煤电深度调峰面临双重考验

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参与深调，频繁启动及大范围负荷变动，燃煤机组需承受大幅度的温度变化，导致关键零部件疲劳损伤。这种工况下，机组寿命、燃料损耗同步增加较多，直接影响机组运行的安全性和经济性。

近日，河南某燃煤电厂机组在深度调峰（负荷40%）期间，机组跳闸，三个多小时后重新并网。公开信息显示，此次事故因电厂对深度调峰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问题所致。

为增强电力系统的灵活性，我国于2006年提出了新的电力辅助服务产品——调峰，以便在用电高峰时投入正常运行以外的发电机组满足系统需求。近年来，伴随新能源装机比重不断提升，电力系统调峰能力不足问题愈发突出，煤电已然成为深度调峰“主力”，个别电厂甚至尝试开展了30%及以下的负荷深度调峰试验，以增强在调峰市场中的竞争力。

作为一种机组的“特殊运行工况”，深度调峰目前面临哪些安全风险，为何其经济性和安全性备受争议却还有电厂积极参与？就这些问题，记者进行了采访。

■ 调峰压力不断“加码”

“我国大多数省份所说的调峰辅助服务，实际上指的都是深度调峰。”华南理工电力系统及其自动化系教授荆朝霞告诉记者。 

据华北电力大学经济与管理学院教授袁家海介绍，火电机组深度调峰时，机组已超过基本调峰范围，负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。荆朝霞也表示，我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平规定其基本调峰服务。“比如，规定负荷率50%以上的发电调节服务是义务的，不给予另外补偿；机组出力在50%以下，则需另外补偿。”

国家能源局2019年年底通报的《2019年上半年电力辅助服务有关情况》显示，全国调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%，火电为调峰主力。

记者了解到，近年来我国煤电调峰“深度”屡创纪录。国网西北电力调控分中心信息显示，华能秦岭电厂7号机组2018年深度调峰能力达27.27%；2019年，大唐三门峡发电机组深度调峰达21.4%；不久前，华能上安电厂4号机组、华能金陵电厂2号机组均完成30%负荷深度调峰试验。

中电联此前公布的数据显示，预计2020年，我国非化石能源发电装机合计达9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%，同比提高约1.6个百分点。预计2025年，风电、太阳能发电装机均突破4亿千瓦，非化石能源装机占比将超过50%。业内专家表示，随着新能源“加码”，电力系统调峰压力将与日俱增，煤电也将面临更重的调峰任务。

■ 安全性和经济性待考

据了解，近年来现役煤电机组产能过剩、发电利用小时数逐年下降，煤电在系统中的定位已由基荷电源向调节电源转变，参与调峰已是常态。

东北地区某火电企业人士告诉记者，目前全国煤电基本都参与深调，但企业参与积极性并不高。“无奈的是，如果不参与，很可能'颗粒无收'。”

“现役火电机组大多是按照带基荷设计的，不能完全适应深度调峰的运行要求。如果参与深调，频繁启动及大范围负荷变动，机组需承受大幅度的温度变化，导致关键零部件疲劳损伤。在这种工况下，机组寿命损耗、燃料损耗同步增多，直接影响机组运行的安全性和经济性，而且正常带负荷发电与深调后收益相差无几。”上述火电企业人士表示。

该人士还指出了深调面临的其他安全隐患：“在部分地区，深调并未核定最小运行方式，诱导部分机组为多获得补偿费用，压到超低负荷运行，有可能导致锅炉熄火等安全隐患；部分地区调峰细则设置不健全，存在'多调峰不增收'的情况。机组在启停过程中，脱硫、脱销压力骤增，因技术限制超排无法避免，环境成本应得到统筹考虑。”

“从'大盘子'看，深调的'经济账'并不划算。”一位业内专家称，“假设30万千瓦煤电机组参与深调，补偿成本120万元，但其消纳的可再生能源产生的经济效益仅为30万元，这种情况在很多地区都很常见。可再生能源全额保障性收购压力巨大，这背后付出了很大的经济成本。”

那么，深调补偿费用应从何而来？袁家海指出，我国将有偿调峰均纳入辅助服务市场，是基于电力现货市场还未建立完善的现状。“深度调峰实际上是由煤电机组提供的，却又需要所有电源分摊费用，这并没有体现市场的激励机制。”

一位不愿具名的业内人士表示，现行补偿机制仍沿用上一轮电改的模式，已不适用于新能源大规模并网和电力市场化交易的新情景，辅助服务市场成了发电侧的“零和游戏”。

■ 有偿深调应退出辅助服务市场

清华大学能源互联网+智库中心主任夏清表示，深度调峰是我国现货市场尚未完全建立起来情况下，一种特殊的辅助服务。“国外调节性机组多为'短小精干'的燃气机组，灵活性好，我们是'傻大黑粗'的煤电。煤电企业都不愿意深度调峰，只能通过补偿的方式竞争，所以深度调峰只是一个过渡产物。现阶段，如果峰谷价差足够大，能够给予发电企业足够的补偿，深调才具备一定的经济激励。”

安全性方面，夏清指出，在深度调峰过程中，一定要检查机组适用性，有些机组不适合深调，供给安全是首要的。

袁家海表示，针对可再生能源波动性带来的系统可靠性和灵活性不足问题，可通过电网经济调度、辅助服务市场的新产品来解决。“煤电机组增减出力的响应时间较长、爬坡速率较慢，难以充分满足系统灵活性的需求，需要引入新型的灵活性爬坡产品来应对系统需求。因此，完善辅助服务市场建设是改革过渡期推动系统灵活性提升的重要举措，而在未来竞争性电力市场中，有偿调峰应逐渐退出辅助服务市场。”

“用户端方面，我国电气化率较高的地区，出现了分布式电源、电动汽车、储能、智能设备、清洁供暖等多元化负荷。但目前需求侧响应的'蓝海'只利用了'冰山一角'，若能逐步解决其商业模式和数据挖掘难题，需求侧响应将成为调节电力供需平衡不可或缺的重要环节。”上述火电企业人士说。