江蘇省煤電機組靈活性改造現狀與未來展望 郭鳳鳳 許相敏 摘要：雙碳背景下，在高比例新能源電力系統中，推動煤電機組向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，是煤電可持續發展的必然要求和選擇。江蘇省自2017年開始積極實施燃煤機組的靈活性改造，截至2022年8月底，全省燃煤機組平均調峰深度達到34%，總調峰能力達到1005萬千瓦。已完成改造的煤電機組在調峰能力、調峰調用及環保排放等方面取得顯著成效。然而，在改造的過程中也出現一些問題，包括電力市場、調峰激勵機制、服務補償機制等不健全，以及調峰運行可能對機組的安全運行、節能減排和運行成本造成影響等，需要綜合考慮并制定更完善的政策和機制來應對這些挑戰。 氣候變化是一項人類共同面對的重大而緊迫的全球性挑戰，中國作為全球最大的能源生產國和碳排放國，大力發展新能源，是經濟與能源可持續發展的必然選擇。根據我國電力發展相關規劃，2030年可再生的風電和太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上，成為我國最主要的電源，高比例新能源將成為未來電力系統的發展趨勢和重要特征。2023年11月8日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號），規定從2024年1月1日起執行煤電容量電價機制，自該日起現行的煤電單一電量電價機制將調整為“兩部制”電價。中央在電價改革領域的動作持續加碼，進一步明確了對煤電的重新定位，穩定了煤電行業預期，再次壓實了煤電在電力系統的“壓艙石”角色，煤電將繼續為電力系統低碳轉型保駕護航，確保電力系統安全穩定運行。目前煤電依然是江蘇省的主力電源，為滿足和保障經濟社會發展的用電需求，2022年江蘇省5個項目共1000萬千瓦煤電項目取得核準。2023年初，合計總裝機規模1130萬千瓦的煤電項目納入江蘇省“先立后改”煤電支撐性電源項目(第二批)規劃建設實施方案。根據相關規劃，到2025年，江蘇省電源總裝機規模將達到1.46億千瓦，其中煤電裝機規模為8400萬千瓦。2016年江蘇電網啟動煤電機組深度調峰試點工作，2017年起開始組織實施燃煤機組靈活性改造。根據《關于進一步提升江蘇電網火電機組靈活性的技術指導意見》(電調〔2020〕15號)要求，2022年底全部煤電機組需滿足30%調峰能力。截至2022年8月，全省共有105臺合計6402萬千瓦的燃煤機組完成了深度調峰試驗，在全省30萬千瓦及以上公用常規燃煤機組中占比達91%，平均調峰深度為34%。國信揚州第二發電有限公司4號機組深度調峰改造完成后，江蘇電網燃煤發電機組深度調峰能力達到1005.15萬千瓦。江蘇省對煤電機組靈活性改造的主要技術要求包括，降低最低技術出力、一次調頻、AGC能力等。改造后一般純凝機組最小技術出力須達額定容量的30%～35%，熱電聯產機組最小出力可達額定容量的40%～50%。目前，全省基本實現了煤電機組靈活性改造中降低最小技術出力的目標，全省60萬千瓦以上機組全部完成深度調峰能力改造，其機組最小技術出力均達到30%Pe(額定功率)，部分機組已達20%Pe(未認證)。目前江蘇省煤電機組靈活性改造采用的技術方案主要有鍋爐低負荷穩燃技術、寬負荷脫硝技術和提高負荷響應速率協調優化控制技術。其中，鍋爐低負荷穩燃技術主要對鍋爐原有燃燒器、微油助燃等進行改造；寬負荷脫硝技術采用省煤器水側旁路改造方案較為廣泛；提高負荷響應速率協調優化控制技術主要采用自動發電控制(automatic generation control，AGC)協調系統優化控制技術。根據現行的《江蘇電力并網運行管理實施細則》和《江蘇電力輔助服務管理實施細則》，目前江蘇省電力輔助服務的補償費按照機組調峰深度分為三檔(第一檔低于40%Pe，第二檔低于35%Pe，第三檔低于30%Pe)，并規定輔助服務費第一檔最高600元/兆瓦時，第二檔及以上最高1000元/兆瓦時，采用市場競價模式確定實際執行價格。在對煤電企業實際調研中發現，由于參與深調輔助服務費總體不多，競價中，大多企業一開始以選擇默認報價、被動調用調峰負荷的策略參與深調服務。隨著電網中光伏、風電等新能源企業增多，新能源發電容量增加，電網需要的輔助服務越來越多。據統計，2019年-2021年電網中煤電企業獲得的輔助服務補償費占江蘇省統調發電企業得到的輔助服務補償費的比重由82.7%增至87%，而分攤費用的比重由69.1%逐漸下降至53.3%。2019年-2021年間，電網與煤電企業結算金額從是統調發電企業總結算金額的1.57倍增長至3.21倍，相應的新能源企業這三年支付的分攤費用分別為1094.59萬元、23176.57萬元和37274.46萬元，分攤費用逐年提高。可見江蘇省現行的、向煤電企業傾斜的電力輔助補償機制確實使煤電企業參與電網調峰的收入逐步增加，也使煤電企業參與統調的積極性得到一定提高。1.在頂層規劃和政策引導下，通過先點后面、統一部署、協同推進煤電靈活性改造，在相對較短的時間內全面、迅速圓滿地完成了全省統調燃煤機組深度調峰的任務，根據《關于進一步提升江蘇電網火電機組靈活性的技術指導意見》的要求，煤電機組已基本達到30%～40%的最小技術出力要求。2.根據調研來看，燃煤機組基本實現了無助燃措施下40%額定功率的深度調峰運行。部分機組達到了20%的最小技術出力，如國家能源集團江蘇泰州公司2號機組(1000兆瓦)。3.全省統調燃煤機組全部實現了AGC和一次調頻功能且試驗合格，為應對電網發生嚴重故障而導致的負荷沖擊和電網超低頻率等狀況做好了充分的技術準備。4.調研的機組全部實現了深度調峰下的環保達標排放運行。江蘇作為全國先進省份，對當地煤電企業提出了更高的環保要求，調研的機組均可滿足環保達標排放運行。通過走訪煤電企業，我們了解到，煤電機組參與深度調峰的意愿受到經濟效益的影響很大，機組深調使企業的安全生產、環保排放、節能減排等方面面臨一定的挑戰，在當前行業發展政策、市場機制、生產技術和運營成本等方面都存在難點，但核心是收益機制不健全，難以獲得相應的調峰效益。電力交易市場不健全，市場定價尚未形成，體制約束有待破解。目前的補償機制尚不能完全彌補因技改投入的成本和調峰運營成本，項目收益存在不確定性。由于改造成本與補償收益不匹配，靈活性改造的積極性未能得到激發。煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500～1500元，再加上改造后增加的運維成本、煤耗成本、頻繁啟停成本等，煤電企業還承受煤價高位、電價讓利的雙面夾擊，現行的電力市場輔助服務機制和調峰調度方案尚不能保證電廠取得合理收益，因此煤電企業改造的積極性普遍不高。南北電網負荷差異導致調用補償費用和分攤費用不匹配，現行服務機制未建立容量機制。由于江蘇南北區域電網差異，蘇北電廠負荷率較低，深調次數遠超蘇南電廠，也導致深調收益上存在長期的不對等。參與調峰對燃煤機組的穩定運行和安全生產將帶來負面影響。一些靈活性改造后的燃煤機組存在不同程度的鍋爐低負荷穩燃和水動力循環安全隱患增加、長期低負荷和快速變負荷時控制系統靈活性降低、設備運行周期和壽命加速衰減等技術安全問題。部分發電廠在機組深度調峰運行管理上還暴露出一些薄弱環節，如：機組負荷與煤質匹配利用方面；部分供熱機組的供熱負荷不能與電負荷解耦；機組頻繁啟停調峰和深度調峰給機組運行帶來安全風險，主要是：鍋爐部分，受熱面泄漏、低負荷燃燒不穩等；汽機部分，無輔汽啟動安全性差、輔汽壓力不足等。煤電機組深度調峰還面臨很多看不見的風險，如目前對調峰導致的關鍵設備與部件壽命損耗缺乏有效的監測手段。煤電機組參與調峰實際運行工況偏離設計工況較大，將導致廠用電率升高、鍋爐效率較低、汽輪機熱耗增加，供電煤耗明顯增加，尤其是進入深度調峰區間后，供電煤耗增速進一步加快。“十四五”期間，江蘇省煤電機組將處于轉型階段，更深程度的靈活性改造是未來煤電改造的核心任務，本文重點從商業模式、時空分布和市場機制等方面探討煤電深改策略。目前江蘇省煤電機組靈活性改造主要集中于控制與輔機系統等投資較小的領域，以邊運行邊調整的方式挖掘機組內在潛力，典型的改造方式包括低負荷下的機爐協調控制、汽輪機旁路改造等，均為輕度改造模式。考慮到靈活性市場的不確定性和投資能力受限，通過較少量的投資，降低自身輔助服務費用分攤，一般由企業自籌自改。未來煤電機組將轉向更深負荷的靈活性改造，這往往是系統性的工程，涉及主機的多個部分，通過大規模的投資改造，顯著提高調節能力。典型的改造方式包括低壓缸切除、增加蓄熱儲能功能等。為降低企業投資風險，取得合理收益，建議探索引進第三方投資機構的模式，如能源合同管理模式。在市場的激勵下，第三方投資機構進入煤電靈活性改造領域，以取得最高調峰補償為目標，在足夠的調峰缺口下，通過儲能參與電網調峰，獲得顯著的收益，從而對沖高投資帶來的風險。江蘇省南北區域經濟、產業發展的差異導致了電力供應和用電負荷不同，蘇北地區新能源發展條件較好，用電負荷低，而蘇南地區經濟發展快，電力需求負荷高。煤電作為電力保供的重要電源，建議下階段深度調峰、靈活性改造以60~100萬千瓦大型機組為主，重點集中在蘇州、無錫等蘇南地區，逐步拓展到蘇北地市。近期靈活性改造機制措施保障主要包括兩點，一是完善中長期合同市場，建立合同電量偏差調整及考核機制，做好發電出力預測或需求預測，引導發電廠和用戶簽訂雙邊交易合同；二是完善輔助服務補償機制，按照“補償成本、合理收益”的基本原則，對參與電力系統深度調峰的機組進行有效補償，鼓勵需求側管理、儲能參與提供輔助服務，引導更多靈活性舉措參與其中。中遠期靈活性改造機制措施保障主要包括三點，一是可考慮建立多級市場和結算體系，實現中長期實物合同約定交易曲線，建立分時段的現貨市場，以有效降低實時階段系統的調節偏差以及靈活性資源的需求；二是建立競爭性輔助服務市場，進一步細化輔助服務類型，促進靈活性資源依據自身的特性參與到不同類型的輔助服務中；三是進一步放開零售市場，通過分時電價套餐等方式引導用戶用電，發揮零售市場中用戶在提高系統靈活性方面的潛力，在峰時段和谷時段釋放更多的靈活性資源。（一）因地制宜分類施策，有序推進煤電超低負荷調峰改造隨著煤電機組向更深負荷的靈活性改造的需要，建議江蘇省應全面統籌區域、行業、企業差異，根據當地能源結構、電力供需狀況、新能源發展與替代潛力等條件，與當地的電力發展規劃相匹配，科學預測調峰需求的容量，有序引導煤電超低負荷調峰改造，保證電廠收益。“煤電機組的改造，永遠是通過經濟杠桿來撬動的”，現行的電力輔助服務市場難以確保煤電企業在參與調峰時獲得合理的收益，綜合考慮南北區域電網負荷差異，優化和完善輔助服務補償機制，加快落實電力容量補償機制，提高容量投資或備用發電容量的經濟性。在現有調峰補償機制下，盡可能合理安排靈活性資源和調峰時長，優化調峰資源，保障電力系統安全平穩運行。如安排具備深調能力的機組實行超低負荷(如30%Pe)運行、部分機組正常負荷運行、部分機組停機消缺或檢修，保證參與調峰電廠的合理收益和回報，也保證非停機組的及時處理，保證電網的安全平穩運行。注：原文載自《中國工程咨詢》2024年第5期，本次發表有改動。文中圖片來源于網絡，版權歸原作者所有。
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