中國儲能網訊：近年來，新能源消納取得明顯進展，但部分地區(qū)形勢仍不容樂觀。推進“雙碳”目標，構建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)是重要著力點之一。在新能源發(fā)電的間歇性和波動性尚無法徹底解決的背景下，燃煤發(fā)電對新能源的調節(jié)作用在未來相當長一段時間內仍不可或缺。要充分發(fā)揮煤電的這一功能，需要通過市場化的價格形成機制，保證燃煤機組合理疏導成本。
在“雙碳”目標和構建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)等政策驅動下，我國新能源發(fā)電（光伏發(fā)電、風電）正加速發(fā)展。截至2022年4月底，全國發(fā)電裝機容量約為24.1億千瓦，其中光伏發(fā)電裝機3.2億千瓦、風電裝機3.4億千瓦。預計到2030年，我國光伏、風電總裝機容量可達12億千瓦。
新能源快速發(fā)展的同時，其消納形勢不容樂觀，需引起高度關注。2020年全國棄光、棄風電量分別為52.6億千瓦時和166億千瓦時，其中甘肅、西藏棄光率超過10%，西北地區(qū)棄風率達到8.4%。2021年，華北地區(qū)新能源棄電率達3.6%，棄電56.2億千瓦時；東北地區(qū)新能源棄電率為2%，棄電23.6億千瓦時；西北地區(qū)新能源棄電率達5.4%，棄電132.8億千瓦時。2022年1-4月，青海棄光率更是高達10.1%，蒙西地區(qū)棄風率達11.8%。我國“三北”地區(qū)新能源最大滲透率超40%，風電和光伏裝機容量占比超60%，然而靈活性調節(jié)電源卻不足3%，系統(tǒng)慣量持續(xù)下降，新能源快速發(fā)展帶來的消納問題日漸突出。
靈活性調節(jié)資源仍待深度挖掘
造成新能源消納難的主要原因是其自身的發(fā)電出力具有明顯的間歇性和波動性。例如，浙江2021年火電平均發(fā)電利用小時數(shù)為4762小時，風電為2165小時，而光伏僅有1122小時，夏季午高峰時段光伏有效出力僅占裝機容量的16%，風電有效出力僅占裝機容量的6%；東北區(qū)域2021年7月28日，瞬時風電出力不足裝機容量的 0.1%；山西3月4日新能源發(fā)電出力2216萬千瓦，達到全省用電負荷的61.3%；湖北3月8日新能源發(fā)電最大出力1026.51萬千瓦，達全省用電負荷的40.4%；新疆6月17日新能源最大出力2125萬千瓦，占全省用電負荷的57.98%。預計2030年全國新能源瞬時出力可以達到用電總負荷的60%，2060年這一數(shù)據(jù)或升至150%。
高比例新能源接入電力系統(tǒng)后，打破了電力系統(tǒng)原有的“源隨荷動”運行模式，電力系統(tǒng)將由單側隨機演變成更復雜的雙側隨機波動，這就要求電力系統(tǒng)的調節(jié)能力也要隨之不斷擴大，以解決電力電量平衡、調峰調頻和系統(tǒng)慣量下降等問題。2021年，美國可再生能源發(fā)電量占比為20%，靈活性調節(jié)資源容量占比達49%；西班牙可再生能源發(fā)電量占比為37%，靈活性調節(jié)資源容量占比達34%。相比之下，我國可再生能源發(fā)電量占比高達30.6%，尤其是“三北”地區(qū)新能源的最大滲透率超40%，但靈活性調節(jié)資源卻不足3%，系統(tǒng)調節(jié)能力建設更為迫切。
靈活性調節(jié)資源需要從“源網荷儲”多角度進行挖掘。電源側應通過煤電靈活性改造，降低機組最小技術出力，進而提高調峰能力，實現(xiàn)與新能源的“多源互補”；負荷側可通過虛擬電廠、負荷聚合商、可中斷負荷、跨時區(qū)負荷用電時間互補等實現(xiàn)“源荷互動”；儲能側可通過發(fā)展抽水蓄能、新型儲能、電制氫、電制熱、電轉氣等實現(xiàn)“多儲互濟”。
煤電要承擔起輔助服務職能
新能源出力具有間歇性和波動性，需要傳統(tǒng)快速響應電源輔助其進行實時調節(jié)，以滿足電力電量平衡的要求。對于光伏發(fā)電，隨著上午發(fā)電迅速出力，凈負荷隨之下降，煤電需要向下爬坡進行調峰；中午光照最強時，凈負荷達到最低點，煤電機組按最小技術出力運行；傍晚隨著光照下降，凈負荷迅速上升，煤電需要向上爬坡進行調峰；夜間用電負荷開始下降，凈負荷隨之下降，煤電需要再次向下爬坡進行調峰。由此可見，通過煤電機組快速調整出力水平來平抑新能源出力的波動性，是構建新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)的重要支撐。
2021年以來發(fā)生的國際能源危機，更凸顯出煤電機組的備用功能價值。例如，澳大利亞可再生能源發(fā)電量市場占有率超過30%，但未設置激勵頂峰發(fā)電的備用容量市場，僅憑短時間內建立的電能量市場和輔助服務市場，難以保障傳統(tǒng)電源巨額投資帶來的長期回收需求，導致現(xiàn)貨市場電價短時期內飆升。6月15日，調度機構預計，昆士蘭州當晚電力供應缺口將超過800兆瓦，維多利亞州16日上午電力供應缺口將超過2000兆瓦，新南威爾士州16日下午供應缺口將達4000兆瓦。對此，當?shù)夭坏貌恍紡臇|部標準時間14:05起暫停各地現(xiàn)貨市場，一些準備并網調試的風電、屋頂光伏項目暫停。市場暫停時，昆士蘭州電價超過900美元/兆瓦時，新南威爾士州的約為800美元/兆瓦時，維多利亞州為450美元/兆瓦時，南澳大利亞州為390美元/兆瓦時，均遠超300美元/兆瓦時的價格上限。由此可見，彌補新能源發(fā)電波動性的備用容量市場對于穩(wěn)定市場價格水平至關重要。
與澳大利亞的情況類似，美國得州電力市場僅有單一的電能量市場，未建立容量市場機制，只是通過制定一系列稀缺電價定價機制，在系統(tǒng)電能和備用電能稀缺的情況下提高電能價格。這種價格機制會導致在電能稀缺的情況下，出清價格升高甚至達到上限。
相比之下，德國的經驗值得借鑒。德國可再生能源發(fā)電量占比從2000年的6%上升到了2020年的46%，但電網安全穩(wěn)定性未受到負面影響，用戶年平均停電時間僅為10.73分鐘。針對風電、光伏發(fā)電的波動，德國大部分硬煤電廠可向下調節(jié)至額定裝機容量的10%，褐煤電廠可向下調節(jié)至額定裝機容量的40%左右。原來計劃關停的8臺煤電機組轉為應急備用，占煤電裝機容量的6%，可提供270萬千瓦的出力，在電力供應緊張時具備應急并網發(fā)電能力。
市場化價格形成機制是關鍵
預計到2030年，我國煤電裝機將達12.5億千瓦，氣電裝機達2億千瓦，可再生能源發(fā)電量占比超過50%，10萬億千瓦時的社會用電量中有5萬億千瓦時來自火電，若氣電按3000利用小時數(shù)計算，可以推算，煤電在5萬億千瓦時中的份額低于4.4萬億千瓦時，年利用小時數(shù)約為3500小時。
2021年10月18日，秦皇島5500大卡動力煤價達到了2600元/噸，即使按照到廠后1300元/噸的動力煤價、320克/千瓦時的供電煤耗率折算（忽略其他成本），煤電邊際發(fā)電成本也達到0.416元/千瓦時，按照燃煤成本在發(fā)電綜合成本中占70%推算，綜合發(fā)電成本為0.594元/千瓦時。全國各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）燃煤發(fā)電基準價位于0.25元/千瓦時—0.453元/千瓦時之間，即使上浮20%，達到0.5436元/千瓦時，也無法足額疏導燃煤發(fā)電成本。由此可見，在燃煤發(fā)電“量價均低”的情況下，僅通過電能量市場回收成本，不僅無法保證煤電機組變動成本的足額疏導，也無法保證煤電機組初始投資成本回收，導致燃煤發(fā)電企業(yè)幾乎全部虧損。
抽水蓄能作為最重要的新能源發(fā)電調節(jié)資源，其造價約為6000元/千瓦—8500元/千瓦，遠超煤電機組的造價水平。目前電化學儲能成本較高：2022年廣東對電化學儲能深度調峰補償標準約為 0.792 元/千瓦時，浙江對年利用小時數(shù)不低于600小時的儲能給予補償，補償標準按200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦逐年退坡。蘇州對光儲項目最高補貼1.1元/千瓦時，而東北地區(qū)煤電參與有償調峰平均補償約0.525元/千瓦時……由此可見，煤電機組提供輔助服務較儲能具有顯著的價格優(yōu)勢。另外，新能源裝機規(guī)模小、分散接入的特點，導致遠距離送出所需的配套電網投資相對常規(guī)機組而言呈“倍增效應”。據(jù)國網能源研究院預測，新能源發(fā)電量占比超過10%后，每提升5%，綜合消納成本約增加0.088元/千瓦時。
新能源發(fā)電需要電力系統(tǒng)日調節(jié)與季調節(jié)性資源的配合協(xié)調投入，抽水蓄能、電化學儲能等儲能電力電量調節(jié)的時間尺度一般為小時級，面對多日無光無風或瞬時大風天氣，難以滿足幾天甚至幾十天中長期時間尺度下的電力系統(tǒng)調節(jié)需求。燃煤發(fā)電對新能源的調節(jié)作用在未來相當長的一段時間內仍不可或缺。為促進具有調節(jié)能力的電源發(fā)展，不同類型的煤電機組可以分別進入中長期電能量市場、現(xiàn)貨電能量市場、輔助服務市場、容量市場等，分別承擔起“基荷保供”“靈活調峰”“輔助備用”的功能角色。各類煤電機組通過進入中長期電能量市場獲得穩(wěn)定的收益預期，通過低供電煤耗成本優(yōu)勢在現(xiàn)貨市場獲取短期收益，通過爬坡速率優(yōu)勢參與調峰調頻在電力輔助服務市場獲取相應回報，通過高容量價值參與輔助備用服務在電力容量市場獲取合理穩(wěn)定收益。
（譚忠富供職于華北電力大學；何璞玉供職于國網四川電力公司經研院；趙浩辰就讀于華北電力大學)
