“預(yù)計2020年，非化石能源發(fā)電裝機合計達9.3億千瓦左右、占總裝機容量比重上升至43.6%，比2019年提高約1.6個百分點。”近日，中電聯(lián)專職副理事長兼秘書長于崇德公開表示，新能源發(fā)電裝機比重提升對電力系統(tǒng)調(diào)峰能力需求進一步增加，調(diào)峰能力不足問題已經(jīng)顯現(xiàn)。

對此，有業(yè)內(nèi)人士認為，我國已有現(xiàn)貨試點開始實踐，持續(xù)深入推進現(xiàn)貨市場建設(shè)可從根本上解決這一問題，當前可通過市場化手段理順價格機制、舍棄風光電源尖峰電量等方式提高系統(tǒng)靈活性。

調(diào)峰需求不斷增加

調(diào)峰思路悄然轉(zhuǎn)變

廠網(wǎng)分開之前，電力系統(tǒng)沒有調(diào)峰輔助服務(wù)的概念，發(fā)電多少由調(diào)度決定，輔助服務(wù)只是企業(yè)內(nèi)部使用的技術(shù)手段。廠網(wǎng)分開后，電廠成為獨立企業(yè)，當時的國家電監(jiān)會于2006年頒布《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《并網(wǎng)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，用于明確輔助服務(wù)的調(diào)用和補償規(guī)則。這就是行業(yè)熟知的“兩個細則”。

2014年，為充分激發(fā)火電調(diào)峰的積極性，解決棄風問題，東北地區(qū)在調(diào)峰領(lǐng)域率先引入競爭機制。近幾年，新能源發(fā)電裝機比重逐步提升，電力系統(tǒng)調(diào)峰能力需求持續(xù)增加，調(diào)峰輔助服務(wù)市場規(guī)模逐漸壯大，各地由此紛紛開啟調(diào)峰輔助服務(wù)的市場化建設(shè)。

國家能源局去年底通報的《2019年上半年電力輔助服務(wù)有關(guān)情況》顯示，從電力輔助服務(wù)補償費用的結(jié)構(gòu)上看，調(diào)峰補償費用總額50.09億元，占總補償費用的38.44%，各地輔助服務(wù)市場的輔助服務(wù)提供方以火電為主。

除了傳統(tǒng)的氣電、抽蓄、煤電靈活性改造外，隨著儲能成本下降，儲能電站參與系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻的工程范例也陸續(xù)出現(xiàn)。同時，伴隨電力市場建設(shè)，調(diào)峰的思路更是轉(zhuǎn)至用戶側(cè)，需求側(cè)響應(yīng)、電動汽車等陸續(xù)加入調(diào)峰“大軍”。

有業(yè)內(nèi)人士表示，多數(shù)省份保留了深度調(diào)峰市場，非輔助服務(wù)改革試點省份繼續(xù)執(zhí)行“兩個細則”，而現(xiàn)貨試點區(qū)調(diào)峰品種將不復(fù)存在，未來這三種模式將在中國電力系統(tǒng)中長期并存。

電源側(cè)、儲能調(diào)峰不經(jīng)濟

用戶側(cè)調(diào)峰還不成熟

新一輪電改開啟，為電力系統(tǒng)調(diào)峰方式方法提供了新思路，但參與輔助服務(wù)的主體仍然面臨很多問題。

中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展部副主任葉春表示：“從目前電源側(cè)的幾種調(diào)峰方式看，因儲能技術(shù)不成熟、建設(shè)成本高、運行安全性等原因，尚不具備大規(guī)模商業(yè)化運營條件；抽蓄電站受站址資源限制，價格機制也尚未理順；氣電受氣源、氣價和碳減排約束，不具備大規(guī)模建設(shè)條件。”

煤電靈活性改造是現(xiàn)階段提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的現(xiàn)實選擇，但規(guī)模不及預(yù)期。葉春指出，隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，電源結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化，原有的輔助服務(wù)補償力度對發(fā)電企業(yè)的激勵作用有限。煤電靈活性改造支出高，補償不足。“在新能源富集區(qū)的火電，若不考慮盡快建立容量市場，新能源消納的問題短期內(nèi)仍然得不到緩解。”

東北某煤電企業(yè)人士告訴記者：“目前看，調(diào)峰輔助服務(wù)補償在逐年壓縮，今年調(diào)峰補償費用從1元/千瓦時降至0.8元/千瓦時。調(diào)峰經(jīng)濟性難以調(diào)動發(fā)電側(cè)的積極性，靈活性改造的投入并不是小數(shù)目。但如果調(diào)度來指令了，經(jīng)濟性差也得調(diào)，否則調(diào)度下次加負荷不會考慮你。”

“供熱煤電機組調(diào)峰也存在問題。如果不核定一個最小運行方式，煤電機組減到一定負荷之后，對外抽氣的能力下降，供熱能力也會受影響。”該人士表示。

儲能在調(diào)峰輔助服務(wù)市場也難施展拳腳，葉春指出：“隨著連續(xù)三年的政策性降價，依靠峰谷套利的盈利模式空間越來越小，加上技術(shù)限制以及高成本，尚無法承擔大部分調(diào)峰調(diào)頻重任。用戶側(cè)方面，除了需求側(cè)響應(yīng)等措施外，受制于技術(shù)、市場等一系列原因，還有潛力待挖。”

舍棄風光尖峰電量

提高系統(tǒng)靈活性

在目前的形勢下，如何提高電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力？

葉春建議：“目前，我國主要還是依靠補償機制推動系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的建設(shè)，隨著電價政策進一步理順，推動補充機制向市場機制過渡，利用現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場挖掘調(diào)節(jié)型電源的價值，同時推進兩部制電價，并由社會分攤成本，從發(fā)用兩端發(fā)力，才能提高系統(tǒng)效率，這是解決問題的關(guān)鍵。”

中電聯(lián)《2020年上半年全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》也建議，要關(guān)注機組及電力設(shè)備因疫情導(dǎo)致有效檢修時間窗口縮短帶來的安全性風險，加強省間電網(wǎng)調(diào)峰互濟。同時，提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，并加快建立并完善電力輔助服務(wù)市場及市場化電價形成機制，針對靈活性電源、電化學(xué)等儲能裝置出臺容量電價，進一步提高靈活性調(diào)節(jié)電源以及儲能裝置建設(shè)的積極性，持續(xù)提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力。

此外，風光等新能源本身也能為電力系統(tǒng)調(diào)峰出力。

據(jù)國網(wǎng)能源研究院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所主任工程師張富強統(tǒng)計，各省新能源發(fā)電出力具有明顯的“尖峰電量占比低”特征。以甘肅風電為例，低于60%裝機容量出力，累積發(fā)電占當年全額理論電量的94%，若低于70%裝機容量發(fā)電，累積發(fā)電占比達99%，提高10%裝機的尖峰出力，電量僅增長5%，電量占比較低但對系統(tǒng)運行造成較大壓力。

“其他地方的風光發(fā)電也遵循類似的出力特征。”張富強表示，從新能源消納角度看，若削去部分尖峰電量，對新能源全年發(fā)電量影響很小，而且能大大降低系統(tǒng)運行壓力。

一位電力行業(yè)專家也告訴記者：“長期看，要持續(xù)推進現(xiàn)貨市場建設(shè)，浙江省已經(jīng)嘗試改變原有的計劃調(diào)度模式，實行全電量競價，不再保留調(diào)峰品種，誰多發(fā)電誰少發(fā)電完全交給市場，這才是緩解電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力的治本之策。”