一、新能源發展及消納

（一）發展現狀及展望

新能源呈現持續快速發展態勢。截至2018年底，我國風電、太陽能發電裝機達到3.6億千瓦，占總裝機的18.9%；年發電量5435億千瓦時，占總發電量的7.8%。新能源技術加快突破，成本顯著下降，步入平價上網時代。2018年我國風電、光伏發電平均度電成本分別降至0.35～0.46元、0.42～0.62元，已接近煤電脫硫標桿上網電價。預計2025、2035年，我國新能源裝機將分別達到7億、14億千瓦。

（二）消納問題及措施

近年來，為提高新能源消納能力，采取了一系列措施，棄電問題有所緩解。2018年，全國并網風電棄風電量277億千瓦時，棄風率7%；全國并網太陽能發電棄光電量55億千瓦時，棄光率3%。但是，隨著新能源更大規模發展，消納形勢仍然不容樂觀。2018年，甘肅、新疆新能源發電量占比僅為20%、15%，棄風率高達19%、23%，棄光率分別為10%、16%；預計到2035年全國新能源發電量占比將超過20%，部分省份將突破30%，新能源消納難題應引起高度重視。

新能源消納涉及電源、電網、用戶、政策、技術等多個方面，解決消納難題需要多措并舉。由于新能源發電不同于常規電源，出力具有隨機性、波動性和間歇性特點，系統綜合調節能力與新能源發電特性直接相關，是解決新能源消納問題的關鍵舉措。

二、電力系統綜合調節能力分析

（一）調節能力現狀

我國靈活調節電源比重低。我國發電裝機以煤電為主，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，“三北”地區新能源富集，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源不足3%，調節能力先天不足。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。

（二）調節能力建設

受資源稟賦等因素限制，靈活調節電源建設遠不及新能源、核電發展速度。抽水蓄能電站受站址資源和建設工期限制，氣電受氣源、氣價約束，發展規模有限。現階段儲能技術受制于經濟性、安全性，尚不具備大規模商業化應用條件。預計到2025年，風電、太陽能發電和核電裝機為7.8億千瓦，占總裝機的比重為28%，相比2018年提高9個百分點；抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源為2.6億千瓦，僅占總裝機比重的9.4%，相比2018年提高不足3.5個百分點。因此，為滿足更大規模新能源發展要求，需要進一步提升系統調節能力。

三、煤電靈活性改造技術經濟分析

煤電靈活性改造技術成熟，經濟合理，是提高系統調節能力的現實選擇。

（一）技術性分析

目前我國在運煤電機組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%。純凝機組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩定性以及汽輪機和主要輔機的適應性。目前國內試點示范項目通過靈活性改造，最小技術出力可低至30%～35%額定容量，部分機組可以低至20%～25%。熱電聯產機組靈活性提升路線主要包括：熱水蓄熱調峰技術，固體電蓄熱鍋爐調峰技術，電極鍋爐調峰技術，切除低壓缸技術，余熱回收供熱技術，主、再蒸汽減溫減壓供熱技術等。改造后，熱電聯產機組最小技術出力達到40%～50%額定容量，部分“熱電解耦”改造最小技術出力可進一步降低。改造后，機組能夠達到環保要求。

（二）經濟性分析

煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，但計及消納風、光、核發電量后，綜合供電煤耗下降、系統整體能效提升。另外，在機組低負荷運行時，百萬千瓦、60萬千瓦的大機組比30萬千瓦機組能效下降更明顯，應優先考慮30萬千瓦及以下、部分60萬千瓦亞臨界機組進行靈活性改造。

四、煤電靈活性改造進展及輔助服務政策執行情況

（一）靈活性改造進展

截至2019年5月，“三北”地區累計完成煤電機組靈活性改造5078萬千瓦，僅完成“十三五”規劃目標的24%。國家遴選的22個試點項目中，東北地區完成80%，華北地區完成25%，西北地區完成較少。

（二）輔助服務政策執行情況

全國多數省（區）為適應新能源、核電消納要求，在“兩個細則”基礎上，對輔助服務政策進行了調整，都加大了對靈活調節電源的補償，棄風棄光問題和核電利用水平得到明顯改善。總體來看，我國輔助服務補償水平偏低。2018年，全國輔助服務補償費用占上網電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。東北三省于2016年出臺輔助服務補償政策，補償力度較為合理，企業改造積極性高，2018年東北三省棄風已降至3.7%，核電利用小時同比提高1466小時；福建鼓勵煤電機組參與調峰并獲得補償，增加了電網的調度優化空間，2018年核電利用小時同比增加700多小時。西北、華北地區補償政策執行較晚，部分省（區）補償水平偏低，新疆、甘肅、內蒙古的棄風棄光率仍偏高，有待進一步完善相關政策。

五、國外輔助服務相關市場機制經驗與啟示

（一）國外煤電靈活性改造經驗和啟示

國外存在利用煤電靈活性改造、增加系統調節能力、促進新能源消納的先例。丹麥、德國的經驗表明，煤電靈活性改造技術是可行的。丹麥煤電機組改造后最小出力低至15%-20%，德國為25%-30%。完善的電價機制是煤電靈活性改造的驅動力。丹麥的火電利用小時數從調峰前的5000小時下降到了調峰后的2500-3000小時，但調峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

（二）國外典型電力市場的輔助服務產品

已形成成熟的電力現貨市場的國家，并未針對調峰輔助服務設置單獨的補償，主要是采取現貨市場的邊際價格出清機制，通過不同時段的價格信號，來引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力。我國電力現貨市場處于起步階段，市場化機制較為復雜，尚需較長的建設時間，且試點工作中未將調峰輔助服務作為市場組成部分，短期無法依靠現貨市場全面反映靈活性改造成本，難以有效引導企業實施靈活性改造。

（三）國外典型容量市場經驗與啟示

國外成熟的電力市場已建立起配套的容量市場機制。通過稀缺資源的價格信號有效激勵發電側資源配置，實現優化系統運行的目的。我國現行的電價交叉補貼還較為復雜、電價形成機制尚未理順，建立容量市場、制定兩部制電價還比較困難。隨著電力系統發展，未來抽水蓄能、氣電、煤電靈活性改造以及儲能項目、電動汽車等系統調峰資源的規模將越來越大、品種越來越多，我國應盡早布局謀劃建設容量市場，探索適應我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機制。

總的來看，我國尚未建立容量市場，現貨市場剛剛起步，當前，推動煤電靈活性改造應立足輔助服務補償政策，加大補償力度。

六、有關建議

一是完善輔助服務補償政策，保障煤電靈活性改造項目取得合理收益。按照“成本+合理收益”和“誰受益、誰補償”的原則，確定煤電機組靈活性改造有償調峰的補償水平，完善輔助服務補償政策，成本應包括改造投資、新增加的運維成本，還要考慮煤電機組低負荷運行期間增加煤耗和少發電量等因素；受益方主要是風電、光伏發電、核電及未參與深調的煤電機組。用于調節用電負荷的調峰容量，應通過電價調整進行疏導。各電網新能源接納能力不同，應按照差異化原則，因地制宜完善輔助服務補償政策。針對當前已超出合理棄電水平的新疆、甘肅、內蒙古，以及新能源資源較豐富、后續發展目標較大的省（區），應加大有償調峰補償力度，切實保障煤電靈活性改造項目取得合理收益，激發煤電企業靈活性改造積極性。

二是加強規劃引導，有序安排煤電靈活性改造項目。對于國家已確定的煤電靈活性改造項目，應加強督導，確保按規劃完成。盡快制定“十四五”新能源發展目標和開發布局，有序安排煤電靈活性改造項目。重點對30萬千瓦及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調峰的主力機組，甚至參與啟停調峰。對于新能源消納困難的“三北”地區、限制核電出力的廣西、福建等省區，可考慮部分60萬千瓦亞臨界煤電機組進行靈活性改造參與深度調峰。當棄電率控制在合理范圍時，不予安排新的改造項目，防范改造項目過剩，增加承擔補償費用的企業負擔。

三是發揮市場機制作用，適時出臺容量電價和擴大靈活性交易品種。逐步推動補償政策向市場機制過渡，適時出臺兩部制電價；進一步完善現貨市場，豐富交易品種，特別是靈活性資源和備用資源交易品種，做好現貨市場與輔助服務政策銜接；適度拉大峰谷電價價差，發揮市場發現價格、形成充分競爭的作用，加強需求側管理，合理引導電力消費，促進電力生產與消費的資源優化配置。

四是優化煤電靈活性改造技術路線，確保機組安全經濟運行。總結和借鑒國內外煤電靈活性改造經驗，優化純凝、供熱機組靈活性改造技術路線，開展有關標準制定和修編工作；做好煤電靈活性改造機組運行維護和壽命管理，加強關鍵部件檢驗檢測，適當預留調峰安全裕度，確保機組安全運行。