京津唐電網火電機組20%深度調峰改造、山東存量煤電機組按30%—40%的最小技術出力水平進行改造、山西八成以上火電機組參與深度調峰、河南提升完善機組深度調峰交易和火電應急啟停交易……今年以來，多地不斷加碼煤電機組參與深度調峰的節(jié)奏和力度，進一步提升電力系統的靈活性。
“現行模式下的煤電機組參與深度調峰，就像以超低速度駕駛一輛手動擋汽車，不能熄火、不能超排，還得勻速安全前行，操作難度可想而知。”東北某發(fā)電企業(yè)人士近日向記者坦言，煤電參與深度調峰是大勢所趨，但當前輔助服務模式帶給企業(yè)的壓力著實不小。
電不能大規(guī)模儲存，發(fā)出和使用需要同步。為了維持電力系統穩(wěn)定，需要發(fā)電機組相應改變出力以適應用電負荷變化，這種輔助服務即為調峰。在我國新能源發(fā)電比例不斷提高的背景下，電力系統的靈活性訴求與日俱增，煤電機組成為深度調峰的“主力”。對此，有業(yè)內人士指出，當前輔助服務市場模式下，煤電機組投入產出不成正比，頻繁參與深度調峰但收益卻有限，導致其參與調峰的積極性不高。
下探深調空間，企業(yè)需要“輸血包”
從50%到40%，再到30%，甚至更低，煤電企業(yè)近年來不斷下探負荷深度調峰空間，以增強在調峰市場中的競爭力。
華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海介紹，我國大多數地區(qū)根據發(fā)電機組的負荷率水平規(guī)定其基本調峰服務。“比如，規(guī)定負荷率50%以上的發(fā)電調節(jié)服務是基本的，不給予另外的補償，而如果機組的出力在50%以下，則需要另外補償，目前各省的輔助服務補償標準有所不同。”
上述東北發(fā)電企業(yè)人士告訴記者，結合當前煤電的生存現狀，利用小時數越來越低，獲得的電量收入越來越少，創(chuàng)收只能另辟蹊徑，因此無法避免深度調峰。“以遼寧為例，根據現行規(guī)則看，調峰至50%—40%，每少發(fā)一度電可獲得0.46元/千瓦時的補償；調至40%以下，則可獲得1元/千瓦時左右的補償。參與深度調峰好比‘輸血包’，能少虧點就少虧點。”
該人士還表示，雖然參與深度調峰可獲得收益，但就當前整個輔助服務的市場機制來說，長期頻繁參與深調不可持續(xù)。“以國家能源局公布的2019年上半年全國電力輔助服務基本情況來看，電力輔助服務補償費用主要由發(fā)電機組分攤。經我們粗略測算，東北地區(qū)部分火電廠實際支付費用有可能占其電價的40%—50%，與國際上僅占3%—6%比例相差太大。這就好比‘自己吃自己’，仔細看輸血包‘成分表’，都是自己‘貢獻’的。”
從“大盤子”看，深調經濟性不劃算
袁家海指出，當前輔助服務費用的分攤機制還需調整。“輔助服務是一種公共產品，其貢獻由電力系統收益，其引發(fā)的成本也應納入輸配電價，由全體用戶分擔。電力市場環(huán)境下，發(fā)電機組是輔助服務的提供方，而非成本分擔方。”
作為我國電力系統特有的輔助服務品種，調峰在國際上并無先例。一位業(yè)內人士向記者解釋：“首輪電改之前‘廠網一家’，發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)相當于電力系統的同一個‘生產車間’，各項輔助服務‘吃大鍋飯’，不分彼此。2002年廠網分開后，為解決發(fā)電企業(yè)之間提供輔助服務的公平性問題，建立相關機制并保留了調峰這一輔助服務品種，其具有濃烈的行政色彩。”
對此，一位業(yè)內專家指出，實踐表明，當前這種行政主導型的市場機制不可持續(xù)，甚至出現了可再生能源“消納改善、但效益更差”的局面。
“從‘大盤子’看，深調的‘經濟賬’并不劃算。假設30萬千瓦煤電機組參與深調，補償成本120萬元，但其消納的可再生能源產生的經濟效益可能僅有30萬元，這種情況在很多地區(qū)都很常見。可再生能源全額保障性收購壓力巨大，這背后付出了巨大的經濟成本，但這部分成本均有發(fā)電企業(yè)自身消化。”該專家直言。
在價格機制未理順的前提下，發(fā)電企業(yè)為“止血”甚至“回血”，不得不選擇調峰。上述東北發(fā)電企業(yè)人士表示，當前各地輔助服務條例中并未核定最小運行方式依據，這會誘導部分機組為多獲得調峰補償壓低負荷運行。“一些電廠調峰的深度，已經超出其設計指標，存在鍋爐滅火等安全隱患。”
完善輔助服務市場，調峰調度關系需理順
在國際上，發(fā)電機組如何適應用電負荷的變化，并如何保證合理收益？
“市場！”袁家海表示，在以美國PJM為代表的全電量競價現貨市場中，系統負荷較小的谷時段，電價可能較低,而在系統負荷較大的峰時段，電價可能很高。因此，調節(jié)能力強的機組可以通過在谷時段少發(fā)電而在峰時段多發(fā)電獲得較高的平均電價，調節(jié)能力較差的機組如果無法在谷時段減小出力，就要接受較低的電價。
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