煤电灵活性改造能否跑出“加速度”？

■本刊记者张正/ 编辑向敏

近年来，在国家政策的大力扶持引导下，我国可再生能源保持持续快速发展态势。从前不久的全国能源工作会议所公布的2021 年“能源成绩单”来看，全国可再生能源发电装机规模历史性突破10 亿千瓦，水电、风电装机均超3 亿千瓦，海上风电装机规模跃居世界第一，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关，继续保持领先优势。

与此同时，我国电源结构仍以火电为主，由于火电灵活性改造等系列措施的推动，我国可再生能源消纳情况实现了逐步改善。为实现能源生产与消费革命的目标，“十四五”期间，可再生能源将继续维持高速发展态势，风电和光伏装机容量有望达到“双4 亿”的目标。但由于可再生能源的特性，其造成的电源结构性矛盾突出，系统调峰能力严重不足已成为影响我国可再生能源消纳的核心问题。现阶段仍需要火电等稳定电源为能源安全保驾护航。

相关数据显示，现有火电机组调峰能力普遍只有50%左右。其中，“三北”地区供热机组占有很大比重，10个省区超过40%，供热期调峰能力仅为20%左右。2021年全年挖掘调峰能力约9000万千瓦。

机遇与挑战并存，特别是2021 年国家发展改革委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》（简称《方案》），给煤电行业的发展指明了方向。煤电企业如何在“双碳”背景下跑出“加速度”将考验着其自身的“功力”。

目标方案皆明晰

“此次《方案》的出台，可以看出顶层设计与实施路径兼具，是一个全面系统的好方案。”中国能源研究会理事、中国电机工程学会能源专委会委员陈宗法表示，《方案》总体思路是“深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展”；战略定位是“发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力”；实现路径，在增量上“严控煤电项目”，新建煤机全部要求“灵活性制造”，原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的机组，以持续优化能源电力结构和布局；在存量上推进“三改”联动，加快淘汰煤电落后产能，合理安排关停机组纳入应急备用，并规范燃煤自备电厂运行，以达到更加严格的能效环保标准。这对贯彻落实党中央、国务院做好碳达峰碳中和工作的意见具有重要意义，特别对电力行业在“十四五”如何进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力，提高能效，促进清洁低碳转型具有很强的指导性和可操作性，是一份扎实推进煤电机组升级改造的重磅文件与行动指南。

其中，《方案》明确，灵活性改造不仅要求存量煤电机组“应改尽改”，对新增煤电机组也提出了全部“灵活性制造”的要求，并根据新能源高比例消纳需要确定了数量目标，明确现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷。存量煤电机组灵活性改造完成2 亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

关键要素需突破

要完成目标，关键问题要解决。自2016 年国家能源局下发《关于火电灵活性改造试点项目通知》以来，行业通过这几年的发展也形成了对于灵活性改造的关键问题的认识，技术因素和经济因素是主要难点。

技术层面上，锅炉侧灵活性改造须重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄漏、脱硝运行安全等问题；深度调峰状态，汽轮机侧须重点关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题；除此之外还要加强控制与监测。

经济层面上，对于常规火电机组，包括对锅炉、汽轮机等主机设备的改造，也包括对控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；对于供热火电机组，在上述改造基础上，还要进一步通过低压缸旁路、蓄热罐、电锅炉等方式，改变原有发电与供热间的耦合关系，释放机组的运行灵活性。火电灵活性改造的成本，首先涉及各类改造的投资。同时，机组间改造投资差异明显，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，往往只能以“一厂一策”的方式进行单独测算，难以实现标准化的造价限额控制。灵活性改造的目标是开展深度调峰。因此，深度调峰成本是潜在的可变成本，包括增加的燃料成本、厂用电、设备运行维护成本及由于长时间深度调峰和大范围负荷率变动引起的设备寿命减损、加速更换成本等。其中，随着调峰深度的增加，火电机组的供电煤耗将明显增加，特别是进入深度调峰区间后，供电煤耗增速进一步加快。

种种要素都要考虑，结合《方案》，相关行业专家表示，国内大多数机组经过简单技改，能达到要求，但燃用劣质煤的机组难度较大。频繁快速变负荷、深度调峰，甚至快速启停，易产生主设备故障，机组运行稳定性下降。低负荷运行，机组热耗增加、效率下降，特别是超（超）临界机组，会直接影响机组能耗对标。部分机组供热负荷大，电热矛盾突出，选择技术路线较困难。一些地区的超超临界机组，包括最先进的二次再热百万千瓦机组，都被要求深度调峰到35～40%负荷。甚至个别地区要求新建机组具备25%甚至20%负荷的深度调峰能力，这些做法超前于国家相关政策，都是严峻的技术挑战。

激励政策需落地

“以‘十三五’煤电机组灵活性改造为例，其目标为2.2 亿千瓦，实际完成不到6000 万千瓦，仅为目标的26%，主要原因在于辅助服务市场不完善、经济补偿不到位。”陈宗法表示。

数据表明，火电机组在低负荷运行期间会产生煤耗上升、运维成本增加、设备老化速率上升。完善辅助服务补偿政策，研究改造投资压力疏导机制，制定改造补助或优惠财税政策，往小了说是影响着火电企业进行灵活性改造工作的决心，往大了讲是关系着整个电网安全稳定运行的大事。

一直以来，火电企业进行深度调峰除个别机组采取BOT形式，类似游戏“外挂”辅助调峰，绝大部分是电厂“自掏腰包”，通过机组挖潜和改造实现。

业内人士算了一笔账，煤电灵活性改造的调峰容量成本约500～1500元/千瓦，技术改造成本加重了企业负担。灵活性改造后的机组频繁启停加速资产折旧、发电小时数下降等，将加剧煤电大面积亏损情况。燃煤发电上网电价采用“基准价+上下浮动”形式，上下浮动不超过20%，改造投资回收慢，企业灵活性改造明显动力不足。

据初步测算，“十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将显著扩大，达到约800 亿元。以上举措有望有效疏导补偿资金，进一步释放既有火电机组的调节潜力，激励发电侧、用户侧以及新型主体等灵活性资源参与系统调节。

除此之外，业内人士认为，辅助服务市场只是辅助，根本还需电网电源点配置趋于合理。同时需进一步研究网架结构、资源分布，结合新能源发展目标，统筹规划，建立区域协调沟通机制，推进区域有效灵活性改造推进，避免无序投资，防范灵活性资源过剩。

未来已来，在调峰辅助服务等市场机制的引导下，火电灵活性改造带来了电力系统灵活性的明显提升，也推动更多机组潜在灵活性的释放。在源网荷储一体化的市场机制推动下，将有更多的灵活性资源被调动起来。因此，因地制宜地培育灵活性市场，将成为“十四五”期间电力系统灵活性充足的关键要素，也是火电灵活性改造发展的核心要素。

“十四五”煤电企业面临的市场环境将发生深刻而复杂的变化，多个利好政策的下发对于煤电机组升级改造提出了新的要求及更高标准，也对实施改造带来新的机遇与挑战。如何在这条跑道上，跑出火电企业的“加速度”令人期待。■