文 | 本刊記者 李帥

業(yè)內專家分析：與技術、政策、價格機制等原因都有關系。

作為新能源的代言人，風電和光伏正大步向前發(fā)展，甚至超出了規(guī)劃。為了接納占比不到兩成的風光發(fā)出來的電，占比超過六成的煤電不得不做出改變，尤其是能夠進行深度調峰（調峰深度為機組最大出力的60%-70%）的煤電靈活性改造機組。

按照《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》的要求，“十三五”期間，三北地區(qū)（東北、華北、西北）熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦；其它地方純凝機組改造約450萬千瓦，共計約2.2億千瓦。

蒸汽進入汽輪發(fā)電機組的汽輪機，通過其中各級葉片做功后，乏汽全部進入凝結器凝結為水，也就是純凝機組。如果在葉片中間抽出一部分蒸汽到換熱器加熱水，再將熱水送到各家各戶用于采暖，就是抽汽供熱機組，如果是將通過汽輪機葉片后的全部乏汽都用于供熱，就是背壓供熱機組。

國網(wǎng)方面的數(shù)據(jù)顯示，截至2018年11月，三北地區(qū)煤電靈活性改造數(shù)量為4069萬千瓦，其中東北地區(qū)2378.5萬千瓦，華北地區(qū)1133.5萬千瓦，西北地區(qū)557萬千瓦。

在有償輔助服務補償政策的強力支持下，東北的成績顯然是最好的，占三北地區(qū)完成量的比例接近60%，華北和西北地區(qū)的政策則相對滯后，煤電靈活性改造不溫不火。

一方面，東北煤電靈活性改造已經(jīng)取得了一定程度的成功，是向華北、西北地區(qū)推廣的一個樣本；另一方面，東北煤電靈活性改造電廠數(shù)量漸多，在玩家都進場后游戲規(guī)則也在發(fā)生著新的變化。

東北第一個吃螃蟹，少發(fā)一度電最高補一塊

越少發(fā)電越賺錢，這對于靠賣電賺錢的電廠來說似乎是個悖論，但是對于東北的許多煤電廠來說，有時候的確是不發(fā)電比發(fā)電更劃算，比如說多風的冬季。

而這個劃算的生意就是盡可能的壓低自己的負荷給風電讓出空間，少發(fā)的電可以獲得豐厚的補償。

記者從黑龍江一家煤電廠了解到，其60萬千瓦的熱電機組在沒有進行靈活性改造的前提下，實際運行時最小技術出力能夠達到27萬千瓦，即最低負荷控制在45%。但是如果供熱需求大的話，就必須要考慮進行靈活性改造壓低負荷。

所謂最小技術出力，也就是在滿足鍋爐穩(wěn)定燃燒的情況下，發(fā)電機組安全運行的最小穩(wěn)定的發(fā)電能力。火力發(fā)電機組的最小穩(wěn)定出力是一項重要的性能指標，具有小的穩(wěn)定出力機組，出力調整范圍大，可以滿足電力系統(tǒng)調峰的需要。

盡管沒有進行靈活性改造，但是45%的負荷水平已經(jīng)達到了東北調峰補助的第一檔標準，上述電廠均按照報價的上限0.4元進行上報，在沒有進行靈活性改造的前提下依然收獲頗豐。2018年最后幾個月，電廠僅在調峰上便獲利超過2000萬，在風力強勁的冬季，一個月獲利便達千萬。

早在2014年10月，東北電力調峰輔助服務市場便開始試運行，相繼下發(fā)了《東北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則(試行)》、《東北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則（試行）》、《<東北電力調峰輔助服務市場監(jiān)管辦法（試行）>補充規(guī)定》等文件。

2016年，《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》出臺，實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，而有償輔助服務補償費用由省內負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠共同分攤。

在調峰市場運行初期，調峰資源屬于稀缺資源，具備深度調峰能力的煤電廠基本都是按照上限上報價格，也就是0.4元/kWh或1元/kWh，均高于東北三省0.34元/kWh左右的燃煤標桿電價。

同樣在2016年，能源局接連下發(fā)第一批、第二批煤電靈活性改造試點項目，共計22個項目，規(guī)模在1800萬千瓦左右，其中15個項目位于東北三省。

以試點項目中的大連莊河電廠為例，其60萬千瓦純凝機組改造后，調峰能力接近70%。2014-2016年電廠分別獲得3920萬、7913萬和1.58億元的調峰收益。截至2018年3月，莊電公司累計實現(xiàn)3.88億元收益。

記者從莊河電廠一位負責人處了解到，電廠的投入并不大，許多工作都是電廠自己進行改造，調峰兩三個月后就收回了成本，現(xiàn)在機組的最小技術出力維持在30%的水平。

數(shù)據(jù)顯示，2014年10月至2018年5月底，東北電力輔助服務市場合計補償費用44.74億元，有償調峰輔助服務平均價格0.506元，實際最高出清價格1元，最低出清價格0.2元。

滯后之后，西北、華北2018年底政策集中發(fā)布

作為新能源最為聚集的區(qū)域，西北地區(qū)相比東北地區(qū)的調峰需求更為強烈。雖然2017年以來，三北地區(qū)棄風情況得到好轉，但是并沒有完全得到解決。2018年1-9月，全國棄風電量222億千瓦時，其中新疆維吾爾自治區(qū)、內蒙古自治區(qū)、甘肅三省區(qū)棄風電量合計199.1億千瓦時，占全國棄風電量的90%。

資料顯示，西北電網(wǎng)全網(wǎng)調度口徑總裝機2.45億千瓦，新能源裝機容量達到8489萬千瓦，超過總裝機比例的三分之一；系統(tǒng)調峰能力嚴重不足，全網(wǎng)火電機組中四分之一為自備機組，基本不參與調峰，40%為供熱機組，供熱期調峰能力下降。

內蒙古一位電力人士認為，由于配套政策不到位，剛剛出臺的政策支持力度相對東北比較薄弱，即便是列入試點項目的煤電廠推進也很緩慢。電廠改造的動力不足，整個內蒙古的煤電靈活性改造并不多。

資深行業(yè)研究人士詹華忠認為，現(xiàn)在許多煤電廠普遍的思維是“先看著，不被考核就行”。近年來火電經(jīng)濟效益差，設備利用小時數(shù)仍然不是很理想，想要煤電廠投入資金進行靈活性改造，能夠有多少收益是最務實的想法。

2018年12月25日，西北最新的政策下發(fā)，國家能源局西北監(jiān)管局印發(fā)了新的《西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》及《西北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》。對于有償調峰補償，規(guī)定提供深度調峰服務的燃煤火電機組，按少發(fā)電量每萬千瓦時補償3分（每分對應金額為1000元，相當于一度電補償0.3元）。

幾種煤電靈活性改造的特點

此外，輔助服務補償費用主要來源是全部并網(wǎng)運行管理考核費用、發(fā)電機組調試運行期差額資金的50%和符合國家有關法律法規(guī)規(guī)定的其他資金。上述費用減去輔助服務補償所需金額的差額部分由各?。▍^(qū)）內發(fā)電企業(yè)按上網(wǎng)電量比例進行分攤。

對于西北地區(qū)的陜西省、甘肅省、青海省、寧夏回族自治區(qū)、新疆、內蒙古（分為蒙東和蒙西）而言，陜西、甘肅、青海和蒙東的燃煤標桿電價均高于0.3元/kWh。盡管有了補償?shù)臋C制，但是相較于東北地區(qū)的補償力度似乎并不大。

無獨有偶，同樣是在12月25日，華北能源監(jiān)管局也下發(fā)了《華北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試運行版）》，華北由華北調峰輔助服務市場和省網(wǎng)調峰輔助服務市場，前者又包括日前市場和日內市場，后者僅有日內市場。

調峰服務費用由（燃煤、燃氣）、風電、光伏（光伏扶貧場站除外）等發(fā)電企業(yè)及參與市場化交易的用戶共同承擔。

報價方面，以華北日前市場為例，火電機組按額定容量（增容機組按照原容量計算調峰檔位）進行分檔申報，以額定容量的100%-70%為一檔，70%以下每10%為一檔報價，按照價格遞增方式逐檔申報，每一檔全天報價相同，價格單位為：元/MW·h ，報價最小單位為10元 /MW·h ，報價周期為周。

為保證市場平穩(wěn)健康發(fā)展，調峰市場機組報價上限按照火電機組及風電度電邊際收益確定。市場開展初期額定容量的70%及以上檔位暫定0價。額定容量的40%-70%每檔報價范圍為0-300元/MW·h（即0.3元/kWh），40%以下個檔位報價上限為400元/MW·h（即0.4元/kWh）。

顯然，西北、華北在東北之后也開始真正的發(fā)力，出臺具備實操性的規(guī)則，但是執(zhí)行效果如何仍需2019年的實踐來檢驗。

八成沒完成，技術、政策、價格機制均有關系

中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任葉春告訴記者：“2.2億千瓦的煤電靈活性改造完成的量不多，與技術、政策、價格機制等等一些原因都有關系?！?/p>

技術方面，由于火電機組靈活性改造是個系統(tǒng)問題，涉及到鍋爐、汽機、輔機、控制系統(tǒng)等多個方面，要想深挖調峰潛力達到理想的調峰深度，除了現(xiàn)有的技術改造手段，在確保機組安全運行和環(huán)保的前提下，還需要在智能控制、自適應控制等方面有一定突破性的進展；此外，還要針對機組自身的運行特性以及調峰目標幅度，靈活制定改造技術路線，以實現(xiàn)燃煤機組在低負荷下的安全穩(wěn)定運行。

政策方面，從現(xiàn)有的火電靈活性改造試點來看，靈活性改造相關的電力輔助服務收益很大程度上還是依賴現(xiàn)有政策所規(guī)定的補償方式，項目收益還存在一定的風險，目前的補償機制尚不能完全補償因技改投入的成本，火電廠改造的積極性不高。

價格機制方面，通過電力市場交易形成電力輔助服務價格的市場機制尚未形成，不能有效激勵火電廠進行靈活性改造。

火電機組靈活性改造的主要目標是降低火電機組最小出力限制，擴大機組出力調節(jié)的幅度；減低熱電聯(lián)產(chǎn)組合中發(fā)電對發(fā)熱的配比，即所謂“熱電解耦”；以及提高機組出力調節(jié)速度、啟停能力，減低出力調節(jié)成本。

葉春認為，煤電靈活性改造要按照分地區(qū)、分機組容量有序實施。對新能源裝機占比較大的地區(qū)，以及核電利用小時較低的廣西、福建，可對30萬千瓦及以下的煤電機組為主進行靈活性改造，作為系統(tǒng)的調節(jié)電源；而大容量高參數(shù)的機組作為基荷電源發(fā)揮作用。

完善調峰輔助服務補償機制。進行靈活性改造的煤電機組利用小時將大幅降低，頻繁啟停對機組的影響也比較大?，F(xiàn)有的調峰補償力度對火電參與調峰沒有足夠的吸引力，因此確保其獲得合理收益，才能提高調峰的積極性，推動火電靈活性改造的步伐。

制定煤電靈活性的標準?？偨Y示范點的經(jīng)驗，借鑒國外電力系統(tǒng)靈活性的經(jīng)驗，開展相關改造的標準制定，推動新建機組能達到靈活運行的標準。另外，要對根據(jù)當?shù)氐碾娫窗l(fā)展規(guī)劃相匹配，明確調峰需求的容量，避免項目收益無法保證。

加快推進電力輔助服務市場化。充分發(fā)揮市場在輔助服務資源配置中的決定性作用，形成了更加靈活、高效的輔助服務市場體系，建立起反映輔助服務供需情況的價格形成機制，全面提升市場主體參與輔助服務的積極性，保障電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、優(yōu)質、經(jīng)濟運行。

負荷能減能加，東北電力輔助服務市場或仍將變化

東北能源監(jiān)管局數(shù)據(jù)顯示，東北電網(wǎng)的88家大型的火電廠中，有81家火電廠申報能力低于最小技術出力，22家火電廠申報的價格低于上限，24家火電廠計劃開展靈活性的改造，2018年或將全部改造完成。

換句話說，東北煤電廠靈活性改造后參與電力調峰高額回報的日子即將成為過去式，因為大家都來分“蛋糕”了。

上述莊河電廠的負責人解釋稱：“現(xiàn)在大家都能調峰，一張餅大家分著吃。而且餅的份量也在減小，比如以前一年能拿出8個億補償調峰的所有電廠，現(xiàn)在只拿出5個億來。遼寧的規(guī)則還會進行修改，也就是說在大家都進場之后，游戲規(guī)則也會改變，變得更加苛刻?！?/p>

早在2017年10月，東北能源監(jiān)管局調整完善電力輔助服務市場運營規(guī)則，其中提到部分電廠開展了重大技術改造，降低了機組低谷時段發(fā)電出力，提升了供熱能力。但個別改造后的機組出力范圍受到限制，頂尖峰能力出現(xiàn)下降，不利于電網(wǎng)運行。為體現(xiàn)公平，《補充規(guī)定》將出力達不到銘牌容量80%的火電廠所獲得的調峰費用減半。

據(jù)了解，進入2018年，由于煤質、供熱等各種技術原因，以及只有低谷單向盈利空間，出現(xiàn)了火電機組尖峰時出力受阻的問題，影響了火電的整體調峰能力。

2017年6月1日至2018年5月31日，東北電網(wǎng)統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析顯示，最大受阻容量達1600萬千瓦，平均受阻容量達900萬千瓦。其中供熱原因導致的尖峰受阻可以通過靈活性改造、“熱電解耦”解決。

為了解決尖峰受阻的問題，東北電網(wǎng)或將增加旋轉備用市場，對備用容量進行買賣，來完善電力輔助服務市場規(guī)則。

旋轉備用指為了保證可靠供電，電力調控機構指定的并網(wǎng)機組通過預留發(fā)電容量所提供的服務，必須能夠實時調用。

這樣，往下壓負荷的低谷深調峰市場和解決尖峰受阻的尖峰旋轉備用市場共同運轉，將繼續(xù)擴大靈活性改造的收益。