31%、25%、20%、15%、9%……近期煤電機組出力下限(最低負荷率)不斷刷新我國煤電機組深度調峰的新紀錄，也遠遠低于國家發改委、國家能源局2021年發布的《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》所規定的新建、現役機組“純凝工況調峰最小發電出力達到35%額定負荷”的靈活性目標，直挑機組的“安全神經”。

　　電不能大規模儲存，以大電網利用為主，生產、傳輸、使用需要同時完成。為了維持電力系統安全穩定，需要發電機組改變出力以適應負荷變化，這種變化即為調峰。假設一臺100萬千瓦的煤電機組，在某一時刻發電量從100萬千瓦降至30萬千瓦，那么這時機組負荷為30萬千瓦、調峰能力是70萬千瓦，即負荷率為30%、調峰深度為70%。調峰是電力輔助服務的品種之一，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，和其他輔助服務共同充當著電力系統的“穩定器”“調節器”“平衡器”的角色。

　　受資源稟賦等因素限制，煤電是我國當前調峰輔助服務的“主力軍”。隨著我國新能源大規?？焖侔l展，對電力系統的靈活調節能力要求越來越高，煤電由常規主力電源向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型的步伐加快，“壓低谷、頂尖峰”的“擔子”越來越重。我國煤機深調能力“先天不足”，受制于補償機制經濟性不足、“零和博弈”歷史遺留、市場之間銜接不暢等因素影響，煤電調峰陷入疏堵兩難的“囚徒困境”中。

　　隨著現貨市場的深入推進，誕生于本世紀初、具有明顯行政特色的調峰已不能支撐新型電力系統建設的需要。厘清煤電深調之困，推動調峰市場融入現貨市場，才能更好地規劃設計建設我國新型電力系統。

　　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先，但在“能上能下”靈活性這一指標上與國外先進水平相比還有不少追趕空間。

　　中電聯研究顯示，我國靈活調節電源裝機占比不到6%，新能源富集的“三北”地區不足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%。

　　新型電力系統建設目標提出之前，我國新能源裝機占比不高，電力輔助服務需求不旺盛，煤電主攻節能降耗，在靈活性改造方面發力不足。

　　央企研究院首席專家蔣某告訴記者：“從指標來看，差距明顯。德國的煙煤機組普遍深調至20%~25%負荷，個別機組甚至依靠單臺磨煤機運行方式，可深調到12%左右。燃用劣質褐煤的機組，普遍能深調至30%~40%。另外，德國負荷升降速度也更快，40%負荷以上的負荷升降可以達到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，但軟件調整、實際控制還有差距。”

　　國內火電機組，尤其是老舊機組最初設計與設備選型中沒有考慮深度調峰的需要，加之近幾年經營壓力巨大，燃用煤種與設計煤種差異大、質量差且變化多，深調存在技術難度。新建的二次再熱機組能耗很低，但系統復雜，靈活性不足。

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

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

　　東北地區一電廠工作人員劉某對記者談及機組深調時的一線實況：“極低深調時，對于機組運行來說，鍋爐燃燒不穩定，機組滅火掉機的風險很大，對于整個電力系統而言存在安全風險;對于設備狀態而言，煤機金屬部件易疲勞，如鍋爐超溫、氧化、結焦，汽輪機易發生水蝕，磨煤機、風機、給水泵等輔機設備磨損加大，影響機組壽命。”

　　這些看得見的風險尚且有跡可循，在蔣某看來，那些因監測手段不足暫未發現的隱藏風險，是我國煤電深度調峰的“安全雷區”。“重要部件的應力控制，是我國深度調峰真正核心的問題。這方面我國基礎研究不足，主要靠現場實際試著干，過一段時間看看設備損傷到底有多大，而且結果不能套用到其他機組。根據國內的實際情況，煙煤機組深調到不低于30%的負荷，燃用貧煤等劣質燃料的機組負荷更高一些，深調風險更大的空冷機組深調至不低于35%～40%負荷比較合理。國內機組深調困難的另一個重要原因是深調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域的排放約束更加嚴苛，對設備安全不利。”蔣某說。

　　河南省某電廠在深調期間機組跳閘，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，在負荷26萬千瓦深調過程中，下層磨煤機斷煤導致燃燒惡化，機組跳閘。通報認為，此次事故因電廠對深調期間的特殊運行工況重視程度不夠、對鍋爐的燃燒狀況風險分析不足等所致。

　　如果將煤機深調峰比作超低速行駛不能熄火的“汽車”，那么啟停調峰時煤機則處于“熄火”狀態。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雜、耗時較長。

　　據某央企海外公司統計，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調度的總時間長達26小時，需要所有子系統和各專業密切配合，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，負電價的出現頻率呈顯著上升趨勢，其根本原因是新能源大規模并網，直接原因是燃煤機組為避免啟停損失采取負電價的報價策略以求自保。近年來，我國某電力現貨試點區煤機從3~5次的年平均啟停次數，已增加至十余次，迫切需要對隱藏風險進行研究。”該公司工作人員表示。

　　經濟性考驗：疏堵兩難

　　完善的電價機制是煤電靈活性改造的驅動力，我國煤機靈活性改造缺乏經濟性而導致動力不足的現象備受業內關注。

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

　　從企業微觀層面來說，在近幾年煤價高企的背景下，增加煤耗意味著大幅增加經營成本。據江蘇省煤電企業工作人員李某統計，目前江蘇省煤機深調至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。如果按照標煤單價1000元/噸估算，那么深調至40%、30%時，度電成本分別增加0.05元/千瓦時、0.1元/千瓦時。“參與輔助服務所得收益不足以覆蓋其降低出力減少的收益，難以調動企業積極性。”

　　當然，也確有不少煤機通過參與深調打了一場漂亮的扭虧為盈“翻身仗”。據國家能源局統計，2022年煤電企業因輔助服務獲得補償收益約320億元，有效激發了煤電企業靈活性改造的積極性。

　　但從發電側整體層面看，目前輔助服務市場補償機制下，火電深調參與處于“零和游戲”狀態。1997年，國家電力公司組建成立，彼時的國有電力資產廠網一家“吃大鍋飯、不分你我”，煤電無償提供輔助服務。2002年“廠網分開”后,為保障電網運行安全穩定、解決發電企業之間提供輔助服務的公平性問題，我國輔助服務最早的指導性文件(以下統稱“兩個細則”)于2006年發布。當時電力硬缺口矛盾突出，新能源裝機不足500萬千瓦，系統對輔助服務需求不大，于是由發電企業內部分攤，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“輸血”出錢又出力。

　　上述規定一直沿用至今。近年來，我國清潔能源發展迅猛，截至2022年底，我國風、光裝機并網合計7億千瓦，占總裝機29.5%，系統運行管理的復雜性不斷提高，對輔助服務的需求量顯著增加。

　　“新版‘兩個細則’于2021年面世，雖然深調資金池增加了分攤主體，但經測算60%仍由火電集團掏錢，年度輸血200億元以上，業內戲謔稱之為‘豬八戒吃豬蹄——自己吃自己’。新能源大比例并網，轉型成本與日俱增，僅由煤電企業承擔‘大頭’恐心有余而力不足。疊加近幾年煤價高企，經營壓力與日劇增，深調分攤疏堵兩難陷入‘囚徒’困境中，煤電企業一味追求調峰深度就是一種‘惡性內卷’的表現。”山東省發電企業工作人員趙某直言。

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

　　“新能源接入電網的比例決定系統成本漲幅。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，為保證系統安全穩定運行，發電側為系統提供的調節能力等輔助服務成本也在不斷增加，待新能源接入電網達到一定比例后，輔助服務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，在系統成本上漲的情況下盡可能疏通價格機制，為系統成本漲幅減速。”李某表示。

　　李某進一步補充道：“系統成本的上升靠行政手段調整效率低下，要么調節過剩要么調節不足，過多干預或強行干預甚至會取得完全相反的效果。按照經濟學原理，進行價格限制會在供給側造成供給短缺，在需求側造成嚴重浪費。當前新能源大規模并網，如果抑制輔助服務費用向用戶側疏導，電力用戶不能感受到電力的真實價格，無法引導用戶改變自身用能習慣，也無法倒逼用戶節能增效。長此以往，發電側沉沒成本越來越多，市場的價格引導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不足的苗頭，在未來很可能會出現時段性限電甚至限電時段不斷擴大的現象。”

　　商品價格上漲或者降低取決于供需關系，應由市場決定，用戶側不管是漲價還是降價都是正常的現象，我們應該關注更長時間周期為主的平均結算電價，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、供需關系、用戶群體和政策監管等多重因素，我國輔助服務補償機制從配合計劃機制到配套現貨市場轉型，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：有序協調

　　中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出，要健全多層次統一電力市場體系，其配套文件明確，“統籌推進電力中長期、現貨、輔助服務市場建設，加強市場間有序協調，在交易時序、市場準入、價格形成機制等方面做好銜接。”

　　推動現貨市場代替調峰市場，就是不同市場之間銜接的體現之一。

　　電力的電量、平衡功能主要在現貨市場發揮作用，調節功能通過輔助服務市場激發潛力，可靠性功能通過容量回收機制體現價值，三個市場相輔相成、互為機會。對于發電機組而言，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，沒有現貨市場，輔助服務就沒有參考價格，沒有輔助服務市場，靈活性資源缺乏合理激勵。因此現貨市場和輔助服務市場具有緊密耦合關系。

　　從全球范圍內五十年來的電力市場建設經驗看，國外典型電力現貨市場均不建設調峰市場，也不存在調峰這一輔助服務品種。在現貨市場中，谷時段負荷較小，電價可能較低，峰時段系統負荷較大，電價可能很高。靈活性好的機組可通過在谷時段少發電、在峰時段多發電獲得較高的平均電價，實時電價的變化自然引導了發電企業主動參與調峰。國外成熟電力市場一般通過現貨市場中的實時平衡市場或平衡機制實現調峰。

　　我國輔助服務市場先于現貨市場建設，當時電價缺乏價格信號，作為過渡，帶有行政指令色彩的“調峰”被單列為輔助服務的品種之一。在我國非現貨試點區，依靠深調實現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。

　　隨著我國現貨市場建設的深入推進，我國“指令型”平衡模式正逐步向“經濟性”平衡模式轉變。2020年底，山西第六次(連續兩個月)現貨結算試運行中，停止了省內日前、實時深度調峰輔助服務市場。在過渡時期，現貨市場和調峰市場多以共存模式存在，一種是現貨省份停止省內調峰市場，煤機依然參與省間調峰市場的分攤;另一種是在省內市場建設時調峰市場和現貨市場共存。

　　從實際運行情況來看，共存模式弊端明顯。“現貨市場是全電量以社會福利最大化進行優化的市場，出清結果已經是在滿足電網安全約束下的最優結果，而調峰市場會對機組的開機組合和出力計劃進行干預，干預后的結果自然會偏離社會福利最大化的預期目標，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貨市場發現價格、優化配置功能受損，與市場建設目標不符，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。

　　為何目前現貨市場難以取代調峰市場?

　　“調峰的作用已經‘經過了時間的檢驗’，部分人員對作為‘舶來品’的現貨市場缺乏信心，想通過保留調峰市場為電網安全運行進行保障兜底。從目前已經取消深調的現貨試點看，現貨可以取代調峰。”李某告訴記者：“除上述原因外，目前我國對現貨市場價格區間進行了嚴格限制，除了蒙西上限可至5元/千瓦時左右，其他地區一般上限在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置為5美元/千瓦時、15.1澳元/千瓦時，按當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，導致調節性電源經濟激勵不足;但若拉大價差，對用戶短時用電價格產生影響，對新能源企業參與市場而言是不小的挑戰，疊加新能源未入市分攤機制不明、輔助服務市場建設緩慢等問題，多地以‘補丁’的方式保留了調峰市場。”

　　此外，現行中長期交易量價限制嚴格，也為市場銜接造成一定的影響。趙某認為，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，但是也導致了現貨市場的空間價格信號無法傳導至發用兩側，無法發揮市場的引導規劃功能，引起新能源與火電規劃投資比例失衡，加大火電機組的深調壓力。“尤其是在風、光資源豐富的地區，調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，從現貨市場“吃掉”調峰市場試水，不失為計劃模式調度向市場模式調度的“粘合劑”。

　　趙某建議：“加快輔助服務市場化進程，重點是推動調頻、備用輔助服務與現貨市場聯合出清，以獲取系統整體的最佳經濟效益。需要完善電力現貨市場建設，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中，‘鴨子曲線’的腹部越來越深，頸部越來越陡，其中加州凈負荷曲線甚至已經演變為‘峽谷曲線’，在系統中能夠快速靈活反應電源的重要性逐漸凸顯，應加快爬坡輔助服務的研究，滿足系統對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源需求。有序推動輔助服務費用向用戶側疏導，激勵火電等調節資源積極參與系統調節，同時也通過合理的價格信號引導用戶側改變用能習慣，推動發用兩側共同參與系統調節，有效對沖新能源隨機、間歇出力帶來的系統運行風險。”

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年06期，作者系本刊記者