“十三五”收官在即，电力系统灵活性目标远未完成

国际能源署日前发布的《2020年世界能源展望》预计，未来10年全球电力需求增量的八成将依靠可再生能源来满足；“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标的提出，也决定了我国未来将进一步大幅提高风电、光伏发电等可再生能源电力占比，推动电力系统向清洁低碳转型。但风电、光伏发电等清洁电源波动性特征明显，电力输出极不稳定，需要电力系统的灵活调节。而横向对比其他新能源占比较高国家的电力系统，灵活性不足恰是我国电力系统的关键短板。

中国电力企业联合会稍早前发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，目前国际上新能源发展较好的国家，灵活电源比重普遍较高，其中，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。反观以煤电为主力电源的我国，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比还不到6%。其中，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源却不足3%，调节能力先天不足。

为增加灵活性电源占比、提升电力系统灵活性，《电力发展“十三五”规划》明确提出，“十三五”期间，将在“三北”地区推行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；抽水蓄能电站装机达到4000万千瓦左右；全国气电装机2020年达到1.1亿千瓦以上。

然而，“十三五”收官在即，电力系统灵活性提升目标却远未完成：截至2020年9月底，我国气电装机容量9637万千瓦、抽水蓄能装机容量3089万千瓦，均大幅低于规划目标；煤电灵活性改造进度更为缓慢，截至2019年底，只改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4，且截至目前情况并无明显改观。

激励机制不畅

改造动力严重不足

记者在采访中发现，无论是抽蓄、气电建设，还是煤电灵活性改造，都卡在了“不赚钱”上。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，抽水蓄能电站前期投资大、建设周期长，非常依赖足够高的电价来收回成本。“抽蓄电站在用电低谷时从电网购电，在用电高峰时向电网售电，靠低买高卖‘吃差价’收回投资。但当前我国电价机制不到位，大部分电网的峰谷电价差都不够大，电站不赚钱，央企都很难激励，更不用说民间资本了。这是制约抽蓄发展的关键问题。”

近年来经营压力巨大的煤电企业，对改造成本与调峰价格的不匹配也十分敏感。甘肃某煤电企业负责人直言，一些60万千瓦甚至100万千瓦级的机组都在参与调峰，出力不高的情况下，大型机组低煤耗、低排放、高效率的优势无从体现，运行成本极高；煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500—1500元；加上后期运维等成本，若没有合理经济回报，电厂难以承担调峰损失。“虽然煤电灵活性改造相比新建抽蓄、燃气电站成本更低，但微薄的调峰补贴也难以激发煤电企业改造意愿。”

同样的问题也出现在气电身上。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋说：“事实上，气电调峰是双向的。一方面，作为电力生产方，气电可以参与电力系统的调峰；另一方面，作为天然气使用方，气电也可以参与天然气系统的调峰。但目前我国缺少电力调峰和天然气调峰的补偿政策，气电的双向调峰均难以得到合理回报。”

“三种灵活性电源——抽蓄、气电、灵活性煤电目前面临的共性问题，还是没有长期可预见的盈利模式。”华北电力大学教授袁家海说，目前大部分地区对于灵活性电源提供的调节服务是通过政府补贴、补偿的方式进行。“气电方面，现在只有个别发达地区可以补贴得起，并且广东、浙江等地也在逐渐改革补贴政策。而煤电灵活性改造方面，比较典型的东北地区出台了深度调峰机制，取得了一定成效，但本质上这种补偿机制并不能长期、更大规模地延续。”

煤电过剩

灵活性改造陷入路径依赖

然而，有观点认为，相比价格机制的不到位，抽蓄、气电规模难以达标的更深层次阻力，来源于“十三五”初期新建煤电机组的过剩问题。

“抽蓄、气电的出力调节范围都可以达到0-100%，而煤电目前压负荷最低也就能达到20%左右的水平，调节性能明显不如抽蓄、气电，还会影响效率、污染物控制等。抽蓄还可以将风、光富余电力储存起来，但煤电不行。抽水蓄能规划最初希望到2020年底达到1亿千瓦，‘十二五’降到了6000万千瓦，‘十三五’又降到4000万千瓦。抽蓄规划目标一降再降，但仍然没有完成，很大程度上是受了煤电过剩的影响。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭认为，“现在的情况是，一边是电网需要灵活性电源，一边是大量现成的、闲置的煤电机组可以接受灵活性调度。这就放大了抽蓄和气电在资源约束、投资、价格等方面的劣势。电力系统也形成了对煤电的‘路径依赖’。抽蓄、气电没有了市场空间，自然也就失去了竞争力。”

但一位不愿具名的电网公司研究人员直言，各省电网差异较大，电力系统究竟需要何种规模、何种路线的灵活性资源并不能一概而论。“例如，宁夏当地的煤电调节能力当前已经发挥得很充分，且西北地区整体水电调节能力已经使用殆尽。西北地区蒸发量大，抽蓄效率不高，宁夏地区的煤电未来还要考虑为整个西北电网服务。因此，到底建什么、建多少，每个地方需要具体分析。”

上述研究人员进一步指出，从现状来看，存量煤电的灵活性改造是提升系统灵活性最现实、经济的方式，存量改造应优先于新建增量。“大建快上的时代过去了，应该走精益化发展的道路。但一方面，地方仍然有通过新建煤电、抽蓄来拉动投资的需求，另一方面，从调度的角度讲，你是愿意系统调节能力宽裕一些，还是卡着极限天天操心呢？”

“减碳”当头

政策、市场需双管齐下

尽管三个主流灵活性电源的建设、改造均未达到预期目标，但根据国网公司统计，2019年，该公司经营区新能源利用率高达96.7%，完成了2019年初制定的“新能源利用率达95%以上”的目标。在灵活性资源支撑力度未达预期的同时，全国平均弃风、弃光率已分别降至4%和2%。

“其中一大因素是来源于用电需求超预期的增长，当然电网公司在其中也做了大量工作，包括推进跨区域省间富余可再生能源电力的日前现货交易等。国网公司印发的《促进新能源发展白皮书2018》中提出的20项具体措施，都在同步推进。”前述电网公司人员说。

袁家海说：“由此可以看出，灵活性资源的不足，客观上也倒逼电网作出了调整，包括调动各个通道的富余能力促进电网之间更好地互济等。但也应看到，电网自身机制的优化也是有限度的。现在很多地区要求新建可再生能源项目配置储能，或要求新能源场站具备一次调频能力。正是灵活性资源缺乏，提高了可再生能源发展的门槛。”

多位受访专家认为，未来要实现碳达峰、碳中和目标，必然会大幅提高可再生能源接入系统的比例，现有的灵活性资源建设模式和步伐将无法满足未来需求。

“提高系统灵活性、促进可再生能源消纳，就是要推进能源革命。如果系统运行反过来越来越依赖煤电，能源革命就还是没有迈开步伐。”张博庭直言，假设现在电力系统减少2-3亿千瓦煤电，增加5000万千瓦抽蓄，让煤电都以5000或6000的利用小时数基荷运行，整个发电、电力行业的成本都将大幅下降。“现阶段应尽可能减少煤电新建项目，让存量煤电按照容量等级各自发挥应有的作用，避免更大规模的投资浪费，并尽快明确煤电退出的时间表。”

“近中期来看，引导煤电灵活性改造还是要建立起市场化机制，用现货市场上的价格信号，引导企业自行找到利润最大化的运行、调节模式。”袁家海说。