系统灵活性：电力发展大趋势——访电力规划设计总院规划研究部副主任韩小琪

本刊记者 张化冰

可再生能源正在为世界提供日益增多的清洁电力，然而，传统的电力系统还不能完全应对风电和光伏大规模接入带来的波动性和不确定性。日益增多的风电、光伏等可再生能源接入，给世界和中国的电力系统运行带来了巨大的挑战。从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，提升电力系统调节能力，破解新能源消纳难题，已经成为中国电力发展的大趋势

为缓解能源危机和减轻环保压力，中国政府对于低碳绿色发展做出多项重要承诺：2020年单位GDP二氧化碳排放量较2015年下降18%；2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%，2030年达到20%；2030年左右使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。有鉴于此，风电、光伏等可再生新能源在中国得以充分地开发利用。

“十二五”期间，中国风电、光伏装机容量年均增速分别为34.29%和168.67%，两者的装机规模分别达到1.31亿千瓦和0.42亿千瓦，预计到“十三五”末期风电、光伏装机规模将分别达到2.1和1.1亿千瓦，均居世界第一位；新能源总发电量也已位居世界第一。

与此同时，当前中国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电、用热矛盾突出。就此，《电力设备管理》杂志对电力规划设计总院规划研究部副主任韩小琪进行了专访。

火电灵活性改造之前世今生

随着全球能源互联网概念的提出，清洁替代和电能替代理念的推行，可再生能源得以快速发展。预计中国2020年、2030年一次能源消费总量分别不超过50、60亿吨标煤，其中非化石能源分别约7.5和12亿吨标煤。

与此同时，风电、光伏等可再生新能源的大规模发展使电力系统面临的变化性和不确定性显著増加，其快速响应功率变化、维持电力供需平衡的能力，即电力系统灵活性日益受到关注。而新能源的大规模并网正严重加剧电力系统运行面临的变化性和不确定性程度，从而给电力系统的有功平衡带来巨大挑战。

有鉴于电力系统调节能力已经成为当前中国电力发展的最大瓶颈，此项工作也日益得到了电力行业与政府部门的高度重视。

“电力系统调节能力的提升起始于火电灵活性改造。在进行电力十三五规划研究的时候，应对风电、光伏发电的规划规模目标的消纳，而且随着产业结构调整，用电负荷峰谷差将不断增大，随着城镇化进程对北方热电联产的需求增加，国家能源局电力司的领导便已经意识到了系统调峰问题。”

“因为传统的电力系统都是可控的，这个问题并不突出；但在新能源的比例越来越大之后，整个系统的调峰能力就有问题了，因为新能源发电是波动性和不可控的，这就需要可控的电源为其提供调峰能力。对此。电力司要求我们对调峰问题进行专题研究，首要目标便是一直承担着调峰主力的火电。”

水电、风电、太阳能发电装机容量

韩小琪就此指出，除新能源外，从国家既有的电力基础结构来看，可控电源中，煤电是大多数，此外依次是水电、核电和少量的燃气发电。

“就水电而言，大库容水电和抽水蓄电的可控性较强，但大多集中于中东部与南方地区，北方仅青海省有大库容水电，且抽水蓄电也很少。抽水蓄电是一个较好地发展模式，十三五期间抽蓄电站开工6000万千瓦，投产1700万千瓦左右。但抽蓄站址资源有限且建设周期较长，十三五期间开工建设的抽水蓄能将主要在十三五以后发挥作用。与此相对应的是新能源基本都是在北方、尤其是三北地区，因此十三五期间水电对于新能源的调节作用很小。”

“核电本来就少，整体规模也不大，而且大部分建于东南部沿海地区，在北方仅辽宁有核电站；而最为重要的是，虽然国际上有国家使用核电进行调峰，但我国从来没有进行过尝试，安全性如何也无法保证。”

他说：“气电在北方基本属于热电联产，承担有冬季供暖任务，因此并不具备很强的调峰能力，此外高企的成本也是制约其大规模发展的重要因素。”

“就效果而言，气电调峰效果良好，建设周期也仅为二到三年，从新增的角度来说比较现实，但其建设及运营成本很高；水电则受综合条件所制约，发展空间有限。但火电灵活性改造与抽水蓄能和燃气调峰机组的建设并不矛盾，十三五期间也将力推这两种调峰机组的建设。”

事实上，正是由于这种种原因，对新能源的调峰重担最终还是落在了火电的身上。

不过，火电的发展也并非完全没有问题：首先是北方冬季供热时火电也是供热源，而要供热就不能停止发电，因此其调峰能力受限；其次中国的火电机组设计有别于西方，煤机旁路系统设计是30%、而西方是100%。

经过十几年的持续改造，丹麦、德国的火电机组中，纯凝机组的最小技术出力可达到额定容量的25%、最低的可达到20%，在供暖期热电机组的最小技术出力可达到额定容量的30%、最低的可达到10%。相对于中国，两者最小技术出力分别是40%和70%，差距十分明显。

对此韩小琪解释称，之所以出现如此地设计理念与技术差异，根本地原因在于国情的不同。

“和国外火电机组不同，我国长期以来处于电力短缺的困境，所有的设计都是围绕如何实现最大效率地发电，电力调峰的需求也就是近些年才开始进入视野，因此即便已在着手构建煤机的灵活性，但也还是存在很多地技术性制约。”

有鉴于此，在十三五规划研究的后期，电力规划设计总院开始寻找问题的解决办法，最终发现丹麦与德国在相关领域的技术引领全球，其各种技术指标正是中国想要达到的理想效果。

由此，在国家能源局的支持下，电力规划设计总院（国家电力规划研究中心）连横合纵，承担起了链接东西方技术桥梁的重责：“在新能源大发展的背景下，从经济以及综合考虑的角度来看，火电调峰都是中国在当前以及未来可预见的一段时期内最为可行的唯一选择。”

2016年1月14日，应电力规划设计总院的申请，国家能源局复函（《国家能源局关于同意建立提升中国火电灵活性协作平台的复函》[国能电力(2016)11号]），同意电力规划设计总院牵头筹建火电灵活性提升协作平台，组织国内外火电运行灵活性相关技术合作交流、研究制定我国火电运行灵活性升级改造技术路线、牵头国外先进技术引进推广和标准化工作、研究相关政策和价格机制，并协助国家能源局开展国内火电灵活性改造示范试点工作。

2016年3月，第一次促进火电灵活性国际技术交流会议隆重召开，会上首次提出火电灵活性的两个部分：一是运行灵活性，提高已有火电机组（包括纯凝与热电）的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度，为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件；二是燃料灵活性，利用已有的火电设备，掺烧/混烧秸秆、木屑等生物质，实现生物质原料的清洁利用，减少大气污染。

此次会议也初次提出了中国的火电运行灵活性改造的技术目标，但意料之外、情理之中的是，这个目标却并没有采用为大家所推崇备至地丹麦、德国最高标准，而是一个近乎腰斩地“居中值”。

就此韩小琪坦言，这是由中国火电设备的现状和规模化改造的经济性所决定的：“这个目标是在性价比可接受的前提下、通过努力可以达到和实现的，如果初期就采用高标准，会不利于整体工作的推进。”

他说：“通过实施火电机组灵活性改造，一般情况下热电机组可增加20%额定容量的调峰能力，供热期最小技术出力率达到40～50%，储热系统具备5～7小时的运行能力；纯凝机组一般可增加15～20%额定容量的调峰能力，部分改造条件较好的电厂，争取达到国际先进水平，在不投油助燃、纯凝工况下，机组最小技术出力率达到20～25%。”

此后，国家能源局于2016年6月28日发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，明确为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团所报建议试点项目基础上，经委托电力规划设计总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。

事实上，火电机组运行灵活性改造将是“十三五”期间破解新能源消纳难题的最重要举措。研究表明，对热电灵活性改造的全社会收益成本比在2～3之间，经济性明显高于新建调峰气电等措施。

“火电灵活性改造的原则有三点：一是效率。火电深度调峰将引起煤耗的显著上升，应根据新能源消纳需求确定合理的火电机组调峰深度；二是排放。灵活性改造会降低机组运行温度，对脱硫、脱硝的影响是否符合环保要求；三是寿命。就是对机组的负面影响要降到最小。根据丹麦、美国和德国等国经验，通过合理的设计和优化，灵活运行对机组寿命的影响是可控的。”

韩小琪指出，火电灵活性提升的实施须从物理层（设施改善）、市场层（市场化建设）以及运行层（调度运行）三方面着手，发挥火电的灵活调节潜力。

“物理层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用，建立激励火电灵活性提升的市场机制试点先行，解决关键技术问题，明确技术路线后推广；市场层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用，建立激励火电灵活性提升的市场机制；运行层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用。”

据介绍，东北是中国最早为火电灵活性改造提供机制保障的地区，也是最早开始大规模实施火电灵活性改造的地区，早在2014年国家能源局东北监管局便已经推动成立了东北电力调峰辅助服务市场，其原因正是在于东北电网水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，而调峰困难已经成为电网运行最突出的问题。

“东北区域建立市场化调峰机制的出发点在于解决电网调峰矛盾，提升东北电力能源整体效率。首先是显著提高电力系统安全稳定运行水平，减小电网低谷调峰压力和运行风险，优化电力电量平衡；其次是大幅提高电网消纳风电、核电能力，最大限度地利用清洁能源，减少化石能源消耗，促进大气污染防治；再次是通过提升电网调峰能力，大幅缓解冬季热、电之间矛盾，为东北电力系统保供电、保供热、保民生工作打下基础。”

东北的火电灵活性改造效果十分明显，黑龙江、吉林、辽宁三省的弃风率，从2016年的最高值32%、53%、19%逐年降低，2017年分别是14%、21%、8%，2018年第一季度更是降低到了8.5%、8.1%、2.4%。

在东北的带动下，山东、山西、甘肃、新疆、福建等地也都先后建设了符合各地实际情况、各具特色的电力调峰辅助服务市场，相关的火电灵活性改造工作也在持续的推进中

就此韩小琪强调，电力调峰辅助服务市场是一个创新性的机制，弥补了电力现货市场建立与完善前的空窗期，不仅具有鲜明地中国特色，而且也切实满足了当下的客观需求：“运行三年多来，在全国各地都取得了丰硕地成果。”

升级换代全面推进电力系统调节能力提升

《电力发展“十三五”规划》首次提出，解决消纳问题是新能源发展面临的重大课题，并明确优化调整风电开发布局，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则发展风电。在此基础上，首倡“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”，并将其作为规划十八项重点任务之一。

就此韩小琪强调，提升系统灵活性是一项系统性工程，将火电的灵活性提升起来可以解决短期内的燃眉之急，但要从根本上解决问题，仅仅只是从电源侧发力却是远远不够的。

“除推动实施火电机组灵活性改造工程，加快抽水蓄能电站建设布局、合理布局调峰气电之外，加大通道外送并优化电力调度运行、实施电力需求侧响应等措施也都将逐一实施。”

事实上，为了进一步发挥电网的资源配置与互济效益，十三五规划提出依托锡盟至泰州、酒泉至湖南、山西至江苏、扎鲁特至山东、准东至华东等多条电力外送通道，实现跨省跨区联合消纳4000万千瓦左右的可再生能源。

“需求侧响应的直接成本小，是提升系统灵活性最经济的辅助措施之一。十三五期间，随着电能替代的推进，需求侧响应的内涵也将得到扩充，在负荷特性调节方面发挥积极作用。但考虑到实际情况，规划并未就需求侧响应提出具体量化目标。”

他说：“储能可以在负荷侧，也可以在电源侧发挥重要作用，未来，随着技术进步和成本下降，以及相关政策机制的推动，储能也将扮演重要的角色。”

此外，“十三五”提出了推行节能低碳电力调度，进一步优化电力调度运行，这将有利于实现波动性电源与灵活性资源的最优匹配。

为此国家发改委、国家能源局于2018年2月28日联合印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，从电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，以破解新能源消纳难题，推进绿色发展，推进中既要明确各类措施的功能定位，又要与电力市场化改革紧密结合，力争以较低的代价和较短的时间提升我国电力系统的调节能力，尽快将弃风、弃光控制在合理水平。

指导意见强调了提升电力系统调节能力的重要意义，要求实施火电灵活性提升工程、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用，加快推进电源侧调节能力提升；要求加强电源与电网协调发展、加强电网建设、增强受端电网适应性，科学优化电网建设，提升电网侧硬件方面的调节能力；发展各类灵活性用电负荷、提高电动汽车充电基础设施智能化水平，提升电力用户侧灵活性；提高电网调度智能水平、发挥区域电网调节作用、提高跨区通道输送新能源比重，加强电网调度的灵活性；并要求提升电力系统调节能力关键技术水平、建立健全支撑体系、按职责分工抓紧组织实施。

韩小琪就此强调，应加强对可中断负荷的统一调用，研究制定储热装置、电热锅炉接入后的新型调度机制，科学合理利用风光功率预测信息，进一步完善日内发电计划滚动调整机制，以确保系统内的灵活性资源发挥最大效用。

电力系统调节能力提升的发展展望

电力系统调节能力提升作为促进推动能源生产和消费革命，推进电力供给侧结构性改革，构建高效智能的电力系统，提高电力系统的调节能力及运行效率的长效机制，将在较长的一段时期内发挥重要作用。

《电力发展“十三五”规划》首次提出，解决消纳问题是新能源发展面临的重大课题，并明确优化调整风电开发布局，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则发展风电。在此基础上，首倡“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”，并将其作为规划十八项重点任务之一。

就此韩小琪认为，对于电力系统调节能力的提升，近期（2017～2020年）应着眼于存量资产；中期（2020～2030年）应着眼于电源结构优化，大力推动需求侧响应；远期（2030～2050年）可再生能源将重塑能源系统，电、热、气之间的互转互济成为系统调节能力的主要来源，储能大规模应用，日调节、月调节和年调节的储能设施将实现有机结合。

“电源侧：大力优化我国电源结构，提升气电和抽蓄等灵活性电源比重。对存量火电机组灵活性改造，提升机组灵活调节能力。通过对存量纯凝机组进行系统性改造、对热电机组进行热电解耦改造，可以基本具备解决弃风和弃光问题的电源调节能力。2020年前北方火电灵活性改造规模的需求为2.2亿千瓦，热电改造规模1.33亿千瓦，纯凝机组改造规模0.86亿千瓦。预计到2030年前，我国灵活性电源装机规模达到8亿千瓦以上。”

“电网侧：改进调度机制，释放输电通道跨省区电力调剂潜力，进一步增加跨区电力流规模。我国各区域电网内部具有一定互补和互济的能力，随着跨区输电通道的建设，跨区域之间的电力调节能力也逐年增加。必须打破省间壁垒，优化和改善调度运行机制，以更好地实现各地区灵活性资源的调剂补缺。”

“电网侧能源供给和消费的地域不平衡的继续扩大，需要进一步发挥热、电、气输送功能性互补，平衡能源供给和消费。西部地区部分富余可再生能源可制气，输送到东部地区。”

“负荷侧：大力推动需求侧响应发展，在西部和北部地区探索高耗能负荷需求侧响应技术。我国高耗能负荷主要分布在西部和北部地区，与风电和光伏开发布局高度重合，且高耗能负荷电价敏感性高。部分高耗能负荷如电解铝、铁合金、多晶硅等经过改造后，可以具备一定灵活运行的能力。”

“到2030年，预计在快速发展情景下，分布式光伏规模达到2.5亿千瓦；同时电动汽车普及率提高，储能价格逐步下降，用电终端储能设施规模化接入。负荷侧提供的灵活性，将是消纳大规模分布式光伏的主要手段。”

火电灵活性改造规模的测算方法

“负荷侧制热、制气和电动汽车等灵活性负荷将逐步在非化石能源消纳中发挥重要作用，而且负荷侧可再生能源季节性波动与日内波动一样显著，需要储电、储气和储热等多类储能设施实现有机结合，根据成本和效率优化利用：负荷侧储电和储热用于应对日波动，有库容水电应对跨日、周、月波动，储气用以应对季节性波动。”

韩小琪就此认为，适应高比例可再生能源和储能的电力市场随着可再生能源规模的进一步增加，电力市场运行也将发生根本性变化。

“一方面消费侧将在定价中发挥更大作用；另一方面分布式发电、电动汽车大量接入，参与市场的主体大幅度增加。需要建立更为多样的电力市场交易机制，释放海量用电和发电终端的灵活性，在集中式电力市场的基础上，构建适应新型系统的点对点交易机制。”

“届时电源侧化石能源机组将由支撑性电源转变为应急性电源，网络侧电力网络、热力网络和输气网络高度耦合，用户侧多能源互转互济，多类储能设施也将有机结合。”

“而且随着电力市场化改革的深入和波动性可再生能源的增多，火电机组也将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。”

韩小琪表示，目前国家能源局正在依托电力规划设计总院建设“全国新能源电力消纳监测预警平台”，平台定位为公益性、开放式、专业化的信息平台，结合“源-网-荷”消纳条件，评估消纳状况，研判消纳和发展前景，为政府主管部门决策和行业健康发展提供有力支撑。

他说：“增强系统灵活性是中国电力发展大势所趋，推进电源调节能力提升已经刻不容缓、时不我待。对于发电企业而言，做好技术和经验储备，有利于在未来的电力市场中体现出更大的价值。”