调查 电力系统灵活性提升难在哪？

调节能力不足是我国电力系统长期存在的关键短板。《电力发展“十三五”规划》为此制定了大规模推动抽水蓄能建设、气电建设、煤电灵活性改造的目标，但目前来看，目标全部落空已无悬念

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，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-，而煤电目前压负荷更低也就能达到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。”

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。

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-，而煤电目前压负荷更低也就能达到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。”