煤电深调的“囚徒困境”

　　31%、25%、20%、15%、9%……近期煤电机组出力下限(最低负荷率)不断刷新我国煤电机组深度调峰的新纪录，也远远低于国家发改委、国家能源局2021年发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》所规定的新建、现役机组“纯凝工况调峰最小发电出力达到35%额定负荷”的灵活性目标，直挑机组的“安全神经”。

　　电不能大规模储存，以大电网利用为主，生产、传输、使用需要同时完成。为了维持电力系统安全稳定，需要发电机组改变出力以适应负荷变化，这种变化即为调峰。假设一台100万千瓦的煤电机组，在某一时刻发电量从100万千瓦降至30万千瓦，那么这时机组负荷为30万千瓦、调峰能力是70万千瓦，即负荷率为30%、调峰深度为70%。调峰是电力辅助服务的品种之一，好比商家为方便用户获取新鲜食材对生鲜进行充氮保鲜、加冰储运、送货上门，和其他辅助服务共同充当着电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”的角色。

　　受资源禀赋等因素限制，煤电是我国当前调峰辅助服务的“主力军”。随着我国新能源大规模快速发展，对电力系统的灵活调节能力要求越来越高，煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型的步伐加快，“压低谷、顶尖峰”的“担子”越来越重。我国煤机深调能力“先天不足”，受制于补偿机制经济性不足、“零和博弈”历史遗留、市场之间衔接不畅等因素影响，煤电调峰陷入疏堵两难的“囚徒困境”中。

　　随着现货市场的深入推进，诞生于本世纪初、具有明显行政特色的调峰已不能支撑新型电力系统建设的需要。厘清煤电深调之困，推动调峰市场融入现货市场，才能更好地规划设计建设我国新型电力系统。

　安全性短板：先天不足

　　纵使我国已建成世界最大的清洁煤电体系，煤电机组整体水平在世界领先，但在“能上能下”灵活性这一指标上与国外先进水平相比还有不少追赶空间。

　　中电联研究显示，我国灵活调节电源装机占比不到6%，新能源富集的“三北”地区不足3%。比较而言，欧美等国家灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国灵活电源占比分别为34%、18%、49%。丹麦煤机改造后最小出力低至15%~20%，德国为25%~30%。目前我国在运煤机一般最小出力为50%~60%，冬季供热期为75%~85%，试点示范项目通过改造最小技术出力可低至30%~35%额定容量，部分机组可低至20%~25%。

　　新型电力系统建设目标提出之前，我国新能源装机占比不高，电力辅助服务需求不旺盛，煤电主攻节能降耗，在灵活性改造方面发力不足。

　　央企研究院首席专家蒋某告诉记者：“从指标来看，差距明显。德国的烟煤机组普遍深调至20%~25%负荷，个别机组甚至依靠单台磨煤机运行方式，可深调到12%左右。燃用劣质褐煤的机组，普遍能深调至30%~40%。另外，德国负荷升降速度也更快，40%负荷以上的负荷升降可以达到3%～6%/每分钟，我国机组只能达到2%。自动控制方面，我国煤机硬件完全达到西方的水平甚至更优，但软件调整、实际控制还有差距。”

　　国内火电机组，尤其是老旧机组最初设计与设备选型中没有考虑深度调峰的需要，加之近几年经营压力巨大，燃用煤种与设计煤种差异大、质量差且变化多，深调存在技术难度。新建的二次再热机组能耗很低，但系统复杂，灵活性不足。

　　基于此，针对国内越来越低的深调负荷，受访专家和电厂一线工作人员给出了一致答复：“尽管我国煤机的调峰深度与国外相比存在差距，但鉴于我国煤机深调基础，不应在短期内过度追求过低的调峰深度，要遵循安全底线，避免陷入过犹不及的误区中。”

　　上海发电成套设计研究院火电中心副主任兼总工陶丽告诉记者：“煤机深调已是常态，但是对于超临界及以上参数机组频繁深调至25%以下负荷运行，对机组安全性影响较大，长期低负荷运行降低了经济性甚至牺牲了设备的安全性。”

　　东北地区一电厂工作人员刘某对记者谈及机组深调时的一线实况：“极低深调时，对于机组运行来说，锅炉燃烧不稳定，机组灭火掉机的风险很大，对于整个电力系统而言存在安全风险;对于设备状态而言，煤机金属部件易疲劳，如锅炉超温、氧化、结焦，汽轮机易发生水蚀，磨煤机、风机、给水泵等辅机设备磨损加大，影响机组寿命。”

　　这些看得见的风险尚且有迹可循，在蒋某看来，那些因监测手段不足暂未发现的隐藏风险，是我国煤电深度调峰的“安全雷区”。“重要部件的应力控制，是我国深度调峰真正核心的问题。这方面我国基础研究不足，主要靠现场实际试着干，过一段时间看看设备损伤到底有多大，而且结果不能套用到其他机组。根据国内的实际情况，烟煤机组深调到不低于30%的负荷，燃用贫煤等劣质燃料的机组负荷更高一些，深调风险更大的空冷机组深调至不低于35%～40%负荷比较合理。国内机组深调困难的另一个重要原因是深调期间还需要做到超低排放，这点国外没有限制，长三角珠三角京津冀等核心区域的排放约束更加严苛，对设备安全不利。”蒋某说。

　　河南省某电厂在深调期间机组跳闸，为我们敲响了安全警钟。公开资料显示，2020年，河南某电厂66万千瓦机组，在负荷26万千瓦深调过程中，下层磨煤机断煤导致燃烧恶化，机组跳闸。通报认为，此次事故因电厂对深调期间的特殊运行工况重视程度不够、对锅炉的燃烧状况风险分析不足等所致。

　　如果将煤机深调峰比作超低速行驶不能熄火的“汽车”，那么启停调峰时煤机则处于“熄火”状态。但与汽车只需轻轻拧动钥匙即可成功打火大有不同，煤电机组启停流程复杂、耗时较长。

　　据某央企海外公司统计，以澳大利亚某600兆瓦超临界燃煤机组为例，从机组启动操作开始至机组交电网调度的总时间长达26小时，需要所有子系统和各专业密切配合，停运过程总时长约6.5小时。从成本上看，燃煤机组启停期间需要从电网大量取电，锅炉点火及灭火需要大量耗油，加之启停过程超标排放，一次启停的直接成本就达约十多万澳元。此外频繁启停也将加速机组老化，降低机组性能。“近年来在澳大利亚国家电力市场中，负电价的出现频率呈显著上升趋势，其根本原因是新能源大规模并网，直接原因是燃煤机组为避免启停损失采取负电价的报价策略以求自保。近年来，我国某电力现货试点区煤机从3~5次的年平均启停次数，已增加至十余次，迫切需要对隐藏风险进行研究。”该公司工作人员表示。

　经济性考验：疏堵两难

　　完善的电价机制是煤电灵活性改造的驱动力，我国煤机灵活性改造缺乏经济性而导致动力不足的现象备受业内关注。

　　据国网浙江电科院张宝统计，1000兆瓦超超临界湿冷煤电机组以20%的负荷运行时，供电煤耗为367~385克/千瓦时。在热力系统与运行边界条件不发生重大变化的情况下，负荷从40%降至20%时，供电煤耗上升了约46克/千瓦时。

　　从企业微观层面来说，在近几年煤价高企的背景下，增加煤耗意味着大幅增加经营成本。据江苏省煤电企业工作人员李某统计，目前江苏省煤机深调至40%～50%之间，报价最高0.6元/千瓦时，煤耗上升约50克/千瓦时，深调至30%～40%之间最高报价1元/千瓦时，煤耗会上升100克/千瓦时。如果按照标煤单价1000元/吨估算，那么深调至40%、30%时，度电成本分别增加0.05元/千瓦时、0.1元/千瓦时。“参与辅助服务所得收益不足以覆盖其降低出力减少的收益，难以调动企业积极性。”

　　当然，也确有不少煤机通过参与深调打了一场漂亮的扭亏为盈“翻身仗”。据国家能源局统计，2022年煤电企业因辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性。

　　但从发电侧整体层面看，目前辅助服务市场补偿机制下，火电深调参与处于“零和游戏”状态。1997年，国家电力公司组建成立，彼时的国有电力资产厂网一家“吃大锅饭、不分你我”，煤电无偿提供辅助服务。2002年“厂网分开”后,为保障电网运行安全稳定、解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，我国辅助服务最早的指导性文件(以下统称“两个细则”)于2006年发布。当时电力硬缺口矛盾突出，新能源装机不足500万千瓦，系统对辅助服务需求不大，于是由发电企业内部分摊，即对没干活或少干活的机组进行考核，这些机组出钱补偿给多干活的机组，即煤机为工业“输血”出钱又出力。

　　上述规定一直沿用至今。近年来，我国清洁能源发展迅猛，截至2022年底，我国风、光装机并网合计7亿千瓦，占总装机29.5%，系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加。

　　“新版‘两个细则’于2021年面世，虽然深调资金池增加了分摊主体，但经测算60%仍由火电集团掏钱，年度输血200亿元以上，业内戏谑称之为‘猪八戒吃猪蹄——自己吃自己’。新能源大比例并网，转型成本与日俱增，仅由煤电企业承担‘大头’恐心有余而力不足。叠加近几年煤价高企，经营压力与日剧增，深调分摊疏堵两难陷入‘囚徒’困境中，煤电企业一味追求调峰深度就是一种‘恶性内卷’的表现。”山东省发电企业工作人员赵某直言。

　　整个电力系统均是辅助服务的受益方，按照国际惯例和“谁收益、谁分摊”的原则，理顺辅助服务市场“症结”的“解药”是向用户疏导辅助服务费用。但每逢提起“疏导”一词，“用户难以承受涨价之重”的声音便不绝于耳，甚至有观点将系统成本增加的根源归咎于煤电和市场化。

　　“新能源接入电网的比例决定系统成本涨幅。低边际成本的新能源进入市场会在一定程度上拉低电能量的价格，但是随着新能源的比例不断扩大，为保证系统安全稳定运行，发电侧为系统提供的调节能力等辅助服务成本也在不断增加，待新能源接入电网达到一定比例后，辅助服务增加的成本会大于电能量降低的价格。市场化将这些成本具象显化，在系统成本上涨的情况下尽可能疏通价格机制，为系统成本涨幅减速。”李某表示。

　　李某进一步补充道：“系统成本的上升靠行政手段调整效率低下，要么调节过剩要么调节不足，过多干预或强行干预甚至会取得完全相反的效果。按照经济学原理，进行价格限制会在供给侧造成供给短缺，在需求侧造成严重浪费。当前新能源大规模并网，如果抑制辅助服务费用向用户侧疏导，电力用户不能感受到电力的真实价格，无法引导用户改变自身用能习惯，也无法倒逼用户节能增效。长此以往，发电侧沉没成本越来越多，市场的价格引导与资源配置作用打了折扣，前两年限电就暴露了有效容量供应不足的苗头，在未来很可能会出现时段性限电甚至限电时段不断扩大的现象。”

　　商品价格上涨或者降低取决于供需关系，应由市场决定，用户侧不管是涨价还是降价都是正常的现象，我们应该关注更长时间周期为主的平均结算电价，而不是某时某刻最高价和最低价。用能价格取决于市场竞争、供需关系、用户群体和政策监管等多重因素，我国辅助服务补偿机制从配合计划机制到配套现货市场转型，需要综合考虑各方因素，避免简单粗暴地“一疏了之”。

　加强市场衔接：有序协调

　　中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出，要健全多层次统一电力市场体系，其配套文件明确，“统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。”

　　推动现货市场代替调峰市场，就是不同市场之间衔接的体现之一。

　　电力的电量、平衡功能主要在现货市场发挥作用，调节功能通过辅助服务市场激发潜力，可靠性功能通过容量回收机制体现价值，三个市场相辅相成、互为机会。对于发电机组而言，同一单位容量既可以用来提供分时电量，也可以用来提供辅助服务，没有现货市场，辅助服务就没有参考价格，没有辅助服务市场，灵活性资源缺乏合理激励。因此现货市场和辅助服务市场具有紧密耦合关系。

　　从全球范围内五十年来的电力市场建设经验看，国外典型电力现货市场均不建设调峰市场，也不存在调峰这一辅助服务品种。在现货市场中，谷时段负荷较小，电价可能较低，峰时段系统负荷较大，电价可能很高。灵活性好的机组可通过在谷时段少发电、在峰时段多发电获得较高的平均电价，实时电价的变化自然引导了发电企业主动参与调峰。国外成熟电力市场一般通过现货市场中的实时平衡市场或平衡机制实现调峰。

　　我国辅助服务市场先于现货市场建设，当时电价缺乏价格信号，作为过渡，带有行政指令色彩的“调峰”被单列为辅助服务的品种之一。在我国非现货试点区，依靠深调实现电力的平衡功能有其存在的合理性和历史惯性，同时有力促进了新能源的大幅消纳。

　　随着我国现货市场建设的深入推进，我国“指令型”平衡模式正逐步向“经济性”平衡模式转变。2020年底，山西第六次(连续两个月)现货结算试运行中，停止了省内日前、实时深度调峰辅助服务市场。在过渡时期，现货市场和调峰市场多以共存模式存在，一种是现货省份停止省内调峰市场，煤机依然参与省间调峰市场的分摊;另一种是在省内市场建设时调峰市场和现货市场共存。

　　从实际运行情况来看，共存模式弊端明显。“现货市场是全电量以社会福利最大化进行优化的市场，出清结果已经是在满足电网安全约束下的最优结果，而调峰市场会对机组的开机组合和出力计划进行干预，干预后的结果自然会偏离社会福利最大化的预期目标，造成社会福利的无谓损失，且出清的价格信号会受到一定程度的扭曲使得现货市场发现价格、优化配置功能受损，与市场建设目标不符，而损失的社会福利最终会由用户买单，最终使得相同条件之下用户的用能成本上升。”李某说。

　为何目前现货市场难以取代调峰市场?

　　“调峰的作用已经‘经过了时间的检验’，部分人员对作为‘舶来品’的现货市场缺乏信心，想通过保留调峰市场为电网安全运行进行保障兜底。从目前已经取消深调的现货试点看，现货可以取代调峰。”李某告诉记者：“除上述原因外，目前我国对现货市场价格区间进行了严格限制，除了蒙西上限可至5元/千瓦时左右，其他地区一般上限在1.5元/千瓦时左右。截至2022年底，美国ERCOT市场、澳大利亚NEM市场价格上限分别设置为5美元/千瓦时、15.1澳元/千瓦时，按当前汇率分别折合人民币约36元/千瓦时、72元/千瓦时。相比之下，我国市场上限价过低或下限价过高，导致调节性电源经济激励不足;但若拉大价差，对用户短时用电价格产生影响，对新能源企业参与市场而言是不小的挑战，叠加新能源未入市分摊机制不明、辅助服务市场建设缓慢等问题，多地以‘补丁’的方式保留了调峰市场。”

　　此外，现行中长期交易量价限制严格，也为市场衔接造成一定的影响。赵某认为，我国中长期合约流动性较差，虽然保证了用能价格没有大幅波动，但是也导致了现货市场的空间价格信号无法传导至发用两侧，无法发挥市场的引导规划功能，引起新能源与火电规划投资比例失衡，加大火电机组的深调压力。“尤其是在风、光资源丰富的地区，调峰压力会进一步加剧。同时，高比例中长期电量签约限制放大了新能源入市的风险，也是新能源不愿入市的原因之一。”赵某表示。

　　改革不能操之过急，需要文火慢炖。想要加强市场之间的衔接，从现货市场“吃掉”调峰市场试水，不失为计划模式调度向市场模式调度的“粘合剂”。

　　赵某建议：“加快辅助服务市场化进程，重点是推动调频、备用辅助服务与现货市场联合出清，以获取系统整体的最佳经济效益。需要完善电力现货市场建设，保证市场出清价格上下限具备一定的价差，激活灵活性资源。从国外情况来看，新能源占比不断扩大的电力系统中，‘鸭子曲线’的腹部越来越深，颈部越来越陡，其中加州净负荷曲线甚至已经演变为‘峡谷曲线’，在系统中能够快速灵活反应电源的重要性逐渐凸显，应加快爬坡辅助服务的研究，满足系统对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求。有序推动辅助服务费用向用户侧疏导，激励火电等调节资源积极参与系统调节，同时也通过合理的价格信号引导用户侧改变用能习惯，推动发用两侧共同参与系统调节，有效对冲新能源随机、间歇出力带来的系统运行风险。”

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年06期，作者系本刊记者