為了大力推進能源結構清潔化改革，風力發電(風電)、太陽能發電裝機容量迅速增長。但新能源具有隨機性、間歇性、不穩定性等特點，其比重增加到一定程度后，必然導致電網調峰困難，加之傳統煤電產能過剩，這就要求現役火電機組提高靈活性以及深度調峰能力，以維持電網穩定[1-9]。2008年我國光伏發電裝機容量僅為16萬kW;2016年達到7742萬kW，全年上網電量為662億kW˙h，占全部發電量的1.0%。電力行業“十二五”規劃中預測我國太陽能發電裝機容量在2015年將達到2100萬kW，實際容量為4318萬kW，完全超出發展規劃預期[10]。2008年我國風電裝機容量僅為1200萬kW，全年上網電量為120億kW˙h，占全部發電量的0.37%;2016年風電容量達到1.69億kW，全年上網電量為2410億kW˙h，占全部發電量的4.0%。電力行業“十二五”規劃中預測我國風電裝機容量在2015年將達到1.0億kW，實際容量為1.29億kW，超出規劃預期約30%[11]。2017年1—9月我國電力新增容量為9340萬kW，具體數據如圖1所示[12]。由圖1可以看出，我國火電新增裝機僅占33.17%，太陽能發電和風電的總占比為55.69%，括號內的數據為與去年同期相比的增長率。這些數據充分表明，我國太陽能發電和風電正處在迅速上升的階段。同時，《2016年中國可再生能源發展報告》預計[13]，到2020年我國光伏發電將突破1.6億kW，風電裝機將突破2.3億kW。因此，火電機組的運行靈活性需要進一步增強。

牟春華，居文平，黃嘉駟，等/文 西安熱工院

注：原文發表于《熱力發電》2018年第5期

2013年—2016年，我國整體棄風率從10.7%上升至17%左右[14]。隨后，經過對電力系統的優化調整和改革，整體棄風率有所降低，2017年上半年全國棄風電量約235億kW˙h，與上一年同比減少91億kW˙h，但全國棄風率仍高達13.6%。三北地區是我國風力資源豐富區，同時也是棄風現象頻繁出現的區域，詳細數據如圖2所示[14]。

2017年上半年全國光伏發電量為518億kW˙h，棄光電量為37億kW˙h，棄光率為7.6%，同比下降4.5百分點[15]。棄光主要發生在新疆和甘肅。其中：新疆(含建設兵團)棄光電量17億kW˙h，棄光率為26%;甘肅棄光電量9.7億kW˙h，棄光率22%。

2016年5月國家發展和改革委員會與能源局共同發布(發改能源〔2016〕1150號)文件[16]，提出對風電、光伏發電實施全額保障性收購制度。根據中電聯2017年前三季度有關統計數據[12]，全國風電設備平均利用小時數為1386h，同比提高135h;太陽能發電設備平均利用小時數為923h，同比提高34h：但均與國家政策規定的保障性收購小時數存在差距。

《電力發展“十三五”規劃(2016—2020年)》指出[17]，必須從負荷側、電源側、電網側多措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題。

《國家能源局綜合司關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》指出[18]，為加快能源技術創新，挖掘燃煤機組調峰能力，提升火電運行靈活性，全面提高系統調峰和新能源消納能力，分2批分別公布22個項目為提升火電靈活性改造試點項目。

很多地方(東北三省，山西、福建、山東、新疆等)紛紛出臺《電力輔助服務市場專項改革試點方案》《電力輔助服務市場運營規則》[19]，旨在通過獎懲手段引導火電機組提升運行靈活性，解決電力運行中的調峰、供熱、可再生能源消納等突出問題。

在電源側政策引導方面，東北地區起步較早，制定了較為完善的調控政策以及交易規則等內容。目前已有部分電廠通過機組靈活性運行，每年獲得幾千萬甚至上億元的補貼獎勵，而該項補貼也成為影響火電廠經營效益的重要因素。

1 火電機組靈活性運行制約因素

1.1調峰能力不足

調峰能力不足是制約火電靈活性運行的關鍵因素。目前，我國純凝機組的實際調峰能力一般為額定容量的50%左右，典型抽凝機組在供熱期的調峰能力僅為額定容量的20%左右。截至2015年底，東北地區火電裝機容量為8572萬kW，春節期間的調峰缺口已經突破600萬kW。

降低機組最小技術出力、增加調峰能力，是緩解現狀的有效途徑。目前行業內確定的目標是：使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%~50%額定容量;純凝機組增加15%~20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%~35%額定容量[20]。部分具備改造條件的電廠預期可以達到國際先進水平，實現機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20%~25%。