煤电深度调峰经济性短板依旧突出

京津唐电网火电机组20%深度调峰改造、山东存量煤电机组按30%—40%的最小技术出力水平进行改造、山西八成以上火电机组参与深度调峰、河南提升完善机组深度调峰交易和火电应急启停交易……今年以来，多地不断加码煤电机组参与深度调峰的节奏和力度，进一步提升电力系统的灵活性。

“现行模式下的煤电机组参与深度调峰，就像以超低速度驾驶一辆手动挡汽车，不能熄火、不能超排，还得匀速安全前行，操作难度可想而知。”东北某发电企业人士近日向记者坦言，煤电参与深度调峰是大势所趋，但当前辅助服务模式带给企业的压力着实不小。

电不能大规模储存，发出和使用需要同步。为了维持电力系统稳定，需要发电机组相应改变出力以适应用电负荷变化，这种辅助服务即为调峰。在我国新能源发电比例不断提高的背景下，电力系统的灵活性诉求与日俱增，煤电机组成为深度调峰的“主力”。对此，有业内人士指出，当前辅助服务市场模式下，煤电机组投入产出不成正比，频繁参与深度调峰但收益却有限，导致其参与调峰的积极性不高。

下探深调空间，企业需要“输血包”

从50%到40%，再到30%，甚至更低，煤电企业近年来不断下探负荷深度调峰空间，以增强在调峰市场中的竞争力。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海介绍，我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平规定其基本调峰服务。“比如，规定负荷率50%以上的发电调节服务是基本的，不给予另外的补偿，而如果机组的出力在50%以下，则需要另外补偿，目前各省的辅助服务补偿标准有所不同。”

上述东北发电企业人士告诉记者，结合当前煤电的生存现状，利用小时数越来越低，获得的电量收入越来越少，创收只能另辟蹊径，因此无法避免深度调峰。“以辽宁为例，根据现行规则看，调峰至50%—40%，每少发一度电可获得0.46元/千瓦时的补偿；调至40%以下，则可获得1元/千瓦时左右的补偿。参与深度调峰好比‘输血包’，能少亏点就少亏点。”

该人士还表示，虽然参与深度调峰可获得收益，但就当前整个辅助服务的市场机制来说，长期频繁参与深调不可持续。“以国家能源局公布的2019年上半年全国电力辅助服务基本情况来看，电力辅助服务补偿费用主要由发电机组分摊。经我们粗略测算，东北地区部分火电厂实际支付费用有可能占其电价的40%—50%，与国际上仅占3%—6%比例相差太大。这就好比‘自己吃自己’，仔细看输血包‘成分表’，都是自己‘贡献’的。”

从“大盘子”看，深调经济性不划算

袁家海指出，当前辅助服务费用的分摊机制还需调整。“辅助服务是一种公共产品，其贡献由电力系统收益，其引发的成本也应纳入输配电价，由全体用户分担。电力市场环境下，发电机组是辅助服务的提供方，而非成本分担方。”

作为我国电力系统特有的辅助服务品种，调峰在国际上并无先例。一位业内人士向记者解释：“首轮电改之前‘厂网一家’，发电企业和电网企业相当于电力系统的同一个‘生产车间’，各项辅助服务‘吃大锅饭’，不分彼此。2002年厂网分开后，为解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，建立相关机制并保留了调峰这一辅助服务品种，其具有浓烈的行政色彩。”

对此，一位业内专家指出，实践表明，当前这种行政主导型的市场机制不可持续，甚至出现了可再生能源“消纳改善、但效益更差”的局面。

“从‘大盘子’看，深调的‘经济账’并不划算。假设30万千瓦煤电机组参与深调，补偿成本120万元，但其消纳的可再生能源产生的经济效益可能仅有30万元，这种情况在很多地区都很常见。可再生能源全额保障性收购压力巨大，这背后付出了巨大的经济成本，但这部分成本均有发电企业自身消化。”该专家直言。

在价格机制未理顺的前提下，发电企业为“止血”甚至“回血”，不得不选择调峰。上述东北发电企业人士表示，当前各地辅助服务条例中并未核定最小运行方式依据，这会诱导部分机组为多获得调峰补偿压低负荷运行。“一些电厂调峰的深度，已经超出其设计指标，存在锅炉灭火等安全隐患。”

完善辅助服务市场，调峰调度关系需理顺

在国际上，发电机组如何适应用电负荷的变化，并如何保证合理收益？

“市场！”袁家海表示，在以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场中，系统负荷较小的谷时段，电价可能较低,而在系统负荷较大的峰时段，电价可能很高。因此，调节能力强的机组可以通过在谷时段少发电而在峰时段多发电获得较高的平均电价，调节能力较差的机组如果无法在谷时段减小出力，就要接受较低的电价。