公司新闻

您现在的位置:主页 > 公司新闻 >

    火电灵活性促进可再生能源发展

    发布时间 : 2016-10-30 14:00

    来源:未知

      我国电力市场建设缓慢,电价和发用电计划由政府确定,虽然推动了电力供应的持续增长,但也导致传统电力粗放式发展道路、扩张式经营模式与清洁可再生能源的矛盾日益尖锐,严重限制了水电、风电和太阳能光伏发电的并网消纳和持续健康发展。我国虽已拥有全球最大风电、光伏装机容量,但每年弃水、弃风、弃光限电量达到数百亿千瓦时。国家能源局数据显示,受上网标杆电价调整影响,今年上半年光伏发电迎来小高潮。截至今年6月底,西北电网风电及光伏发电装机容量合计已达5937万千瓦,占全网总装机容量的29.7%。据悉,国家能源局已初步考虑,在“十三五”电力规划中将2020年风电装机目标确定为2.5亿千瓦,相当于在2015年基础上翻一番。光伏装机目标则更为宏大,到2020年计划实现总装机1.5亿千瓦的目标,这是截至2015年中国既有光伏装机总量的3倍。可见,“十三五”期间中国风电、光伏、水电、核电将迎来更大的发展机遇,将成为“十三五”电力规划的亮点。为满足可再生能源的快速发展需要,提高可再生能源消纳能力,根据国家“十三五”规划纲要:建设高效智能电力系统,将实施提升电力系统调节能力专项工程,提升火电运行灵活性成为重点工作之一。
     
     
      为加快能源技术创新,挖掘燃煤机组调峰潜力,提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素,国家能源局今年6月28日下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》,共计16家提升火电灵活性试点项目。今年7月28日,在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上,国家能源局综合司下发《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》,确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。
     
      2015年,全国6000千瓦及以上火电设备平均利用小时4329小时,预计在“十三五”期间将继续大幅下降。近期国家陆续出台了多项重大改革举措的文件,对我国电力体制和价格机制改革做出了全面部署。未来随着竞争性电力市场的建立,火电运行方式将逐步由计划上网过渡到竞价上网模式,同时可能推进建设多种辅助服务市场。而目前,我国火电仍实行标杆电价上网体制,火电灵活性调峰等成本相关政策迫切于今年年底前出台。根据近期陆续出台的相关政策,下一步将逐步放开竞争性环节价格,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成由市场决定能源价格的机制。针对东北风电、核电快速发展的实际,新办法改变了只在火电机组内部进行补偿和分摊的模式,将风电、核电作为重要市场主体纳入调峰机制,实现风火、核火之间的互补互济。
     
      事实上,火电的灵活性改造与我国新能源发展不无关系。与新能源相比,煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时,煤电和新能源之间可形成协作关系,但当煤电规模超过一定阈值时,两者之间就会发展成为竞争关系。原因在于,当新能源在电网中的比例逐渐扩大时,对调峰电源的需求也逐渐升高,而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言,高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择,而这也是国家近期推进煤电灵活性改造的主要原因之一。开展示范试点工作的过程中,电力规划设计总院、西安热工研究院、华电电力科学研究院、国电科学技术研究院、上海发电设备成套设计研究院、上海电气、哈汽、烟台龙源、华北电力大学、吉林省电力科学研究院等单位联合项目试点单位,积极启动科研及实施改造的具体方案,鼓励示范试点电厂积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间等相关经验。