31%、25%、20%、15%、9%……近期煤電機組出力下限(最低負(fù)荷率)不斷刷新我國煤電機組深度調(diào)峰的新紀(jì)錄，也遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于國家發(fā)改委、國家能源局2021年發(fā)布的《關(guān)于開展全國煤電機組改造升級的通知》所規(guī)定的新建、現(xiàn)役機組“純凝工況調(diào)峰最小發(fā)電出力達到35%額定負(fù)荷”的靈活性目標(biāo)，直挑機組的“安全神經(jīng)”。

　　電不能大規(guī)模儲存，以大電網(wǎng)利用為主，生產(chǎn)、傳輸、使用需要同時完成。為了維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定，需要發(fā)電機組改變出力以適應(yīng)負(fù)荷變化，這種變化即為調(diào)峰。假設(shè)一臺100萬千瓦的煤電機組，在某一時刻發(fā)電量從100萬千瓦降至30萬千瓦，那么這時機組負(fù)荷為30萬千瓦、調(diào)峰能力是70萬千瓦，即負(fù)荷率為30%、調(diào)峰深度為70%。調(diào)峰是電力輔助服務(wù)的品種之一，好比商家為方便用戶獲取新鮮食材對生鮮進行充氮保鮮、加冰儲運、送貨上門，和其他輔助服務(wù)共同充當(dāng)著電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”“調(diào)節(jié)器”“平衡器”的角色。

　　受資源稟賦等因素限制，煤電是我國當(dāng)前調(diào)峰輔助服務(wù)的“主力軍”。隨著我國新能源大規(guī)模快速發(fā)展，對電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力要求越來越高，煤電由常規(guī)主力電源向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型的步伐加快，“壓低谷、頂尖峰”的“擔(dān)子”越來越重。我國煤機深調(diào)能力“先天不足”，受制于補償機制經(jīng)濟性不足、“零和博弈”歷史遺留、市場之間銜接不暢等因素影響，煤電調(diào)峰陷入疏堵兩難的“囚徒困境”中。

　　隨著現(xiàn)貨市場的深入推進，誕生于本世紀(jì)初、具有明顯行政特色的調(diào)峰已不能支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的需要。厘清煤電深調(diào)之困，推動調(diào)峰市場融入現(xiàn)貨市場，才能更好地規(guī)劃設(shè)計建設(shè)我國新型電力系統(tǒng)。

　　安全性短板：先天不足

　　縱使我國已建成世界最大的清潔煤電體系，煤電機組整體水平在世界領(lǐng)先，但在“能上能下”靈活性這一指標(biāo)上與國外先進水平相比還有不少追趕空間。

　　中電聯(lián)研究顯示，我國靈活調(diào)節(jié)電源裝機占比不到6%，新能源富集的“三北”地區(qū)不足3%。比較而言，歐美等國家靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國靈活電源占比分別為34%、18%、49%。丹麥煤機改造后最小出力低至15%~20%，德國為25%~30%。目前我國在運煤機一般最小出力為50%~60%，冬季供熱期為75%~85%，試點示范項目通過改造最小技術(shù)出力可低至30%~35%額定容量，部分機組可低至20%~25%。

　　新型電力系統(tǒng)建設(shè)目標(biāo)提出之前，我國新能源裝機占比不高，電力輔助服務(wù)需求不旺盛，煤電主攻節(jié)能降耗，在靈活性改造方面發(fā)力不足。

　　央企研究院首席專家蔣某告訴記者：“從指標(biāo)來看，差距明顯。德國的煙煤機組普遍深調(diào)至20%~25%負(fù)荷，個別機組甚至依靠單臺磨煤機運行方式，可深調(diào)到12%左右。燃用劣質(zhì)褐煤的機組，普遍能深調(diào)至30%~40%。另外，德國負(fù)荷升降速度也更快，40%負(fù)荷以上的負(fù)荷升降可以達到3%～6%/每分鐘，我國機組只能達到2%。自動控制方面，我國煤機硬件完全達到西方的水平甚至更優(yōu)，但軟件調(diào)整、實際控制還有差距。”

　　國內(nèi)火電機組，尤其是老舊機組最初設(shè)計與設(shè)備選型中沒有考慮深度調(diào)峰的需要，加之近幾年經(jīng)營壓力巨大，燃用煤種與設(shè)計煤種差異大、質(zhì)量差且變化多，深調(diào)存在技術(shù)難度。新建的二次再熱機組能耗很低，但系統(tǒng)復(fù)雜，靈活性不足。

　　基于此，針對國內(nèi)越來越低的深調(diào)負(fù)荷，受訪專家和電廠一線工作人員給出了一致答復(fù)：“盡管我國煤機的調(diào)峰深度與國外相比存在差距，但鑒于我國煤機深調(diào)基礎(chǔ)，不應(yīng)在短期內(nèi)過度追求過低的調(diào)峰深度，要遵循安全底線，避免陷入過猶不及的誤區(qū)中。”

　　上海發(fā)電成套設(shè)計研究院火電中心副主任兼總工陶麗告訴記者：“煤機深調(diào)已是常態(tài)，但是對于超臨界及以上參數(shù)機組頻繁深調(diào)至25%以下負(fù)荷運行，對機組安全性影響較大，長期低負(fù)荷運行降低了經(jīng)濟性甚至犧牲了設(shè)備的安全性。”

　　東北地區(qū)一電廠工作人員劉某對記者談及機組深調(diào)時的一線實況：“極低深調(diào)時，對于機組運行來說，鍋爐燃燒不穩(wěn)定，機組滅火掉機的風(fēng)險很大，對于整個電力系統(tǒng)而言存在安全風(fēng)險;對于設(shè)備狀態(tài)而言，煤機金屬部件易疲勞，如鍋爐超溫、氧化、結(jié)焦，汽輪機易發(fā)生水蝕，磨煤機、風(fēng)機、給水泵等輔機設(shè)備磨損加大，影響機組壽命。”

　　這些看得見的風(fēng)險尚且有跡可循，在蔣某看來，那些因監(jiān)測手段不足暫未發(fā)現(xiàn)的隱藏風(fēng)險，是我國煤電深度調(diào)峰的“安全雷區(qū)”。“重要部件的應(yīng)力控制，是我國深度調(diào)峰真正核心的問題。這方面我國基礎(chǔ)研究不足，主要靠現(xiàn)場實際試著干，過一段時間看看設(shè)備損傷到底有多大，而且結(jié)果不能套用到其他機組。根據(jù)國內(nèi)的實際情況，煙煤機組深調(diào)到不低于30%的負(fù)荷，燃用貧煤等劣質(zhì)燃料的機組負(fù)荷更高一些，深調(diào)風(fēng)險更大的空冷機組深調(diào)至不低于35%～40%負(fù)荷比較合理。國內(nèi)機組深調(diào)困難的另一個重要原因是深調(diào)期間還需要做到超低排放，這點國外沒有限制，長三角珠三角京津冀等核心區(qū)域的排放約束更加嚴(yán)苛，對設(shè)備安全不利。”蔣某說。

　　河南省某電廠在深調(diào)期間機組跳閘，為我們敲響了安全警鐘。公開資料顯示，2020年，河南某電廠66萬千瓦機組，在負(fù)荷26萬千瓦深調(diào)過程中，下層磨煤機斷煤導(dǎo)致燃燒惡化，機組跳閘。通報認(rèn)為，此次事故因電廠對深調(diào)期間的特殊運行工況重視程度不夠、對鍋爐的燃燒狀況風(fēng)險分析不足等所致。

　　如果將煤機深調(diào)峰比作超低速行駛不能熄火的“汽車”，那么啟停調(diào)峰時煤機則處于“熄火”狀態(tài)。但與汽車只需輕輕擰動鑰匙即可成功打火大有不同，煤電機組啟停流程復(fù)雜、耗時較長。

　　據(jù)某央企海外公司統(tǒng)計，以澳大利亞某600兆瓦超臨界燃煤機組為例，從機組啟動操作開始至機組交電網(wǎng)調(diào)度的總時間長達26小時，需要所有子系統(tǒng)和各專業(yè)密切配合，停運過程總時長約6.5小時。從成本上看，燃煤機組啟停期間需要從電網(wǎng)大量取電，鍋爐點火及滅火需要大量耗油，加之啟停過程超標(biāo)排放，一次啟停的直接成本就達約十多萬澳元。此外頻繁啟停也將加速機組老化，降低機組性能。“近年來在澳大利亞國家電力市場中，負(fù)電價的出現(xiàn)頻率呈顯著上升趨勢，其根本原因是新能源大規(guī)模并網(wǎng)，直接原因是燃煤機組為避免啟停損失采取負(fù)電價的報價策略以求自保。近年來，我國某電力現(xiàn)貨試點區(qū)煤機從3~5次的年平均啟停次數(shù)，已增加至十余次，迫切需要對隱藏風(fēng)險進行研究。”該公司工作人員表示。

　　經(jīng)濟性考驗：疏堵兩難

　　完善的電價機制是煤電靈活性改造的驅(qū)動力，我國煤機靈活性改造缺乏經(jīng)濟性而導(dǎo)致動力不足的現(xiàn)象備受業(yè)內(nèi)關(guān)注。

　　據(jù)國網(wǎng)浙江電科院張寶統(tǒng)計，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機組以20%的負(fù)荷運行時，供電煤耗為367~385克/千瓦時。在熱力系統(tǒng)與運行邊界條件不發(fā)生重大變化的情況下，負(fù)荷從40%降至20%時，供電煤耗上升了約46克/千瓦時。

　　從企業(yè)微觀層面來說，在近幾年煤價高企的背景下，增加煤耗意味著大幅增加經(jīng)營成本。據(jù)江蘇省煤電企業(yè)工作人員李某統(tǒng)計，目前江蘇省煤機深調(diào)至40%～50%之間，報價最高0.6元/千瓦時，煤耗上升約50克/千瓦時，深調(diào)至30%～40%之間最高報價1元/千瓦時，煤耗會上升100克/千瓦時。如果按照標(biāo)煤單價1000元/噸估算，那么深調(diào)至40%、30%時，度電成本分別增加0.05元/千瓦時、0.1元/千瓦時。“參與輔助服務(wù)所得收益不足以覆蓋其降低出力減少的收益，難以調(diào)動企業(yè)積極性。”

　　當(dāng)然，也確有不少煤機通過參與深調(diào)打了一場漂亮的扭虧為盈“翻身仗”。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2022年煤電企業(yè)因輔助服務(wù)獲得補償收益約320億元，有效激發(fā)了煤電企業(yè)靈活性改造的積極性。

　　但從發(fā)電側(cè)整體層面看，目前輔助服務(wù)市場補償機制下，火電深調(diào)參與處于“零和游戲”狀態(tài)。1997年，國家電力公司組建成立，彼時的國有電力資產(chǎn)廠網(wǎng)一家“吃大鍋飯、不分你我”，煤電無償提供輔助服務(wù)。2002年“廠網(wǎng)分開”后,為保障電網(wǎng)運行安全穩(wěn)定、解決發(fā)電企業(yè)之間提供輔助服務(wù)的公平性問題，我國輔助服務(wù)最早的指導(dǎo)性文件(以下統(tǒng)稱“兩個細(xì)則”)于2006年發(fā)布。當(dāng)時電力硬缺口矛盾突出，新能源裝機不足500萬千瓦，系統(tǒng)對輔助服務(wù)需求不大，于是由發(fā)電企業(yè)內(nèi)部分?jǐn)?，即對沒干活或少干活的機組進行考核，這些機組出錢補償給多干活的機組，即煤機為工業(yè)“輸血”出錢又出力。

　　上述規(guī)定一直沿用至今。近年來，我國清潔能源發(fā)展迅猛，截至2022年底，我國風(fēng)、光裝機并網(wǎng)合計7億千瓦，占總裝機29.5%，系統(tǒng)運行管理的復(fù)雜性不斷提高，對輔助服務(wù)的需求量顯著增加。

　　“新版‘兩個細(xì)則’于2021年面世，雖然深調(diào)資金池增加了分?jǐn)傊黧w，但經(jīng)測算60%仍由火電集團掏錢，年度輸血200億元以上，業(yè)內(nèi)戲謔稱之為‘豬八戒吃豬蹄——自己吃自己’。新能源大比例并網(wǎng)，轉(zhuǎn)型成本與日俱增，僅由煤電企業(yè)承擔(dān)‘大頭’恐心有余而力不足。疊加近幾年煤價高企，經(jīng)營壓力與日劇增，深調(diào)分?jǐn)偸瓒聝呻y陷入‘囚徒’困境中，煤電企業(yè)一味追求調(diào)峰深度就是一種‘惡性內(nèi)卷’的表現(xiàn)。”山東省發(fā)電企業(yè)工作人員趙某直言。

　　整個電力系統(tǒng)均是輔助服務(wù)的受益方，按照國際慣例和“誰收益、誰分?jǐn)?rdquo;的原則，理順輔助服務(wù)市場“癥結(jié)”的“解藥”是向用戶疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用。但每逢提起“疏導(dǎo)”一詞，“用戶難以承受漲價之重”的聲音便不絕于耳，甚至有觀點將系統(tǒng)成本增加的根源歸咎于煤電和市場化。

　　“新能源接入電網(wǎng)的比例決定系統(tǒng)成本漲幅。低邊際成本的新能源進入市場會在一定程度上拉低電能量的價格，但是隨著新能源的比例不斷擴大，為保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，發(fā)電側(cè)為系統(tǒng)提供的調(diào)節(jié)能力等輔助服務(wù)成本也在不斷增加，待新能源接入電網(wǎng)達到一定比例后，輔助服務(wù)增加的成本會大于電能量降低的價格。市場化將這些成本具象顯化，在系統(tǒng)成本上漲的情況下盡可能疏通價格機制，為系統(tǒng)成本漲幅減速。”李某表示。

　　李某進一步補充道：“系統(tǒng)成本的上升靠行政手段調(diào)整效率低下，要么調(diào)節(jié)過剩要么調(diào)節(jié)不足，過多干預(yù)或強行干預(yù)甚至?xí)〉猛耆喾吹男Ч?。按照?jīng)濟學(xué)原理，進行價格限制會在供給側(cè)造成供給短缺，在需求側(cè)造成嚴(yán)重浪費。當(dāng)前新能源大規(guī)模并網(wǎng)，如果抑制輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)疏導(dǎo)，電力用戶不能感受到電力的真實價格，無法引導(dǎo)用戶改變自身用能習(xí)慣，也無法倒逼用戶節(jié)能增效。長此以往，發(fā)電側(cè)沉沒成本越來越多，市場的價格引導(dǎo)與資源配置作用打了折扣，前兩年限電就暴露了有效容量供應(yīng)不足的苗頭，在未來很可能會出現(xiàn)時段性限電甚至限電時段不斷擴大的現(xiàn)象。”

　　商品價格上漲或者降低取決于供需關(guān)系，應(yīng)由市場決定，用戶側(cè)不管是漲價還是降價都是正常的現(xiàn)象，我們應(yīng)該關(guān)注更長時間周期為主的平均結(jié)算電價，而不是某時某刻最高價和最低價。用能價格取決于市場競爭、供需關(guān)系、用戶群體和政策監(jiān)管等多重因素，我國輔助服務(wù)補償機制從配合計劃機制到配套現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)型，需要綜合考慮各方因素，避免簡單粗暴地“一疏了之”。

　　加強市場銜接：有序協(xié)調(diào)

　　中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出，要健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，其配套文件明確，“統(tǒng)籌推進電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場建設(shè)，加強市場間有序協(xié)調(diào)，在交易時序、市場準(zhǔn)入、價格形成機制等方面做好銜接。”

　　推動現(xiàn)貨市場代替調(diào)峰市場，就是不同市場之間銜接的體現(xiàn)之一。

　　電力的電量、平衡功能主要在現(xiàn)貨市場發(fā)揮作用，調(diào)節(jié)功能通過輔助服務(wù)市場激發(fā)潛力，可靠性功能通過容量回收機制體現(xiàn)價值，三個市場相輔相成、互為機會。對于發(fā)電機組而言，同一單位容量既可以用來提供分時電量，也可以用來提供輔助服務(wù)，沒有現(xiàn)貨市場，輔助服務(wù)就沒有參考價格，沒有輔助服務(wù)市場，靈活性資源缺乏合理激勵。因此現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場具有緊密耦合關(guān)系。

　　從全球范圍內(nèi)五十年來的電力市場建設(shè)經(jīng)驗看，國外典型電力現(xiàn)貨市場均不建設(shè)調(diào)峰市場，也不存在調(diào)峰這一輔助服務(wù)品種。在現(xiàn)貨市場中，谷時段負(fù)荷較小，電價可能較低，峰時段系統(tǒng)負(fù)荷較大，電價可能很高。靈活性好的機組可通過在谷時段少發(fā)電、在峰時段多發(fā)電獲得較高的平均電價，實時電價的變化自然引導(dǎo)了發(fā)電企業(yè)主動參與調(diào)峰。國外成熟電力市場一般通過現(xiàn)貨市場中的實時平衡市場或平衡機制實現(xiàn)調(diào)峰。

　　我國輔助服務(wù)市場先于現(xiàn)貨市場建設(shè)，當(dāng)時電價缺乏價格信號，作為過渡，帶有行政指令色彩的“調(diào)峰”被單列為輔助服務(wù)的品種之一。在我國非現(xiàn)貨試點區(qū)，依靠深調(diào)實現(xiàn)電力的平衡功能有其存在的合理性和歷史慣性，同時有力促進了新能源的大幅消納。

　　隨著我國現(xiàn)貨市場建設(shè)的深入推進，我國“指令型”平衡模式正逐步向“經(jīng)濟性”平衡模式轉(zhuǎn)變。2020年底，山西第六次(連續(xù)兩個月)現(xiàn)貨結(jié)算試運行中，停止了省內(nèi)日前、實時深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場。在過渡時期，現(xiàn)貨市場和調(diào)峰市場多以共存模式存在，一種是現(xiàn)貨省份停止省內(nèi)調(diào)峰市場，煤機依然參與省間調(diào)峰市場的分?jǐn)?另一種是在省內(nèi)市場建設(shè)時調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存。

　　從實際運行情況來看，共存模式弊端明顯。“現(xiàn)貨市場是全電量以社會福利最大化進行優(yōu)化的市場，出清結(jié)果已經(jīng)是在滿足電網(wǎng)安全約束下的最優(yōu)結(jié)果，而調(diào)峰市場會對機組的開機組合和出力計劃進行干預(yù)，干預(yù)后的結(jié)果自然會偏離社會福利最大化的預(yù)期目標(biāo)，造成社會福利的無謂損失，且出清的價格信號會受到一定程度的扭曲使得現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、優(yōu)化配置功能受損，與市場建設(shè)目標(biāo)不符，而損失的社會福利最終會由用戶買單，最終使得相同條件之下用戶的用能成本上升。”李某說。

　　為何目前現(xiàn)貨市場難以取代調(diào)峰市場?

　　“調(diào)峰的作用已經(jīng)‘經(jīng)過了時間的檢驗’，部分人員對作為‘舶來品’的現(xiàn)貨市場缺乏信心，想通過保留調(diào)峰市場為電網(wǎng)安全運行進行保障兜底。從目前已經(jīng)取消深調(diào)的現(xiàn)貨試點看，現(xiàn)貨可以取代調(diào)峰。”李某告訴記者：“除上述原因外，目前我國對現(xiàn)貨市場價格區(qū)間進行了嚴(yán)格限制，除了蒙西上限可至5元/千瓦時左右，其他地區(qū)一般上限在1.5元/千瓦時左右。截至2022年底，美國ERCOT市場、澳大利亞NEM市場價格上限分別設(shè)置為5美元/千瓦時、15.1澳元/千瓦時，按當(dāng)前匯率分別折合人民幣約36元/千瓦時、72元/千瓦時。相比之下，我國市場上限價過低或下限價過高，導(dǎo)致調(diào)節(jié)性電源經(jīng)濟激勵不足;但若拉大價差，對用戶短時用電價格產(chǎn)生影響，對新能源企業(yè)參與市場而言是不小的挑戰(zhàn)，疊加新能源未入市分?jǐn)倷C制不明、輔助服務(wù)市場建設(shè)緩慢等問題，多地以‘補丁’的方式保留了調(diào)峰市場。”

　　此外，現(xiàn)行中長期交易量價限制嚴(yán)格，也為市場銜接造成一定的影響。趙某認(rèn)為，我國中長期合約流動性較差，雖然保證了用能價格沒有大幅波動，但是也導(dǎo)致了現(xiàn)貨市場的空間價格信號無法傳導(dǎo)至發(fā)用兩側(cè)，無法發(fā)揮市場的引導(dǎo)規(guī)劃功能，引起新能源與火電規(guī)劃投資比例失衡，加大火電機組的深調(diào)壓力。“尤其是在風(fēng)、光資源豐富的地區(qū)，調(diào)峰壓力會進一步加劇。同時，高比例中長期電量簽約限制放大了新能源入市的風(fēng)險，也是新能源不愿入市的原因之一。”趙某表示。

　　改革不能操之過急，需要文火慢燉。想要加強市場之間的銜接，從現(xiàn)貨市場“吃掉”調(diào)峰市場試水，不失為計劃模式調(diào)度向市場模式調(diào)度的“粘合劑”。

　　趙某建議：“加快輔助服務(wù)市場化進程，重點是推動調(diào)頻、備用輔助服務(wù)與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，以獲取系統(tǒng)整體的最佳經(jīng)濟效益。需要完善電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，保證市場出清價格上下限具備一定的價差，激活靈活性資源。從國外情況來看，新能源占比不斷擴大的電力系統(tǒng)中，‘鴨子曲線’的腹部越來越深，頸部越來越陡，其中加州凈負(fù)荷曲線甚至已經(jīng)演變?yōu)?lsquo;峽谷曲線’，在系統(tǒng)中能夠快速靈活反應(yīng)電源的重要性逐漸凸顯，應(yīng)加快爬坡輔助服務(wù)的研究，滿足系統(tǒng)對于具有快速爬坡能力、調(diào)節(jié)性能良好的電源需求。有序推動輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)疏導(dǎo)，激勵火電等調(diào)節(jié)資源積極參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，同時也通過合理的價格信號引導(dǎo)用戶側(cè)改變用能習(xí)慣，推動發(fā)用兩側(cè)共同參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，有效對沖新能源隨機、間歇出力帶來的系統(tǒng)運行風(fēng)險。”

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年06期，作者系本刊記者