提高清洁能源的比例已经被提升为国家战略。国家能源局提出到2050年新能源发电比例超过50%, 使风电、太阳能发电等可再生能源呈现快速发展势头。由于可再生能源, 特别是风能、太阳能等具有随机性、间歇性、出力变化快等特点, 因此新能源的大规模集中并网, 增加了电网的调峰难度^[1]。当前大规模可再生能源发电基地消纳和送出能力不足的问题日趋突出, 通过政府、电源侧和电网侧的共同协调, 弃风弃光问题得到了一定程度的缓解, 但仍然较为严重。根据国家能源局统计数据, 2018年全国电网平均弃风率为7.0%, 弃光率为2.8%~6.0%, 个别省份弃风弃光率超过10%^[2]。因此, 在目前整个电力系统其他调峰方式(燃机、水电、储能)调节量较小的情况下, 发电比例占主导地位的传统火电机组成为深度调峰的主力。深入分析大规模可再生能源引入后电网调峰需求的变化, 了解火电机组进行灵活性改造的可行技术, 探究电力市场进行深度调峰的相关政策, 找出存在的问题, 在现有基础上进一步提高对风光发电的消纳, 是迫切需要解决的问题。

根据中国电力企业联合会的年度电力统计基本数据可知^[3], 近5年来, 我国用电量逐年增加, 如图 1所示。由图 1可知, 全国用电量从2014年的55 636亿kWh增至2018年的68 449亿kWh时, 年均增长率为5.10%。在所有类别中, 以工业为主的第二产业用电占主导地位, 但呈逐年下降的趋势, 2018年降至总用电量的69.01%。而第三产业和城镇居民用电量的占比呈逐年上升的趋势, 至2018年接近30%, 这种变化使得各电网峰谷差日趋增大。

图 1 近5年全国用电量变化

此外, 由于各地区的人口、面积和经济发展不均衡, 因此用电量的差异也很大。根据2018年国家电网的统计数据可得, 各地区用电量占全国用电量的比例如图 2所示。图 2中, 华东地区的用电量占全国总用电量的35.70%, 而西北和西南地区占比约为10%, 东北地区不足6%。

图 2 2018年全国各地区用电量占比

近5年来, 我国每年的电网装机容量和总发电量均逐年增加, 具体如图 3所示。

图 3 近5年我国每年的电网装机容量和总发电量

由图 3可知, 至2018年全网总装机容量达到了189 967万kW, 发电量达到了69 940亿kWh, 年均增长率分别为8.61%和5.44%。装机容量的增长率不仅高于总发电量的增长率, 也高于全国用电总量的年均增长率, 这就加剧了电力行业产能过剩的现象。

根据中国电力企业联合会的年度电力统计基本数据^[3]可得, 近5年我国各类发电机组的装机容量占比和年发电量占比情况如图 4所示。

图 4 近5年我国各类发电机组的装机容量占比和年发电量占比

由图 4(a)可知:风电和太阳能发电的装机容量在电网中的占比逐年提高, 至2018年达到18.89%, 而且增长速度最快, 近5年平均年增长率超过31%;核电装机容量占比最小, 2018年占电网总装机容量的2.35%, 但近5年平均年增长率超过25%;而火电和水电的装机容量占比逐年下降, 2018年分别降至60.20%和18.54%, 近5年平均年增长率相对较低, 分别为5.64%和4.69%。图 4(b)表明, 近5年各类发电机组年发电量占比的变化与装机容量变化趋势基本相同。其中:核电机组主要带基本负荷, 设备利用小时数较高, 年发电量占比高于装机容量占比, 如2018年发电量占比为4.21%, 超出装机容量占比1.86个百分点; 风电和太阳能发电则由于一次能源波动大, 且电网消纳能力低, 弃风弃光严重, 年发电量占比远低于装机容量占比, 2018年发电量占比为7.77%, 低于装机容量占比11.12个百分点; 火电则因承担电网的调峰任务, 弥补风电和太阳能发电负调峰的影响, 年发电量占比高于装机容量占比, 2018年发电量占比为70.39%, 超出装机容量占比10.19个百分点; 水电的年发电量占比与装机容量占比基本持平, 相差不到1个百分点。

此外, 我国风能资源的地理分布非常不均匀, 风力发电装机容量差别也较大, 具体如表 1所示。根据全国第3次风能资源普査数据^[4]和国家能源局统计数据^[5], 全国风力资源理论蕴藏量为432 773万kW, 风力发电装机容量为20 953.2万kW。其中, 西北和华北地区的风力资源理论蕴藏量占全国总量的57%以上; 截至2018年底, 西北和华北地区的风力发电装机容量则占了全国总量的54%以上。

表 1 全国第3次风能资源普査数据万kW

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地区	风力资源理论蕴藏量	风力发电装机容量
华北	103025	6076.6
东北	39918	2097.0
华东	21074	3474.0
华中	10076	1491.0
华南	8148	855.5
西南	101847	1681.0
西北	148685	5278.1

张乾等人^[6]的研究表明, 太阳能资源适宜开发的情况在各地区的分布也是非常不均匀的:西北地区的适宜区占全国的53.0%, 非常适宜区占全国的47.3%, 累计光伏电站装机容量占全国的45.6%;西南地区的非常适宜区与西北地区相当, 但由于西藏的开发程度落后, 因此该地区的太阳能光伏发电量相对较少。

由于全国用电分布和风电太阳能发电分布的不均匀和不对称, 西北地区风电、太阳能发电的两个大省甘肃与新疆, 弃风率分别为19.0%和22.9%, 弃光率分别为10.0%和16.0%, 是全国弃风弃光率最高的两个省^[2]。因此, 在大力发展风电和太阳能发电的形势下, 必须要实现跨网消纳风电和太阳能发电。

火电机组灵活性技术主要包括灵活和深度两个方面。灵活是指机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能; 深度是指机组具有更宽的负荷调节范围, 负荷下限从原来的50%额定负荷下调至30%, 甚至更低。灵活性改造主要涉及锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面, 并影响电厂生产过程中的污染物排放, 同时还需要考虑设备的安全运行。

在参与电网调峰的过程中, 确保机组运行安全性和经济性的同时, 机组响应电网需求的速度和稳定性对机组协调控制系统和AGC控制方式提出了很高的要求。控制系统及运行优化技术主要包括DCS控制系统性能优化、AGC协调系统优化控制技术、过热和再热汽温优化控制技术、低负荷下机组控制与逻辑保护梳理、机组快速启停技术等^[7-9]。

燃煤机组锅炉的灵活性改造主要是提高锅炉变负荷深度和变负荷速率、改善锅炉快速启停能力和确保锅炉运行的环保要求, 与锅炉炉型、燃煤品质、辅机配置以及运行控制等众多因素有关, 包括点火稳燃技术、燃烧器改造技术、制粉系统改造技术、快速启动技术、深度调峰燃烧优化技术、宽负荷脱硝改造技术以及辅助配套系统改造技术等^[10-12]。

燃煤机组汽轮机系统的灵活性改造主要是提高汽轮机系统低负荷时的运行效率和满足电网调峰快速响应的要求。前者包括汽机本体、回热抽汽系统、凝结水系统和给水系统的改造, 后者包括主调阀预节流调峰、凝水调频、回热系统调峰等^[11-12]。

我国北方地区有相当数量的燃煤供热机组, 冬季这些机组因供热而无法参与有效调峰, 极大地削弱了电网消纳风电、太阳能发电的能力。热电解耦技术是指采取一定措施, 将发电和供热在一定程度上分离, 使供热机组的发电部分可以参与电网调峰。目前, 热电解耦技术主要包括蓄热调峰系统技术、梯级加热技术、电锅炉供热技术、低压缸零出力技术、髙压缸切除运行和余热回收供热技术等^[12-14]。

上述各类技术中, 控制系统及运行优化技术投资少、见效快, 应用较为广泛。以甘肃省电网为例, 在控制系统及运行优化完成后, 统调火电机组的调峰深度均已降至50%以下。若要进一步加大调峰深度, 则需要在锅炉侧和汽机侧进行较大的技术改造。这不仅增加了灵活性改造的投资成本, 而且在过低负荷下导致机组效率下降和存在安全隐患^[12], 也使得深度调峰的运行成本不仅要考虑燃料成本的增加, 还需要考虑机组损耗和维护成本的增加。

文献[15]中对湖南省内的300 MW和600 MW机组深度调峰时增加的供电运行成本进行了研究, 考虑了主机寿命增加成本和运维增加成本之后, 在湖南省当前的补贴标准下, 300 MW机组基本处于亏损状态, 600 MW机组在接近30%负荷率时有可能实现盈亏平衡, 就启停调峰补贴而言, 火电机组仍处于亏损状态。因此, 火电厂在进一步深度调峰改造方面仍旧顾虑重重。在通过技术研发降低火电厂灵活性改造的投入成本和运行成本的同时, 也要通过有效的市场调节策略, 使火电企业在采用先进调峰技术时的投入产出更加合理, 促使企业主动开发和应用更有效的灵活性改造技术。

电力市场是指通过法律、经济等手段, 以公平、公正、竞争、互利为原则, 将电力产业中发电、输电、配电以及相关的其他配套售后服务等服务过程的交易各方组织起来所形成的电力商品买卖关系的总和^[16]。调峰辅助服务作为一种特殊的商品应该获得像普通商品一样的价值, 需要对调峰辅助服务的成本和价格进行市场核算, 并给予相应的经济补偿, 以便提高火电厂提供优质高效的调峰辅助服务的积极性。

目前, 电力辅助市场提供的调峰辅助服务包括基本(义务)调峰服务和有偿调峰服务两种。调动机组参与深度调峰的经济杠杆是有偿调峰服务, 主要包括实时深度调峰、电力储能调峰、火电调停备用交易、火电应急启停调峰、跨省调峰等交易品种。由于国内各电网电力市场的发展程度不一样, 源-网-荷特点不同, 交易品种也有所差异。

我国现行的调峰辅助服务政策主要是对机组达到深度调峰后, 在深度调峰时间段内补偿机组相应的损失电量。在深度调峰交易中, 普遍采用阶梯式报价方式和价格机制, 发电企业在不同时期分档浮动报价, 不同区域的分档方式及报价上下限略有不同。

目前大部分省级电网的阶梯报价为:在40%≤火电厂负荷率 < 50%时为第1档; 在火电厂负荷率 < 40%时为第2档。表 2为《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》中火电厂深度调峰交易报价。

表 2 甘肃省火电厂深度调峰交易报价(元·kWh^-1)

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报价档位	报价上限	报价下限
第1档	0.4	0
第2档	1.0	0.4

对于采用灵活性改造技术将调峰深度降至30%以下的火电厂来说, 获得的调峰补贴与调峰深度在30%~40%时相同, 缺乏进一步改造的动力与经济支持, 因此有必要改进阶梯报价的现有分档。

根据电监市场《并网发电场辅助服务管理暂行办法》, 各区域按照专门记账、收支平衡、适当补偿的原则, 建立辅助服务补偿机制, 发电厂所有考核费用全部用于补偿提供有偿调峰服务的电厂。以省(市)为单位实行收支平衡, 调峰辅助服务补偿费用不足(富余)部分按各电厂实际上网电量比例分摊, 且分摊金额均设置上限。

以甘肃省为例, 实时深度调峰交易的购买方是风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组。当火电机组均已达到深度调峰基本要求时, 则补偿费用主要由风电厂、光伏电站和水电站分摊。当全部参与分摊的发电企业支付费用均达到上限后, 实时深度调峰费用仍存在缺额时, 缺额部分由参与深度调峰的火电厂在其获得深度调峰补贴的费用中消减。这样, 随着参与深度调峰的火电企业逐步增多, 火电企业的深度调峰收益反而下降。但如果新能源发电量增大, 其收益能够支付足够的调峰费用, 则这一问题可以缓解。

近年来, 随着远距离、大容量输电线路建设的完善, 我国的跨省电力交易量逐年增长, 对消纳清洁能源起到了较大的促进作用^[17]。通过建设跨省调峰辅助服务市场, 实现资源在更大范围内的优化配置, 通过大电网互济促进新能源消纳, 从而实现新能源电量上网和火电企业盈利的共赢。

然而, 由于各地电力市场运营条件不同, 并不是所有地区的电力市场都引入了跨省调峰服务。风力和太阳能发电资源最为丰富的西北地区5省辅助电力市场运行中均未引入跨省深度调峰。该地区火电容量有限, 当地用电量不足, 想要消纳更多的风电和太阳能光伏发电必须依靠跨省调峰服务, 这不仅需要解决调峰技术上的问题, 也必须打破省间电力市场壁垒的阻碍。

电网消纳更多的风电和太阳能发电是一个复杂的系统工程, 不仅取决于电厂和电网技术方案的可行性, 而且还涉及行政管理、政府政策和市场运营等多方面内容, 需要多方协调规划、不断改进。

(1) 在政府方面, 需要协调风电和火电的发展速度, 制定合理的发展计划, 促进各方协作, 建立合理的市场规则。

(2) 火电厂需要从技术和经济角度分析机组深度调峰成本, 不断进行技术改造, 降低灵活性改造的投入成本和深度调峰的运行成本, 提高参与电网深度调峰的市场竞争力。

(3) 电网公司需要提高电网调度水平和电力输送能力, 增加跨省深度调峰的可靠性, 提高全国电网消纳风电和太阳能光伏发电的能力。

(4) 电力市场规则制定方面, 需要打破各地区电力市场深度调峰交易的壁垒, 进一步细分调峰阶梯定价, 促进发电企业采用更多的灵活性改造技术。