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财联社1月14日讯(记者 郭松峤)煤电转型过程中应考虑哪些问题?由中国能源研究会主办的“新型电力系统沙龙“近日举行,华北电力大学能源市场研究所所长董军、电力从业者陈愚、中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌和自然资源保护协会(NRDC)清洁电力高级顾问王万兴等专家参加了研讨。

林卫斌认为,2030年前新能源发电量无法满足全社会用电量增量,还需要火电提供部分增量。然而,现有火电对新型电力系统建设的支撑作用没有完全发挥出来。由于煤电与新能源的融合不够充分、市场机制的不够完善,给现有煤电资源的潜力挖掘设定了限制。“因此,在研究火电的发展路径时,要从电力电量平衡的角度来分析,一方面重视火电与风光的协调,另一方面考虑区域间的协同。南方电力市场在区域市场建设方面迈出了重要一步,将为打破省间壁垒、跨省灵活性调节资源互济提供有价值的参考。”

陈愚从国际视角来谈我国煤电发展,在他看来,2021年我国风光发电量占比11.5%,虽然略低于同期美国的12.5%和欧洲的17.3%,已是极其不易。

陈愚表示,欧美等国家电力系统中高占比的气电、成熟的市场机制、互联互通的区域电网,都为新能源的发展提供了强有力的支撑。我国情况有很大不同。首先,从电源结构看,我国火电以煤为主,煤电调峰能力远低于气电,而欧美火电以气电为主。其次,从市场机制看,我国电源侧风光的上网电价越来越低,但新能源的消纳成本在上升,电力系统的整体成本在上涨。研究显示,当新能源渗透率达到10-15%时,新能源消纳成本将快速上升。当下我国正处于消纳新能源的系统成本在持续增加的阶段。再次,从跨区互济来看,我国部分送端省开始出现缺电,未来省间博弈将加剧。去年夏天四川的极端高温,导致四川电力需求剧增,引发缺电事件。送端缺电会加剧省间博弈。

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陈愚认为,我国人均三产、生活用电需求相比欧美国家处于较低水平,未来将继续增加,拉动我国用电负荷增长。2022年最大用电负荷比2020年新增近2亿千瓦,预计“十四五”用电负荷增长超4亿千瓦,煤电之外的电源,新增顶峰能力不足2亿千瓦,其余缺口需要煤电补足。因此短期内,在储能技术取得突破、形成跨季节调节能力之前,不能完全退出煤电。“风光负责低碳,传统电源负责顶峰和调峰。”

董军分享了与自然资源保护协会(NRDC)合作的《双碳背景下煤电转型影响因素及配套市场机制建设研究》的一些成果。

董军表示,煤电转型是必然趋势,但要进一步把握转型节奏,慎重选择转型路径,转型过快会影响能源安全,转型过慢又会影响双碳目标的实现。我国煤电机组体量大,改造和退出任务艰巨,需要考虑转型过程中的资产搁浅和资金支持问题。煤电转型的国际经验显示,完善的电力市场发挥了关键作用。目前已经形成共识的是,新型电力系统的建设是分阶段进行,要结合不同阶段的发展特点,构建适应的电力市场体系,涵盖中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制等多种市场工具。

董军进一步分析,考虑到我国不同区域的资源禀赋、经济发展水平和电源结构存在较大差异,各地不能同时达到一个阶段,因此煤电的定位和转型路径也不尽相同,需要因地制宜的制定煤电转型路径。建设新型电力系统首先应深入挖掘发电侧和用户侧以及区域互济等现有资源潜力,市场机制的完善是挖掘现有潜力的重要手段。电力系统灵活调节能力提升需要多种路径一起发力。

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