改善煤電運行成本 促進新能源發電市場化

中國工程院院士、清華大學教授 倪維斗

隨著我國可再生能源裝機規模的快速增長，可再生能源發電并網與燃煤機組靈活性之間的矛盾日益突出。尤其北方地區冬季供暖期間，熱電機組調節能力不足，電網難以提高對可再生能源的接納能力。雖然“雙棄”問題近年逐漸得到緩解，但形勢依然嚴峻，火電靈活性改造被視為促進可再生能源消納的主要措施。

目前我國電力系統并未充分考慮到產業鏈上各方應該享有的權利與義務。燃煤電廠整體利用小時數較低，經營情況也在持續惡化，但為了接納可再生能源還要加強靈活性改造，成本壓力巨大。價格信號的缺失不利于推動市場化改革，能源產業的發展，要做利益相關者分享，讓相關者受益理解并接受產業的發展。

通過現貨市場引導優化可再生能源、傳統煤電的運行，通過價格信號體現不同負荷下的運行差異，可以讓煤電機組承受更高的停機率。我國熱電機組的調峰能力僅有20%，純發電機組也只有50%，但世界先進的火電機組對應的調峰能力可達到60%和75%。以美國公共事業公司WestConnect的基荷電廠為例，其機組進行技術和運行程序的改造后，48萬千瓦機組可壓負荷至18%，為接納可再生能源每天啟停兩次。頻繁啟停增加的成本達到1.5億美元，但節約的燃料成本是增加成本的數倍。

除了靈活性改造，通過建設有實時價格信號引導的現貨市場，還可以保證尖峰機組的成本回收，以滿足部分地區用電高峰期的電力需求。以北京為例，北京電網的負荷大約在1800萬千瓦，一年中2%的尖峰負荷持續時間僅有10小時。如果由一臺36萬千瓦的機組來承擔尖峰負荷，年固定成本在每千瓦850元。想維持這樣一臺尖峰機組的生存，可以在現貨市場上給這10個小時制定85元/度的尖峰電價，就可以覆蓋其作為尖峰備用機組的成本。

近年來，我國清潔能源裝機容量增長迅速，可再生能源發電進入電力市場成為必然趨勢。2017年，甘肅省內200余家新能源發電場站全部接入現貨交易系統，全年實現新能源現貨交易32.7億千瓦時。蒙西區域新能源企業70%以上都進入了市場，2017年交易規模達到89億千瓦時，并探索開展了新能源和自備電廠的日前交易。

現在風電、光伏發電的上網電價和補貼都比較固定，與天氣、時段都無關，不管風大風小，陰天晴天，售電的價格也沒有變化，可再生能源發電的活力并沒有被激發，其在電力市場中的價值和義務應該在價格等方面有所體現。但目前的提前預留、優先發電等調度規則缺乏可調節的空間，調度上也面臨安全風險與可再生能源消納指標上的兩難。

根據歐盟的評估，風電、光伏發電也可以提供某些類型的輔助服務?？稍偕茉窗l電在大量接入電力市場時，也應該具備一定的靈活度。此外，針對可再生能源發電，也應該引入適當的偏差考核機制，給這些企業“施壓”，也有利于提升其預測水平。

建設現貨市場，必須考慮新能源加入帶來的影響。根據美國德克薩斯州經驗，新能源接入必然會改變現貨實時價格形成，需要合理的市場機制來規范。新能源報價可能因為系統物理特性、價格過高等原因不被接受，但每個風電場都必須遵守基于市場機制形成的調度命令。調度命令5分鐘產生一次，如果不遵守這個調度命令就會受到懲罰。

由于我國電力市場建設仍處起步階段，可再生能源發電電量中保障利用小時數的部分占比較大。而通過合理的規則設計，電力現貨市場可以做到高比例接納可再生能源，如德國要求所有可再生能源參與市場交易后，電價運行仍保持平穩水平，證明德國的電力市場設計是可靠的。