煤电灵活性改造仅完成规划目标两成 什么原因?
发布者:wwh | 来源:能源杂志 | 0评论 | 328查看 | 2019-01-09 17:01:11    

作为新能源的代言人,风电和光伏正大步向前的发展,甚至超出了规划。为了接纳占比不到两成的风光发出来的电,占比超过六成的煤电不得不做出改变,尤其是能够进行深度调峰(调峰深度为机组最大出力的60%-70%)的煤电灵活性改造机组。


按照《电力发展“十三五”规划》的要求,“十三五”期间,三北地区(东北、华北、西北)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;其它地方纯凝机组改造约450万千瓦,共计约2.2亿千瓦。


蒸汽进入汽轮发电机组的汽轮机,通过其中各级叶片做功后,乏汽全部进入凝结器凝结为水,也就是纯凝机组。如果在叶片中间抽出一部分蒸汽到换热器加热水,再将热水送到各家各户用于采暖,就是抽汽供热机组,如果是将通过汽轮机叶片后的全部乏汽都用于供热,就是背压供热机组。纯凝机组的煤耗低,发电效率高。供热机组由于被抽出部分或者全部蒸汽用于供热,所以发电煤耗较高,发电效率较低。


国网方面的数据显示,截至2018年11月,三北地区煤电灵活性改造数量为4069万千瓦,其中东北地区2378.5万千瓦,华北地区1133.5万千瓦,西北地区557万千瓦。


在有偿辅助服务补偿政策的强力支持下,东北的成绩显然是最好的,占三北地区完成量的比例接近60%,华北和西北地区的政策则相对滞后,煤电灵活性改造不温不火。


一方面,东北煤电灵活性改造已经取得了一定程度的成功,是向华北、西北地区推广的一个样本;另一方面,东北煤电灵活性改造电厂数量渐多,在玩家都进场后游戏规则也在发生着新的变化。


东北第一个吃螃蟹,少发一度电最高补一块


越少发电越赚钱,这对于靠卖电赚钱的电厂来说似乎是个悖论,但是对于东北的许多煤电厂来说,有时候的确是不发电比发电更划算,比如说多风的冬季。


而这个划算的生意就是尽可能的压低自己的负荷给风电让出空间,少发的电可以获得丰厚的补偿。


记者从黑龙江一家煤电厂了解到,其60万千瓦的热电机组在没有进行灵活性改造的前提下,实际运行时最小技术出力能够达到27万千瓦,即最低负荷控制在45%。但是如果供热需求大的话,就必须要考虑进行灵活性改造压低负荷。


所谓最小技术出力,也就是在满足锅炉稳定燃烧的情况下,发电机组安全运行的最小稳定的发电能力。火力发电机组的最小稳定出力是一项重要的性能指标,具有小的稳定出力机组,出力调整范围大,可以满足电力系统调峰的需要。


尽管没有进行灵活性改造,但是45%的负荷水平已经达到了东北调峰补助的第一档标准,上述电厂均按照报价的上限0.4元进行上报,在没有进行灵活性改造的前提下依然收获颇丰。2018年最后几个月,电厂仅在调峰上便获利超过2000万,在风力强劲的冬季,一个月获利便达千万。


早在2014年10月,东北电力调峰辅助服务市场便已经开始试运行,相继下发了《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》、《<东北电力调峰辅助服务市场监管办法(试行)>补充规定》等文件。


2016年,《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》出台,实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制,发电企业在不同时期分两档浮动报价,而有偿辅助服务补偿费用由省内负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。


在调峰市场运行初期,调峰资源属于稀缺资源,具备深度调峰能力的煤电厂基本都是按照上限上报价格,也就是0.4元/kWh或1元/kWh,均高于东北三省0.34元/kWh左右的燃煤标杆电价。


同样在2016年,国家能源局接连下发第一批、第二批煤电灵活性改造试点项目,共计22个项目,规模在1800万千瓦左右,其中15个项目位于东北三省。


以试点项目中的大连庄河电厂为例,其60万千瓦纯凝机组改造后,调峰能力接近70%。2014-2016年电厂分别获得3920万、7913万和1.58亿元的调峰收益。截至2018年3月,庄电公司累计实现3.88亿元收益。


记者从庄河电厂一位负责人处了解到,电厂的投入并不大,许多工作都是电厂自己进行改造,调峰两三个月后就收回了成本,现在机组的最小技术出力维持在30%的水平。


数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0.506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0.2元。


滞后之后,西北、华北2018年底政策集中发布


作为新能源最为聚集的区域,西北地区相比东北地区的调峰需求更为强烈。虽然2017年以来,三北地区弃风情况得到好转,但是并没有完全得到解决。2018年1-9月,全国弃风电量222亿千瓦时,其中新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区、甘肃三省区弃风电量合计199.1亿千瓦时,占全国弃风电量的90%。


资料显示,西北电网全网调度口径总装机2.45亿千瓦,新能源装机容量达到8489万千瓦,超过总装机比例的三分之一;系统调峰能力严重不足,全网火电机组中四分之一为自备机组,基本不参与调峰,40%为供热机组,供热期调峰能力下降。


内蒙古一位电力人士认为,由于配套政策不到位,刚刚出台的政策支持力度相对东北比较薄弱,即便是列入试点项目的煤电厂推进也很缓慢。电厂改造的动力不足,整个内蒙古的煤电灵活性改造并不多。


资深行业研究人士詹华忠认为,现在许多煤电厂普遍的思维是“先看着,不被考核就行”。近年来火电经济效益差,设备利用小时数仍然不是很理想,想要煤电厂投入资金进行灵活性改造,能够有多少收益是最务实的想法。


2018年12月25日,西北最新的政策下发,国家能源局西北监管局关于印发了新的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。对于有偿调峰补偿,规定提供深度调峰服务的燃煤火电机组,按少发电量每万千瓦时补偿3分(每分对应金额为1000元,相当于一度电补偿0.3元)。


此外,辅助服务补偿费用主要来源是全部并网运行管理考核费用、发电机组调试运行期差额资金的50%和符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需金额的差额部分由各省(区)内发电企业按上网电量比例进行分摊。


对于西北地区的陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆、内蒙古(分为蒙东和蒙西)而言,陕西、甘肃、青海和蒙东的燃煤标杆电价均高于0.3元/kWh。尽管有了补偿的机制,但是相较于东北地区的补偿力度似乎并不大。


无独有偶,同样是在12月25日,华北能源监管局也下发了《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》,华北由华北调峰辅助服务市场和省网调峰辅助服务市场,前者又包括日前市场和日内市场,后者仅有日内市场。


调峰服务费用由(燃煤、燃气)、风电、光伏(光伏扶贫场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。


报价方面,以华北日前市场为例,火电机组按额定容量(增容机组按照原容量计算调峰档位)进行分档申报,以额定容量的100%-70%为一档,70%以下每10%为一档报价,按照价格递增方式逐档申报,每一档全天报价相同,价格单位为:元/MW·h,报价最小单位为10元/MW·h,报价周期为周。


为保证市场平稳健康发展,调峰市场机组报价上限按照火电机组及风电度电边际收益确定。市场开展初期额定容量的70%及以上档位暂定0价。额定容量的40%-70%每档报价范围为0-300元/MW·h(即0.3元/kWh),40%以下个档位报价上限为400元/MW·h(即0.4元/kWh)。


显然,西北、华北在东北之后也开始真正的发力,出台具备实操性的规则,但是执行效果如何仍需2019年的实践来检验。


八成没完成,技术、政策、价格机制均有关系


中电联行业发展与环境资源部副主任叶春告诉记者:“2.2亿千瓦的煤电灵活性改造完成的量不多,与技术、政策、价格机制等等一些原因都有关系。”


技术方面


由于火电机组灵活性改造是个系统问题,涉及到锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面,要想深挖调峰潜力达到理想的调峰深度,除了现有的技术改造手段,在确保机组安全运行和环保的前提下,还需要在智能控制、自适应控制等方面有一定突破性的进展;此外,还要针对机组自身的运行特性以及调峰目标幅度,灵活制定改造技术路线,以实现燃煤机组在低负荷下的安全稳定运行。


政策方面


从现有的火电灵活性改造试点来看,灵活性改造相关的电力辅助服务收益很大程度上还是依赖现有政策所规定的补偿方式,项目收益还存在一定的风险,目前的补偿机制尚不能完全补偿因技改投入的成本,火电厂改造的积极性不高。


价格机制方面


通过电力市场交易形成电力辅助服务价格的市场机制尚未形成,不能有效激励火电厂进行灵活性改造。


火电机组灵活性改造其主要目标是降低火电机组最小出力限制,扩大机组出力调节的幅度;减低热电联产组合中发电对发热的配比,即所谓“热电解耦”;以及提高机组出力调节速度、启停能力,减低出力调节成本。


叶春认为,煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施。对新能源装机占比较大的地区,以及核电利用小时较低的广西、福建,可对30万千瓦及以下的煤电机组为主进行灵活性改造,作为系统的调节电源;而大容量高参数的机组作为基荷电源发挥作用。


完善调峰辅助服务补偿机制


进行灵活性改造的煤电机组利用小时将大幅降低,频繁启停对机组的影响也比较大。现有的调峰补偿力度对火电参与调峰没有足够的吸引力,因此确保其获得合理收益,才能提高调峰的积极性,推动火电灵活性改造的步伐。


制定煤电灵活性的标准


总结示范点的经验,借鉴国外电力系统灵活性的经验,开展相关改造的标准制定,推动新建机组能达到灵活运行的标准。另外,要对根据当地的电源发展规划相匹配,明确调峰需求的容量,避免项目收益无法保证。


加快推进电力辅助服务市场化


充分发挥市场在辅助服务资源配置中的决定性作用,形成了更加灵活、高效的辅助服务市场体系,建立起反映辅助服务供需情况的价格形成机制,全面提升市场主体参与辅助服务的积极性,保障电网安全、稳定、优质、经济运行。


负荷能减能加,东北电力辅助服务市场或仍将变化


东北能源监管局数据显示,东北电网的88家大型的火电厂中,有81家火电厂申报能力低于最小技术出力,22家火电厂申报的价格低于上限,24家火电厂计划开展灵活性的改造,2018年或将全部改造完成。


换句话说,东北煤电厂灵活性改造后参与电力调峰高额回报的日子即将成为过去式,因为大家都来分“蛋糕”了。


上述庄河电厂的负责人解释称:


现在大家都能调峰,一张饼大家分着吃。而且饼的份量也在减小,比如以前一年能拿出8个亿补偿调峰的所有电厂,现在只拿出5个亿来。辽宁的规则还会进行修改,也就是说在大家都进场之后,游戏规则也会改变,变得更加苛刻。


早在2017年10月,东北能源监管局调整完善电力辅助服务市场运营规则,其中提到部分电厂开展了重大技术改造,降低了机组低谷时段发电出力,提升了供热能力。但个别改造后的机组出力范围受到限制,顶尖峰能力出现下降,不利于电网运行。为体现公平,《补充规定》将出力达不到铭牌容量80%的火电厂所获得的调峰费用减半。


据了解,进入2018年,由于煤质、供热等各种技术原因,以及只有低谷单向盈利空间,出现了火电机组尖峰时出力受阻的问题,影响了火电的整体调峰能力。


2017年6月1日至2018年5月31日,东北电网统计数据分析显示,最大受阻容量达1600万千瓦,平均受阻容量达900万千瓦。其中供热原因导致的尖峰受阻可以通过灵活性改造、“热电解耦”解决。


为了解决尖峰受阻的问题,东北电网或将增加旋转备用市场,对备用容量进行买卖,来完善电力辅助服务市场规则。


旋转备用指为了保证可靠供电,电力调控机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务,必须能够实时调用。


这样,往下压负荷的低谷深调峰市场和解决尖峰受阻的尖峰旋转备用市场共同运转,将继续扩大灵活性改造的收益。

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