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。”東北某發電企業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的壓力著實不小。
電不能大規模儲存，發出和使用需要同步。為了維持電力系統穩定，需要發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，企業需要“輸血包”
從50%到40%，再到30%，甚至更低，煤電企業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，我國大多數地區根據發電機組的負荷率水平規定其基本調峰服務。“比如，規定負荷率50%以上的發電調節服務是基本的，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。”
上述東北發電企業人士告訴記者，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，根據現行規則看，調峰至50%—40%，每少發一度電可獲得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。“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電機組分攤。經我們粗略測算，東北地區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，其引發的成本也應納入輸配電價，由全體用戶分擔。電力市場環境下，發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。一位業內人士向記者解釋：“首輪電改之前‘廠網一家’，發電企業和電網企業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，為解決發電企業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，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電企業自身消化。”該專家直言。
在價格機制未理順的前提下，發電企業為“止血”甚至“回血”，不得不選擇調峰。上述東北發電企業人士表示，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，調節能力強的機組可以通過在谷時段少發電而在峰時段多發電獲得較高的平均電價，調節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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