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“預計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)調峰能力需求進一步增加，調峰能力不足問題已經顯現(xiàn)。

對此，有業(yè)內人士認為，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。

調峰需求不斷增加 調峰思路悄然轉變

廠網分開之前，電力系統(tǒng)沒有調峰輔助服務的概念，發(fā)電多少由調度決定，輔助服務只是企業(yè)內部使用的技術手段。廠網分開后，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)電廠并網運行管理規(guī)定》和《并網電廠輔助服務管理暫行辦法》，用于明確輔助服務的調用和補償規(guī)則。這就是行業(yè)熟知的“兩個細則”。

2014年，為充分激發(fā)火電調峰的積極性，解決棄風問題，東北地區(qū)在調峰領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)調峰能力需求持續(xù)增加，調峰輔助服務市場規(guī)模逐漸壯大，各地由此紛紛開啟調峰輔助服務的市場化建設。

國家能源局去年底通報的《2019年上半年電力輔助服務有關情況》顯示，從電力輔助服務補償費用的結構上看，調峰補償費用總額50.09億元，占總補償費用的38.44%，各地輔助服務市場的輔助服務提供方以火電為主。

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)調峰調頻的工程范例也陸續(xù)出現(xiàn)。同時，伴隨電力市場建設，調峰的思路更是轉至用戶側，需求側響應、電動汽車等陸續(xù)加入調峰“大軍”。

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

電源側、儲能調峰不經濟 用戶側調峰還不成熟

新一輪電改開啟，為電力系統(tǒng)調峰方式方法提供了新思路，但參與輔助服務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：“從目前電源側的幾種調峰方式看，因儲能技術不成熟、建設成本高、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)模建設條件。”

煤電靈活性改造是現(xiàn)階段提高系統(tǒng)調節(jié)能力的現(xiàn)實選擇，但規(guī)模不及預期。葉春指出，隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，電源結構發(fā)生較大變化，原有的輔助服務補償力度對發(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，調峰輔助服務補償在逐年壓縮，今年調峰補償費用從1元/千瓦時降至0.8元/千瓦時。調峰經濟性難以調動發(fā)電側的積極性，靈活性改造的投入并不是小數(shù)目。但如果調度來指令了，經濟性差也得調，否則調度下次加負荷不會考慮你。”

“供熱煤電機組調峰也存在問題。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。

儲能在調峰輔助服務市場也難施展拳腳，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，加上技術限制以及高成本，尚無法承擔大部分調峰調頻重任。用戶側方面，除了需求側響應等措施外，受制于技術、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)調節(jié)能力的建設，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)貨市場及輔助服務市場挖掘調節(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，這是解決問題的關鍵。”

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

此外，風光等新能源本身也能為電力系統(tǒng)調峰出力。

據國網能源研究院能源戰(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，浙江省已經嘗試改變原有的計劃調度模式，實行全電量競價，不再保留調峰品種，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)調峰壓力的治本之策。” 

原標題：電力系統(tǒng)調峰之急如何緩解？