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《马一峰 能源前沿报告》08 煤炭:为什么能帮助新能源电力调峰?

前面我们讲了石油、天然气这些“老选手”的新发展,在赛道模块不得不提最传统的能源——煤炭。要知道,煤电这个“电老虎”的名字可不是白叫的,目前它在中国电力结构中,以70%的比例持续占据绝对地位。这次它的一个变化,甚至会影响新能源普及的成败。

2022年4月,内蒙古包头市发改委公示了一个项目的竞标结果,项目名称有点长,叫做“包头市2021年火电灵活性改造配套新能源项目竞争性配置”。中标方是中国华能,同时拿下了两个标段,合计有38万千瓦,包括风电和光伏。

你可能已经注意到了,这个项目特殊地方在于,它把煤电厂改造和风光项目打包在一起了。

为什么煤电厂改造和风光项目要打包起来招标呢?

内蒙古有很多煤电厂,多是华电、大唐、国电等“国字号”的发电企业。再加上当地的风光资源也很好,这些发电企业同时还开发了风光发电项目。但有个问题一直困扰当地,生产了大量的风光电后,调峰能力却跟不上了。

调峰指的是,为了保持电网稳定,发电端要提高或者降低发电量,来适应用电端的负载要求。储能是一种调峰设备,煤电厂也可以调峰。

内蒙古创新的这个方案的创新点,就是要求想干新能源项目的投资方,把自己的煤电厂给改造了,让煤电厂达到调峰要求。这样一来,你拿到新能源项目开发权的筹码,就是得有煤电厂,这就叫做“竞争性配置”。

在我看来,这种打包模式,很可能进行全国推广,还会推动煤电在我国电力结构中的角色发生重要变化。

为什么这么说呢?首先,这种模式,可以让新增的风光电项目产生的调峰需求,在项目内部就解决了,不会给电网增加额外负担,有利于新能源消纳。

我再给你看组数据。2022年3月,国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中对各项能源的发展做出了具体要求,我算了一下,新能源装机量到2025年要达到12亿千瓦。按国际标准来算,平均调峰比例要达到装机量的15%,12亿千瓦的新能源装机量,需要的调峰能力大约是1.8亿千瓦。

1.8亿千瓦的调峰需求,究竟该如何实现呢?

此前,我国主要靠抽水蓄能和煤电。

抽水蓄能现在的装机量是3000万千瓦,到2025年要增加到6000万千瓦。但抽水蓄能受地形限制很大,很难再大规模增加了。

新加入的新型储能,装机量是400万千瓦,2025年要增加到3000万千瓦。新型储能主要靠电池,储量有限,成本又高,市场机制还没成熟,所以3000万千瓦这项数据已经比较乐观了。

理论上,储能的装机功率可以百分之百拿来调峰使用。除了储能之外,核能、水电、气电等能源的调峰能力大约有2000万千瓦。

剩下约7000万千瓦的调峰缺口,只能靠煤电来解决了。

2021年10月,国家发改委和能源局联合发布了《全国煤电机组改造升级实施方案》。里面重点提到,要对正在运行的煤电机组进行灵活化改造,功率体量大约是2亿千瓦;同时,还要新增1.5亿千瓦灵活化制造机组,这类机组在出厂时就自带强大的调峰能力。

根据行业数据,这两部分能带来大约7000万千瓦的调峰能力,基本能解决我刚才算下来的调峰缺口。

你可能会担心,煤电机组改造要有成本,经济上可行吗?

我们比较着来看。抽水蓄能的成本主要在设备,投资规模比较大,初始投资最少要占60%。煤电机组改造的成本主要在技术和设备上,资金是逐步投入的。综合计算,抽水蓄能的建造成本每年每千瓦是120元,新型储能是400元,而煤电机组灵活性改造的成本是50元。

不难看出,煤电机组改造的成本最低,加上我国煤电厂的基数比较大,所以会有更大的改造潜力。而且我前面也讲了,实际情况中,煤电机组得完成剩下的调峰任务。

所以,煤电在我国电力结构中的角色会发生重要变化。国家在《“十四五”现代能源体系规划》里有明确的说法,我给你念念原文:“由主体性电源向提供可靠性容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型”。意思就是:煤电未来的任务,会从发电为主转到辅助服务上,要帮助新能源,进行电力上的调峰调频。

值得注意的是,这可是煤电在中国历史上的一次重要转变。当然,这个过程也充满挑战。

咱们就拿最关键的“技术关”来说。煤电机组要实现调峰,就需要在新能源供电低谷的时候,高功率运行增加发电,填补缺口;还要在新能源供电高峰的时候,能够低功率运行,减少电力输出。

这样一来,煤电机组稳定运行的额定功率越低,它能提供的调峰能力就越强。以前煤电机组只能实现额定功率50%的状态下稳定运行,现在要求达到20%,技术难度很高。

我简单介绍一下工作原理。煤电机组主要由三个部分构成,也就是锅炉、汽轮机、发电机。锅炉提供蒸汽,汽轮机把蒸汽的热能转变为旋转机械能,发电机再把汽轮机的机械能转化为电能。

让煤电机组以低功率运行,就要减少进入锅炉的煤。但锅炉燃烧室的空间不会变,煤粉减少了,空间温度就会降低,温度降低,那煤粉就无法充分燃烧。无法充分燃烧的煤粉,可能会在内壁结焦,或者产生过多的硫化氢产物,对设备造成腐蚀。

煤粉减少还会导致燃烧室内发热不均匀,温度太高的地方,容易烧坏用来产生蒸汽的水冷壁,温度太低的地方,蒸汽质量又不够好,会对汽轮机叶片造成冲击和损伤。

锅炉燃烧室的温度降低了,排放的废气温度也会跟着降低,但处理这些废气的催化剂都是提前设计好的,温度变化会导致催化剂失效,造成排放不达标。

当然了,有挑战就有机遇。很多设备厂家和煤电厂运营方,已经加入到设备改造的市场中了。

比如上海外高桥第三电厂的运营方申能电力,是这个新兴领域的头部企业。它们研发了很多深度调峰技术,比如弹性回热技术、安全经济热电解耦技术等。

其中有一项广义回热技术体系,能把产生的蒸汽再次利用,比如从汽轮机的位置抽出一部分蒸汽,用来加热进入锅炉的煤粉、空气、冷水。燃烧室的温度被提高后,投放的煤粉量即使远低于设计值,也能充分燃烧。

目前,这些技术已经在第三电厂的机组上运营了,功率降低到20%也能稳定运行。

技术实现了还不够,企业成本还会增加。比如改造会导致设备损伤,需要额外的运维成本;再比如,煤电机组低功率运行,发电量少了,盈利也就降低了。辅助服务的补贴机制不完善,煤电厂就没有改造的动力。

实际上,“十三五”期间,国家发改委和能源局就推动过煤电机组的灵活化改造,当时只完成了目标的25%。目标没完成的原因,不只是技术不成熟,更主要的是补贴机制不合理。

为什么这么说呢?2016年到2017年,只有少数企业进行了机组改造,所以调峰资源比较稀缺,企业能拿到一个很高的辅助服务价格。在东北地区,1度电的服务价格就能达到4毛到1块,比发电获益都大。到2018年和2019年,参与企业越来越多,竞争变得激烈了,价格就越来越低。这是发电侧的零和博弈,没有新增价值,企业就没有了参与动力。

煤电厂的改造是为了消纳更多新能源电力,但是新能源并没有为这个价值付费。这在经济学里叫“正外部性”,意思就是生产和消费给他人带来了收益,但受益者并不用为此支付和补偿。就像养蜂人的蜜蜂会给果农带来好处,果农却不用为此付钱一样。

那怎么解决呢?经济学给出的答案是“外部性的内在化”,意思就是通过改变激励,让做出贡献的人成为受益者。内蒙古这次做出了表率,让能做煤电灵活化改造的企业优先拿到新能源项目,让新能源自己来负责调峰的费用,相当于让果农自己去养蜜蜂了。

项目实施到现在,效果非常好,其实安徽、吉林在2021年也开始这么做了。安徽专门给煤电灵活改造配置了1GW新能源项目。吉林虽然没有明确具体配置的数量,但明确表示,会给调峰能力在100万千瓦以上,同时供热能力在200万千瓦以上的企业,直接配置一部分风光电项目。

我有个预测,随着新能源项目的推进,调峰需求会越来越强烈,有调峰潜力的煤电厂甚至会成为抢手资源。比如三北地区,不仅在火电装机量上占到全国的40%,还是国家大型风光发电基地的主战场。

但需要注意的是,目前参与改造的都是中型煤电机组,大型低耗能的机组主要任务还是发电,小型机组的调峰能力不够。那些服役超过20年的机组,不管功率多大,原则上都不具备改造价值了。可以预见,后期很多小型煤电厂,尤其是那些既不能低耗能发电,又不具备调峰能力的,基本要被淘汰。

你看,内蒙这个风光项目打包煤电厂的新模式,不仅合理解决了新能源消纳问题,催生出增量市场;还促使煤电厂迭代升级,在能源转型中找到了自己的新机会、新定位。

听完这一讲,你还知道有哪些行业,也在迭代中催生了增量市场呢?欢迎你留言分享,一起交流。

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