2018年中国火电机组调峰趋势分析【图】

    一、 政策强力推进，提升电力系统灵活性

    我国电源结构以火电为主，电力系统调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区，但火电计划刚性执行挤占了新能源的发电空间，且多为热电联产机组（以“以热定电”的方式运行），电源结构单一，互补能力不强，系统调峰、调频资源不足，难以实现大规模风电就地消纳。中国热电联产火电调峰能力只有20%，也就是说只能压到额定功率的80%，而丹麦、德国热电联产机组的火电调峰能力能够达到80%和60%，纯凝机组中国稍好能达到50%，但丹麦德国则能够达到80%和75%。这种情况造成了电网灵活性不足，当新能源出力较多的时候网内的火电机组没有办法调峰让路。

与丹麦和德国相比，中国火电机组调峰能力偏低

资料来源：公开资料整理

    相关报告：智研咨询网发布的《2018-2024年中国电力设备市场分析预测及发展趋势研究报告》

    挖掘燃煤机组调峰潜力是提升电网调峰能力的重要途径。提高电网调峰能力的具体措施包括可再生能源合理布局、加快跨区送出通道的建设、加强需求侧管理、增强电源灵活性等多方面入手。其中，增强电源灵活性是最为直接的措施。增强电源灵活性的措施主要包括增加火电灵活性、新建调峰燃气电站、新建抽水蓄能电站、新建储能电站等。从我国的国情来看，“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间，而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用。最为有效的措施就是大火电的灵活性改造。

    近两年国家陆续发布若干电力体制改革文件，旨在推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用，通过火电灵活性改造以促进可再生能源消纳。2016年6月28日、7月28日国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点，鼓励火电机组进行灵活性改造参与调峰，全面推动煤电机组灵活性改造。

    此外，辅助服务市场的建立助力电力系统灵活性改造。东北地区辅助服务市场的建设和运营已经为消纳风电起到了很好的作用，第一批和第二批火电灵活性改造的机组80%在东北，有了补偿机制，火电机组更有积极性改造。

    二、 火电灵活性调峰潜力分析预测

    2016年7月4日，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。根据能源局电力司相关领导的公开发言，本次灵活性改造在2020年总量达到2.1亿千瓦，实际火电调峰能力达到20%使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量；纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。

    以弃风限电率5%，火电灵活性改造空间20%，改造装机2.1亿千瓦为假设前提，以当前“三北”地区火电利用小时数为计算2018年-2020年火电可腾出空间分别为432，858,1491亿千瓦时。假设全国风电弃风限电率2020年下降到5%，装机达到能源局规划的2.6亿千瓦。火电灵活性调峰有望解决新增消纳风电空间3年合计为660亿千瓦时，火电灵活性改造可以腾出足够的空间来消纳风电。

    火电灵活性改造对“三北”地区弃风限电问题起到立杆见影和决定性的改善作用，是国家电网工具箱中最具有确定性的选项，而且动用这个选项，可以确定性的趋势性改善限电率。这是行业出现的新变化，即便在其他边际条件不出现变化的情况下，也能够帮助风电行业走出此前的产业循环。