大发时,东北地区处于供暖期,70%以上的煤电机组都是热电联产机组,以热定电的运行方式使得机组必须保障供热的最小出力。即便煤电机组已将出力压到最小,东北风电、光伏消纳空间仍极为有限,在春节停工期,负荷走低更是加剧了消纳矛盾。对于东北电网而言,稀缺的并非发电资源,而是调峰资源。也正因如此,在国家能源局公布的22家火电灵活性改造试点单位中,位于东北地区的电厂占据了“半壁江山”。

    “热电联产机组的优势在于能量的梯级利用,高品级能量发电,低品级能量供热,能源的利用更充分、效率更高。但这一运行方式使得供暖季要保证热负荷时,机组必须保持一部分出力。当然,如果只供热不发电也并非不可行,但如此一来整体能效下降,是能源的极大浪费。”王志轩说。

    解决东北热电矛盾的关键技术在于热电解耦,即实现热电比大幅自由转换,这也是试点项目中,许多电厂面临的技术改造重点。

    华能丹东电厂是首批火电灵活性改造试点单位之一,其改造的重点便是热电解耦。改造后,机组能够满足供热始末期热网供热需求,突破了原有供热始末期机组最小出力23万千瓦时方能满足供热需求的瓶颈,据媒体报道,华能丹东电厂曾在供热的20天里就获得600万元调峰奖励。

    但王志轩认为,华能电厂机组改造后运行良好且收益匪浅,这并不意味着其他电厂的改造亦能成功。改造需要因地制宜,充分评估自身所处的市场环境及供热条件。“火电机组灵活性改造必须要和当地的热网条件、可再生能源资源、电网负荷情况相匹配,因地制宜,一厂一策,不具备相应条件的电厂不可盲目跟进。”王志轩说。

    另外,王志轩认为,一些地区火电机组调峰所获得的收益是一种政策的“奖励”,而非正常、稳定的商业模式。他认为,目前的政策是以行政手段规定所有火电企业共同承担调峰责任,改造后的火电厂所获得的调峰收益来自其他不具有调峰能力的电厂。换言之,调峰市场的游戏规则是一种“零和博弈”,收益并非来自系统的效益提升,而是来自行政式的“奖与罚”,在这种模式下,所有企业一拥而上的改造反而是危险的。“当大家都具有调峰能力时,如何挣钱,钱从哪里来?如果挣不到钱,改造成本如何回收?是否能提高社会整体效益还是个问题。”王志轩分析道,从社会效益来说,火电机组灵活性改造促进了新能源消纳,具有一定的清洁、低碳效应,但为了实现调峰的目的而让所有的火电机组都运行在一个并不合理的区间,使得机组运行效率下降,煤耗增加,这在某种程度上来说又是不低碳、不高效的。这一正一负,两厢权衡,是否真的利大于弊?这还需要进一步的深入论证。目前的政策制定使得部分先行改造、具有调峰能力的电厂获得了收益,但是如今电力“十三五”已然过半,火电灵活性改造进展滞后,很显然,持观望态度的电厂不在少数。

    王志轩指出,在火电灵活性改造过程之中,企业很容易走入另一个误区:将机组出力压得极低,过分看中“灵活”这一特质。而实际上,火电机组的改造也并非将出力压得越低越好。尽管从调节性能来说,机组越灵活,电网调度越从容。但“灵活”并不是衡量效率和效益的指标。火电灵活性改造之后机组长期运行在常规设计区域范围之外,这是一种非常态、不得已的手段。“需要正视的是,尽管调峰能力提升了,但这并不等于效率的提升。火电灵活性改造不是一种正常的、符合机组运行规律的行为。如果人昼夜不分、黑白颠倒地工作,对身体机能会有严重影响,更不可能处于高效状态。火电机组灵活性改造也一样,强行让机组违背原有的设计运行规律,对于效率是一种折损,是没办法的办法。”王志轩说。


    调节手段多元化发展:调节资源建设与需求如何合理匹配?

    在火电机组进行灵活性改造的同时,储能、抽水蓄能、需求侧管理乃至综合能源服务等新技术与新业态的萌发,使得未来辅助服务市场形势更加复杂多变。

    储能具有“源”“荷”双重属性,在可再生能源并网、辅助服务、分布式发电及微电网等领域极具应用前景。2017年,国家5部委发布关于促进储能产业与技术发展的指导意见》,我国储能产业迎来爆发期。储能在发电侧、电网侧、用户侧的全面发展,对于保障电力系统的稳定、促进能源低碳转型具有重要作用。

    抽水蓄能作为储能领域中最为成熟的技术之一,是目前最经济、清洁的大规模储能方式,抽水蓄能电站启停灵活,反应迅速,具有调峰填谷、调频、调相、黑启动、紧急事故备用等多种调节功能。在“十二五”时期,抽水蓄能一度发展缓慢,近年来,抽水蓄能电站建设开始提速。

    储能技术在发电侧与电网侧应用已久,随着电力系统智能性和交互性的发展,用户侧储能开始勃发。2018年,国家发改委发文鼓励完善峰谷电价形成机制,促进储能发展,其中提到“利用现代信息、车联网等技术,鼓励电动汽车提供储能服务,并通过峰谷价差削峰填谷获得收益。”这是国家首次在政策文件中明确指出储能在削峰填谷中的重要作用,并提出完善峰谷电价机制,为用户侧储能发展提供了有利的市场环境。

    2018年年初,王志轩曾在《中国能源电力转型的十大趋势》一文中指出,由于储能技术之间具有替代性,需要政府部门和企业对火电机组的灵活性改造进行理性考虑,防止大范围“一刀切”,从而降低机组的高效性能。


    随着“大”“云”“物”“移”“智”技术的推广应用和智能电网的迅猛发展,电力系统运行模式发生了根本性的变化,发电侧、电网侧与用户侧之间的信息更加融通,用户侧能够更及时、准确地了解电力供给侧的负荷变化,响应电力供给侧的需求。“比如这方面做得比较好的江苏省,在负荷高峰的时候,通过微信信息平台可迅速响应电网的调节需求,通过负荷集合商的资源整合,切断可中断负荷,高峰时不用电或少用电,并获取调峰收益。如果需求侧响应发展到一定规模,对于电网的调节能力将是极大的提升。”王志轩说。


    王志轩指出,能源侧、电力生产和供应侧、电力需求侧加速融合,形成的新能源发电、分布式电力系统、储能储电、综合能源服务的部分不断扩大。电力需求侧管理(DSM)将逐步过渡到需求响应(DR)阶段,再过渡到供需耦合的阶段。在供需耦合阶段,非水可再生能源发电将成为电力、电量的主体,且与核电、大型水电、气电、煤电、分布式电源、储电等共同构成多元化的中国新型电力系统。

    抽水蓄能、储能、需求侧响应等手段和火电灵活性改造同样具有支持非化石能源入网的功能,在调节手段全面开花的形势下,调峰资源是否仍然稀缺,供需形势是否会逆转?“在同一个需求空间里,政府应该对所有参与辅助服务的主体进行统筹规划,如果一拥而上、泛滥发展,最终将导致无序竞争和社会资源的浪费。因此,在增强电力系统调节能力的同时,也要考虑到整体的效率和效益。”王志轩说,“现在要解决可再生能源消纳和电力系统的安全稳定运行,从电源侧、电网侧到用户侧有很多形式和措施,在政策制定的时候应充分地考虑到每个市场主体的发展情况,来合理确定火电机组灵活性改造的规模和程度。”

    目前,能源行业处于一个急剧变革的阶段,新技术、新业态不断涌现,每一项新业态的出现都是对既定规划的一种冲击,新的行业格局一触即发。因此,对于火电机组灵活性改造如何继续推进,需要将此命题放在一个动态的能源环境中进行考量。火电机组灵活性改造同样需要合理判断需求空间,并统筹考量多种调节方式的发展。“能源转型中的每个电源品种、每项技术创新都是相互关联的,它们之间的变化发展会相互影响,因此我们在制定任何一项政策的时候,都不可单一地、局部地看待问题。”王志轩说。


    灵活性改造何去何从:让市场做出回答,让企业自行选择

    在能源结构由高碳走向低碳的过程中,未来火电作为主体电源和调峰电源的定位日渐明确,甚至后者将占据越来越大的比重,火电主体电源和调峰电源应保持怎样的配比才是相对科学合理的?王志轩认为,这个问题应留待市场回答。要合理把握火电灵活性改造规模,应通过市场机制,让能源电力回归商品属性,建立完善的现货市场和辅助服务机制。在市场竞争中,将选择权交给企业:改造或不改造,企业从市场需求和自身条件进行权衡。

    2018年3月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》,意见提出加快推进电源侧调节能力提升,包括实施火电灵活性提升工程、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用。作为我国电力系统调节能力首份产业政策性文件,意见以商品属性明确了具有调节能力的灵活性火电机组、抽水蓄能、储能等相应的市场地位,对我国电力系统灵活性欠缺、电网调度运行较为僵化、清洁能源消纳难的现状从市场的角度予以调整。

    但在尊重市场的同时,也应认识到,市场并不是万能的,市场短期的膨胀亦有可能造成无序竞争。王志轩认为,辅助服务市场建立后,在调峰方面能够发挥作用最快的可能是需求侧响应。而火电灵活性改造由于涉及大量的资金投入,因此在改造之前还需进行慎重的分析和考量。王志轩指出,中国能源电力发展的根本问题在于市场的缺失,火电灵活性改造向何处去、走多深,取决于电力市场的建设与完善。

    在采访中,王志轩强调,合理的规划应与需求匹配。经过改革开放四十年的发展,中国能源电力从过去的供应短缺,到如今探寻低碳供应、绿色供应、高效供应,主要矛盾已发生变化。“当前,我国煤电机组普遍服役时间约为十多年,利用小时数仅为4000小时左右,能力和效益还有很大提升空间。与此同时,可再生能源发电成本持续下降,换言之,我国电源侧的供给能力不断提升,而电量增长需求放缓,在这样的情形下,无论是火电机组灵活性改造,还是其他具有调节能力的市场主体,乃至整个能源电力领域的规划发展,都要与未来市场需求相契合,动态地调整发展规划,合理控制规模。”王志轩说。

    本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬)2019年03期


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