自2010年开始，弃风问题愈演愈烈，全国平均弃风率长期高于10%。2015年，这一数据攀升至15%，较上一年上升7个百分点。“三北”地区的弃风问题尤为严峻，2015年吉林、甘肃、新疆等地的弃风率超过30%。特别是2015年入冬后，甘肃、宁夏、黑龙江等地的一些风电项目的弃风率甚至高达60%以上。
如何破解风电消纳难题?日前，电力规划设计总院(简称“电规总院”)在京召开提升中国火电灵活性国际技术交流会，通过与会专家的深入交流研讨，对在“三北”地区开展火电灵活性改造，破解新能源消纳困境，促进电力绿色低碳发展，达成了广泛共识。就提升火电灵活性的相关话题，本报记者专访了电规总院院长谢秋野。
牵头筹建火电灵活性协作平台
电规总院开展提升中国火电灵活性协作平台的初衷是怎样考虑的?
谢秋野： 为贯彻落实十八届五中全会提出的创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，推进“四个革命、一个合作”，加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，我国将在“三北”地区大力发展新能源发电。“三北”地区燃煤热电比例高，调峰电源建设条件差，冬季供暖期调峰困难，弃风弃光问题严重。如何借鉴和吸收引进国外相关经验，提升我国火电尤其是热电的灵活性运行能力，挖掘燃煤机组调峰潜力，破解当前和未来的新能源消纳困境，减少弃风弃光，是电力工业亟待开展的工作之一，具有重要的意义。
经过对国际上高比例新能源消纳国家的经验进行充分的研究分析，结合“十三五”电力规划研究成果，电规总院向国家能源局请示成立“提升中国火电灵活性，促进电力绿色转型”协作平台。
目前该平台建设得到哪些方面的支持，进展如何?
谢秋野： 平台的建设工作是在国家能源局指导下进行的，2016年1月份国家能源局郑栅洁副局长和丹麦能源气候大臣，签署了《中国国家能源局与丹麦王国能源、公用事业和气候部关于建立中丹火电灵活性伙伴关系的谅解备忘录》。平台将具体负责备忘录的后续落实工作并协调开展相关活动，目前已经初步形成了组织机构建设草案和工作方案。
后续工作将在国家能源局的指导下进一步充实平台的参加单位，推动平台的技术交流、技术引进、技术路线和相关标准制定、政策机制研究、示范试点项目建设等工作。
火电调峰将发挥重要作用
火电调峰，对火电机组进行灵活性改造，成本会不会很大?发电企业是否有意愿来做?政府是否考虑对火电灵活性改造进行补贴?
谢秋野： 火电机组灵活性改造成本分为两部分，一部分是改造成本，视改造目标不同，投资一般在60-120元/千瓦左右，相对不高，另一部分是发电企业调峰运行少发电带来的损失，这些都直接影响到发电企业的经济效益和积极性。平台的一项重要工作内容就是组织研究可以疏导改造和运行成本的相关政策以及价格机制，向政府提出建议，目前国家能源局已经在考虑与政府相关主管部门出台该方面的鼓励政策。
对新能源消纳调峰的途径有多种，燃气、储能、抽水蓄能等，现在发展较多的也是上述几种，关于火电灵活性作为调峰的实际应用并不多，该如何加强这方面的能力?
谢秋野： 对于“三北”新能源富集地区来说，火电灵活性改造、燃气发电、抽水蓄能、其他新型储能都是提高电力系统调峰能力的有效手段，都应大力推动建设。但是受建设条件、建设运行成本、建设周期、技术成熟度等多方面因素制约，燃气发电、抽水蓄能、其他新型储能的现状比例合计不超过5%，而且在未来一定时期内很难得到较大的改变，作为“三北”地区主力电源的煤电，灵活性改造后将在电力系统调峰能力提升中发挥重要作用。
能否介绍一下国外火电灵活性情况，尤其是调峰的情况?中国将走一条怎样更适合本国国情的路子?
谢秋野： 火电运行灵活性包括调峰能力、爬坡速度、启停时间等三个主要部分。丹麦和德国在这三个方面均有较好的性能，具体到调峰能力，丹麦火电机组基本上是热电联产机组，冬季供热期最小出力可以低至15%-20%，德国热电联产机组可以低至40%;德国纯凝燃煤机组技术出力可以低至25%。目前我们国家供暖期热电机组“以热定电”运行，冬季最小出力一般在60%-70%左右，和国外的差距还比较大。
火电灵活性的三个方面，在新能源比例的不同阶段受到关注的侧重点是不同的，根据我国目前新能源的比例，大多数省份目前最缺乏的是调峰能力的提升。
对于中国火电灵活性的技术路线，平台将组织深入研究，按照抓住重点、分步实施、因地制宜的原则，充分借鉴和吸收丹麦等国火电灵活性相关经验，根据我国实际情况和特点，紧密围绕我国提升火电调峰灵活性的重点，科学研究制定提升中国火电灵活性发展路线。目前初步的考虑是，首先通过加装储热装置，对热电机组进行“热电解耦”改造，并根据需要确定是否采取进一步热电深度改造或者纯凝改造的措施，切实提升调峰能力，在改造过程中，也要积累缩短火电启停时间、提升爬坡速度改造经验，为后续工作奠定基础。
分阶段推进火电灵活性改造
火电灵活性调峰将首先从哪里开展试点，未来将分几步走，预计将取得怎样的成效?
谢秋野： 东北目前已经开始实施了调峰辅助服务市场，具有较好的政策支撑基础，而且目前东北新能源消纳问题也较为突出，试点会重点在东北实施。未来计划将通过示范试点、部分推广、全面推广三个阶段总结经验，分步实施，针对各省情况，“一省一策”研究具体实施技术方案和计划。在出台有效的政策和价格机制情况下，经过分阶段实施推进火电灵活性改造工作，预计到2020年，可以提高“三北”地区调峰能力约1700万千瓦，结合其他提升电力系统调节能力的措施，弃风率将控制在5%之内。
火电灵活性调峰，和电力市场化改革之间存在怎样的关系?
谢秋野： 目前国内火电企业面临的形势是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”期间将会继续大幅下降。近期中央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的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的模式，同时在未来可能推进建设多种辅助服务市场。
对于火电灵活性调峰和电力市场化改革之间的关系，一方面来说，电力市场化的一系列改革将会更好地调动发电企业进行火电灵活性调峰改造的积极性，通过电力市场和辅助服务市场获得多种收益，改变目前仅通过发电量体现企业经济效益的模式。另一方面，通过火电灵活性改造，可以使火电更好地适应未来的形势，更好地具备参与竞争性电力市场的基本条件对未来火电行业的发展将至关重要。
