2018年4月3日， 中國煤控課題組發(fā)布了最新研究報告《持續(xù)推進(jìn)電力改革 提高可再生能源消納》。報告回顧了2017年電力行業(yè)煤炭消費控制成果，結(jié)合電力供需形勢和可再生能源消納形勢量化了當(dāng)年發(fā)電耗煤與煤控情況，并分解了各項供給側(cè)改革措施的控煤效果。其次，對電力新常態(tài)的特征進(jìn)行研判，對“十三五”后期電力供需形勢進(jìn)行了展望，提出并量化了推進(jìn)需求側(cè)管理、強化可再生能源消納、經(jīng)濟調(diào)度提升能效等主要供給側(cè)改革措施的節(jié)煤潛力。對電力行業(yè)重要的供給側(cè)改革措施——火電靈活性改造對風(fēng)電并網(wǎng)消納的影響進(jìn)行了系統(tǒng)分析。最后，報告分析了2018年電力行業(yè)供需形勢，匡算了電力行業(yè)發(fā)電耗煤規(guī)模，并針對電力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革及風(fēng)電消納提出若干政策建議。
2017年12月26日，國家能源局組織召開全國能源工作會議，努爾·白克力局長表示2016與2017年煤炭去產(chǎn)能超過5億噸，提前完成煤炭去產(chǎn)能五年計劃中前三年的目標(biāo)，煤炭市場嚴(yán)重過剩局面得到有效遏制，煤炭有效供給質(zhì)量大幅提高。2017年淘汰、停建、緩建煤電產(chǎn)能5000萬千瓦以上，完成了年初《政府工作報告》提出的煤電調(diào)控目標(biāo)，其中，煤電裝機新增3900萬千瓦左右，比2016年減少約400萬千瓦，煤電建設(shè)投資同比下降25%，煤電建設(shè)速度和規(guī)模得到有效控制。
2018年3月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》，旨在實現(xiàn)我國提出的2020年、2030年非化石能源消費比重分別達(dá)到15%、20%的目標(biāo)，保障電力安全供應(yīng)和采暖季節(jié)煤改電的需求。指導(dǎo)意見提出加快推進(jìn)電源側(cè)調(diào)節(jié)能力，包括實施火電靈活性提升工程、推進(jìn)各類靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)、推動新型儲能技術(shù)發(fā)展及應(yīng)用。指導(dǎo)意見鼓勵社會資本參與電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升工程。支持社會資本參與火電靈活性改造，以及各類調(diào)峰電源和大型儲能電站建設(shè)。針對火電靈活性改造促進(jìn)可再生能源消納問題，華北電力大學(xué)煤控課題組進(jìn)行了深入的案例分析與政策研究。
自2016年四季度以來，四大高耗電行業(yè)用電增長較快，推動了全社會用電快速增長。2017年1-11月份，四大高耗電行業(yè)增速同比增長；合計用電量占全社會用電量的比重為28.9%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為19.7%。全年四大高耗電行業(yè)合計用電量增長4.0%。在煤電同比增長導(dǎo)致煤耗增加的同時，國家能源局通報了2017年前三季度緩解棄水、棄風(fēng)、棄光狀況。前三季度，全國棄水、棄風(fēng)、棄光局面有所好轉(zhuǎn)，可再生能源電力整體消納水平逐步提高。2017年“三棄”現(xiàn)象改善的主要原因有：全社會用電量的較快增長、輸電通道的進(jìn)一步建設(shè)以及風(fēng)電光伏裝機逐漸從西部、東北地區(qū)向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移的新布局。課題組根據(jù)單位煤耗下降情況和煤電發(fā)電量估算2017年電力行業(yè)實際消耗11.91億噸標(biāo)煤，比預(yù)計減少0.48億噸標(biāo)煤。其中，棄風(fēng)棄光問題的改善約貢獻(xiàn)0.11億噸標(biāo)煤節(jié)約量，可再生能源替代效應(yīng)約貢獻(xiàn)0.25億噸標(biāo)煤節(jié)約量，電力行業(yè)能效提高約貢獻(xiàn)0.12億噸標(biāo)煤節(jié)約量。
2017年可再生能源電力受限嚴(yán)重地區(qū)棄水、棄風(fēng)、棄光狀況明顯緩解。云南、四川水能利用率力爭達(dá)到90%左右。甘肅、新疆棄風(fēng)率降至30%左右，吉林、黑龍江和內(nèi)蒙古棄風(fēng)率降至20%及以下。甘肅、新疆棄光率降至20%左右，青海、寧夏棄光率控制在6%以下。其它地區(qū)風(fēng)電和光伏發(fā)電年利用小時數(shù)也基本達(dá)到國家能源局2016年下達(dá)的本地區(qū)最低保障收購年利用小時數(shù)（或棄風(fēng)率低于10%、棄光率低于5%）。
作為電力行業(yè)供給側(cè)改革的主要措施之一，火電靈活性改造受到中央領(lǐng)導(dǎo)與能源主管部門的高度重視?；痣婌`活性改造的技術(shù)路線主要有五個方面：一是純凝機組低負(fù)荷運行、深度調(diào)峰，二是改善機組爬坡率，提高機組負(fù)荷響應(yīng)速度，三是火電機組快速啟停，四是熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱電解耦，五是鍋爐燃料靈活可變。報告對初期的火電靈活性改造與風(fēng)電并網(wǎng)消納的關(guān)系進(jìn)行了案例研究，選取吉林和河北為典型省份，分析了風(fēng)電消納現(xiàn)狀及火電靈活性改造對風(fēng)電并網(wǎng)消納的影響，并從經(jīng)濟性角度進(jìn)行了靈活性改造的成本收益分析，對東北輔助服務(wù)市場深度調(diào)峰補償機制進(jìn)行了研究，總結(jié)了影響風(fēng)電運行和消納的主要因素。
以吉林省風(fēng)電消納為例。吉林省擁有豐富的風(fēng)能資源，卻也面臨嚴(yán)重的棄風(fēng)問題。2015年吉林省棄風(fēng)率高達(dá)32%，風(fēng)電利用小時數(shù)僅1430小時，遠(yuǎn)低于全國平均水平，2016年更是降到1333小時，棄風(fēng)電量29億千瓦時，棄風(fēng)率仍達(dá)30%。棄風(fēng)的主要原因是電力系統(tǒng)靈活性不足，調(diào)峰能力差。我國的資源稟賦以及火電的低發(fā)電成本決定了當(dāng)前及未來很長一段時間內(nèi)我國發(fā)電裝機以火電為主，尤其在“三北”地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組占比高，供熱期為了保證民生供熱實行以熱定電方式運行，系統(tǒng)最小出力難以壓縮，導(dǎo)致在大風(fēng)期風(fēng)電發(fā)電空間有限。另外在東北地區(qū)抽水蓄能、天然氣發(fā)電等靈活電源的建設(shè)條件有限、大風(fēng)期與供熱期重疊且具有反調(diào)峰性等特點，進(jìn)一步加劇了調(diào)峰難度，尤其在春節(jié)期間，需要通過大量棄風(fēng)來調(diào)峰?；痣婌`活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當(dāng)前解決風(fēng)電并網(wǎng)消納的主要措施。
從企業(yè)層面看，火電企業(yè)能否從靈活性改造中獲得預(yù)期收益才是愿意進(jìn)行靈活性改造的關(guān)鍵。東北作為全國第一個電力輔助服務(wù)市場試點，相應(yīng)的電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則目前是最透明和全面的。進(jìn)行輔助服務(wù)市場規(guī)則下靈活性改造電廠的成本收益分析對于進(jìn)一步完善補償機制、推廣火電靈活性改造有重要意義。模擬比較發(fā)現(xiàn)，在不同情景下，試點項目的改造收益都大于成本，靈活性改造在經(jīng)濟性上具有可行性。華能長春熱電廠靈活性改造項目的預(yù)計內(nèi)部收益率高達(dá)23.95%，投資回收期僅需5.13年，總投資收益率為17.04%。值得注意的是該改造項目采取合同能源管理模式，由乙方負(fù)責(zé)全部投資，電廠只需要提供場地，不需要增加額外資本投入；另一方面，由于目前靈活性改造的電廠較少、而深度調(diào)峰的補償標(biāo)準(zhǔn)很高，這些因素都給電廠進(jìn)行靈活性改造提供較大吸引力。
報告建議有序推進(jìn)火電機組靈活性改造，并不斷完善輔助服務(wù)補償政策。盡管靈活性改造不能從根本上解決棄風(fēng)問題，但在短期內(nèi)對風(fēng)電并網(wǎng)消納仍然是可行性最高的路徑。要根據(jù)規(guī)劃要求，繼續(xù)部署火電機組尤其是熱電聯(lián)產(chǎn)機組的靈活性改造，增加‘三北’地區(qū)的調(diào)峰能力。隨著靈活性改造的項目越來越多，當(dāng)前過高的補償標(biāo)準(zhǔn)將會導(dǎo)致不可持續(xù)性。因此應(yīng)一方面有序推進(jìn)靈活性改造，一方面不斷完善補償政策，避免價格扭曲，推動補償報價向均衡點移動，同時保證改造電廠有合理的收益、促進(jìn)風(fēng)電消納及發(fā)電側(cè)整體保持經(jīng)濟性。建議修改深度調(diào)峰價格機制，變統(tǒng)一出清為按報價出清，這樣可以充分發(fā)現(xiàn)不同機組的實際深調(diào)成本，激勵深調(diào)成本低、能力大的機組優(yōu)先調(diào)峰。
加快電力市場改革、從計劃體制向市場機制過渡才是解決棄風(fēng)問題的根本辦法。國外電力市場中并沒有深度調(diào)峰這一輔助服務(wù)，調(diào)峰問題是通過現(xiàn)貨市場的分時電價引導(dǎo)市場成員在高峰和低谷時段調(diào)整出力（負(fù)荷）來解決的。為避免因預(yù)測準(zhǔn)確率不高而導(dǎo)致的對電網(wǎng)安全運行沖擊情況的發(fā)生，調(diào)度與系統(tǒng)平衡參與者之間的責(zé)任界面必須加以明確區(qū)分。這意味著加快市場的整體設(shè)計與聯(lián)動運作至關(guān)重要。
同時，課題組認(rèn)為，當(dāng)前的標(biāo)桿上網(wǎng)電價與“三公”調(diào)度政策，事實上造成了落后煤電機組不愿意退出的“激勵扭曲”。2018年是現(xiàn)貨市場試點啟動的年份，有關(guān)部門與試點省份應(yīng)注重健康電力市場環(huán)境的塑造與培育，從激勵機制上引導(dǎo)能效水平差的落后煤電機組主動退出市場或由電量型轉(zhuǎn)向電力型機組，而恰當(dāng)?shù)氖袌鰴C制是引導(dǎo)落后煤電機組退出或重新定位的關(guān)鍵。
