当前位置:网站首页 > 公司消息 >

煤电灵活性改造仅完成规划目标两成,什么原因?

时间:2019-02-10 11:30来源:财经新闻 作者:财经在线 点击:

煤电灵活性改造仅完成规划目标两成,什么原因?

煤电灵活性改造仅完成规划目标两成,什么原因?

  作为新能源的代言人,风电和光伏正大步向前的发展,甚至超出了规划。为了接纳占比不到两成的风光发出来的电,占比超过六成的煤电不得不做出改变,尤其是能够进行深度调峰(调峰深度为机组最大出力的60%-70%)的煤电灵活性改造机组。

  按照《电力发展“十三五”规划》的要求,“十三五”期间,三北地区(东北、华北、西北)热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦;其它地方纯凝机组改造约450万千瓦,共计约2.2亿千瓦。

  TIPS

  蒸汽进入汽轮发电机组的汽轮机,通过其中各级叶片做功后,乏汽全部进入凝结器凝结为水,也就是纯凝机组。如果在叶片中间抽出一部分蒸汽到换热器加热水,再将热水送到各家各户用于采暖,就是抽汽供热机组,如果是将通过汽轮机叶片后的全部乏汽都用于供热,就是背压供热机组。纯凝机组的煤耗低,发电效率高。供热机组由于被抽出部分或者全部蒸汽用于供热,所以发电煤耗较高,发电效率较低。

  国网方面的数据显示,截至2018年11月,三北地区煤电灵活性改造数量为4069万千瓦,其中东北地区2378.5万千瓦,华北地区1133.5万千瓦,西北地区557万千瓦。

  在有偿辅助服务补偿政策的强力支持下,东北的成绩显然是最好的,占三北地区完成量的比例接近60%,华北和西北地区的政策则相对滞后,煤电灵活性改造不温不火。

  一方面,东北煤电灵活性改造已经取得了一定程度的成功,是向华北、西北地区推广的一个样本;另一方面,东北煤电灵活性改造电厂数量渐多,在玩家都进场后游戏规则也在发生着新的变化。

  东北第一个吃螃蟹,少发一度电最高补一块

  越少发电越赚钱,这对于靠卖电赚钱的电厂来说似乎是个悖论,但是对于东北的许多煤电厂来说,有时候的确是不发电比发电更划算,比如说多风的冬季。

  而这个划算的生意就是尽可能的压低自己的负荷给风电让出空间,少发的电可以获得丰厚的补偿。

  记者从黑龙江一家煤电厂了解到,其60万千瓦的热电机组在没有进行灵活性改造的前提下,实际运行时最小技术出力能够达到27万千瓦,即最低负荷控制在45%。但是如果供热需求大的话,就必须要考虑进行灵活性改造压低负荷。

  TIPS

  所谓最小技术出力,也就是在满足锅炉稳定燃烧的情况下,发电机组安全运行的最小稳定的发电能力。火力发电机组的最小稳定出力是一项重要的性能指标,具有小的稳定出力机组,出力调整范围大,可以满足电力系统调峰的需要。

  煤电机组灵活性改造前后最小技术出力情况对比

  尽管没有进行灵活性改造,但是45%的负荷水平已经达到了东北调峰补助的第一档标准,上述电厂均按照报价的上限0.4元进行上报,在没有进行灵活性改造的前提下依然收获颇丰。2018年最后几个月,电厂仅在调峰上便获利超过2000万,在风力强劲的冬季,一个月获利便达千万。

  早在2014年10月,东北电力调峰辅助服务市场便已经开始试运行,相继下发了《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》、《补充规定》等文件。

  2016年,《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》出台,实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制,发电企业在不同时期分两档浮动报价,而有偿辅助服务补偿费用由省内负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。

  在调峰市场运行初期,调峰资源属于稀缺资源,具备深度调峰能力的煤电厂基本都是按照上限上报价格,也就是0.4元/kWh或1元/kWh,均高于东北三省0.34元/kWh左右的燃煤标杆电价。

  东北地区调峰有偿辅助服务报价规则▼

  同样在2016年,国家能源局接连下发第一批、第二批煤电灵活性改造试点项目,共计22个项目,规模在1800万千瓦左右,其中15个项目位于东北三省。

  以试点项目中的大连庄河电厂为例,其60万千瓦纯凝机组改造后,调峰能力接近70%。2014-2016年电厂分别获得3920万、7913万和1.58亿元的调峰收益。截至2018年3月,庄电公司累计实现3.88亿元收益。

  记者从庄河电厂一位负责人处了解到,电厂的投入并不大,许多工作都是电厂自己进行改造,调峰两三个月后就收回了成本,现在机组的最小技术出力维持在30%的水平。

  数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0.506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0.2元。

  滞后之后,西北、华北2018年底政策集中发布

  作为新能源最为聚集的区域,西北地区相比东北地区的调峰需求更为强烈。虽然2017年以来,三北地区弃风情况得到好转,但是并没有完全得到解决。2018年1-9月,全国弃风电量222亿千瓦时,其中新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区、甘肃三省区弃风电量合计199.1亿千瓦时,占全国弃风电量的90%。

  资料显示,西北电网全网调度口径总装机2.45亿千瓦,新能源装机容量达到8489万千瓦,超过总装机比例的三分之一;系统调峰能力严重不足,全网火电机组中四分之一为自备机组,基本不参与调峰,40%为供热机组,供热期调峰能力下降。

  内蒙古一位电力人士认为,由于配套政策不到位,刚刚出台的政策支持力度相对东北比较薄弱,即便是列入试点项目的煤电厂推进也很缓慢。电厂改造的动力不足,整个内蒙古的煤电灵活性改造并不多。

  资深行业研究人士詹华忠认为,现在许多煤电厂普遍的思维是“先看着,不被考核就行”。近年来火电经济效益差,设备利用小时数仍然不是很理想,想要煤电厂投入资金进行灵活性改造,能够有多少收益是最务实的想法。

  2018年12月25日,西北最新的政策下发,国家能源局西北监管局关于印发了新的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。对于有偿调峰补偿,规定提供深度调峰服务的燃煤火电机组,按少发电量每万千瓦时补偿3分(每分对应金额为1000元,相当于一度电补偿0.3元)。

  此外,辅助服务补偿费用主要来源是全部并网运行管理考核费用、发电机组调试运行期差额资金的50%和符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需金额的差额部分由各省(区)内发电企业按上网电量比例进行分摊。

(责任编辑:admin)
分享按钮
------分隔线----------------------------