有必要適度提高煤電調峰補償電價
為鼓勵火電機組參與區域深度調峰，不少地區對參與調峰的機組給予一定電價補償。但在多數補償測算中，降低了機組容量和利用小時數對度電成本分攤費用增加較大的影響，一些調峰補償費用遠不足以彌補深度調峰給企業帶來的經濟損失，建議相關部門根據實際情況進一步核算調峰補償費用，適當提高補償電價。
近年來，風電、光伏等清潔能源發電比例逐年增加、裝機容量增加較快，但此類電源點具有間歇性、波動性、反調峰特性以及預測精度和容量可信度低等特點，大幅增加了電力系統的等效負荷峰谷差，增大了系統調峰和調頻的難度。如何減少棄風棄光率，提高可再生能源利用率成為能源行業關注的重點。
在增加清潔能源裝機量、減少棄風棄光限電的背景下，社會、電網和風電光伏發電企業等要求火電機組深度調峰的呼聲越來越高。眾多火電機組通過電網調度參與到頻繁、深度的調峰中。燃煤機組在參與分級深度調峰過程中，運行參數偏離設計值，導致供電煤耗上升，成本增加。特別是深度調峰在30%及以下負荷時，燃煤機組設備磨損和壽命損耗較大，度電成本增加較大，運行的安全性和穩定性較差，部分機組通過設備和系統改造才能實現不投油穩燃運行。
為了鼓勵火電機組參與區域深度調峰，不少地區也積極征求意見并逐步試行電力輔助服務市場運營規則，對參與調峰的機組給予一定補償。東北區域最早開展火電機組調峰補償，國家能源局東北監管局先后于2012年12月到2016年11月間三次印發《東北電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》，國家能源局西北監管局于2015年9月印發《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》及《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》，山東、福建、新疆、甘肅等地也出臺了相應的文件和激勵制度。
為了讓清潔能源更多地發電，燃煤機組參與調峰并深度調峰實現30%負荷率（指發電機組在額定負荷時）運行已勢在必行。如何改造機組部分設備及系統滿足深度調峰的要求，已經成為燃煤電廠面臨的重要挑戰和戰略方向。電廠參與深度調峰后，如何測算電廠的收益也成為大多數學者、技經人員和管理者需深入研究的課題。
眾所周知，發電企業的發電成本主要由折舊攤銷、財務費用、稅金及附加、職工薪酬福利、修理費用、燃料費用、環保費用、購水購電費及其他費用等組成。其中，折舊攤銷、財務費用、職工薪酬福利、修理費用等費用稱為固定成本；燃料費、購水購電費、環境保護費用等為可變成本。發電度電成本為度電固定成本與度電可變成本之和。
在以往大多數研究和改造項目投資測算中，通過設備和系統改造所需的投資金額、調峰補償費和燃料費的增加來進行相應的收益測算，但降低了機組容量和利用小時數對度電成本分攤費用增加較大的影響，一些調峰補償費用遠不足以彌補深度調峰給企業帶來的經濟損失，即同一裝機容量、全年利用小時數相同時，100%負荷下運行下每年分攤的度電成本較30%負荷下分攤的成本小得多。隨著負荷降低、年利用小時數減少，度電成本分攤的費用隨之增加。
筆者以350MW和600MW燃煤純凝機組為例進行了測算，分析了度電成本隨容量和利用小時數變化特點，及深度調峰時其分攤費用對收益的影響。測算時需假定一些邊界條件：假定機組參與深度調峰后，改造設備和系統的成本暫不計入；假定30%負荷時不投油能夠穩燃；假定投資測算財務模型中固定成本不變化（特別運行維護費用暫不增加），可變成本中忽略工業耗水、液氨耗量、石灰石耗量等成本的變化，只考慮燃煤或燃油成本的變化；全年發電利用小時采用2018年全國平均利用小時數，即4361小時，燃煤標煤價格700元/噸，上網電價取0.34元/千瓦時；假定每年30%負荷時調峰500小時（為了便于測算，350MW和600MW燃煤純凝機組各深度調峰500小時，則年平均利用小時分別為167小時和150小時）。
經測算，在30%的負荷率下，350MW燃煤純凝機組在20年運營期內，平均度電成本為0.3910元/千瓦時，600MW燃煤純凝機組在20年運營期內，平均度電成本為0.3756元/千瓦時。350MW機組的調峰成本高于600MW的主要原因是機組容量越小、煤耗越大，在深度調峰時度電可變成本分擔得就越大，350MW燃煤純凝機組平均度電可變成本為0.2922元/千瓦時，高于600MW的0.0201元/千瓦時；在攤銷折舊期內，350MW和600MW機組的度電固定成本差值不大，在0.11-0.12元/千瓦時，600MW機組度電固定成本占度電可變成本占比較大，所占比例逐年從48.06%降到40.91%，350MW機組度電固定成本占度電可變成本比例較600MW的低，約為38.94%（占比低的主要原因是350MW機組度電可變成本增加較大）。
一般情況下，機組容量越小，深度調峰時度電成本越高，即350MW的燃煤機組調峰度電成本高于600MW的。經筆者測算，350MW的燃煤機組在折舊攤銷期內，負荷率為30%時平均度電成本為0.4059元/千瓦時，600MW燃煤機組度電成本為0.3927元//千瓦時。各省為了激勵燃煤機組參與深度調峰，大多分梯度制定補償電價政策，一般以40%負荷率為分界線，給出了相應的報價下限或上限。如，陜西省、東北地區最低報價下限分別為0.32元/千瓦時、0.40元/千瓦時，報價上限均為1.00元/千瓦時；新疆、福建省、甘肅省負荷率低于40%時，沒有規定報價下限，報價上限分別為0.50元/千瓦時、0.60元/千瓦時、1.00元/千瓦時。經筆者測算，350MW發電企業運營的攤銷折舊期內，30%負荷深度調峰時，平均度電成本高于陜西省0.0859元/千瓦時的報價下限，高于東北地區0.0059元/千瓦時的報價下限；600MW發電企業運營的攤銷折舊期內，30%負荷深度調峰時，平均度電成本高于陜西省0.0727元/千瓦時的報價下限，略低于東北地區0.0073元/千瓦時的報價下限。
在設定邊界條件下，350MW和600MW燃煤純凝機組在運營20年期內，內部收益率均不足3%，而建設期貸款利率為4.9%，企業已處于虧損狀態。其主要原因是利用小時數低于設計值300小時以上，燃煤電價高于設計值35元/噸以上。
本次測算沒有涉及調峰改造成本（機組容量越小、運行時間越長，改造成本越大，改造費用可能在0.2-1.5億元或者更高），沒有涉及負荷降低時可能投油助燃等成本，未考慮因機組較低負荷運行時帶來的設備磨損和壽命損耗等因素增加的運營檢修維護費用；且運營過程中，若有煤價高于測算值，利用小時數降低和電價低于測算值時，燃煤發電企業深度調峰后，在現有的調峰激勵制度下，一些機組容量較低、運行年限較長的發電企業虧損額會不斷增加。
因此，當調峰補償電價下限低于企業30%負荷率下的度電成本值時，企業深度調峰虧損較大，調峰時間越長虧損越大。即使調峰補償電價下限略高于企業30%負荷率下的度電成本值，考慮到技改費用、運營維護等費用的增加，企業處于虧損狀態的風險也會進一步加大。
綜上分析，燃煤發電企業在機組調峰改造及效益測算中，要全面考慮發電成本，切實向有關部門提供因深度調峰造成度電成本提高和企業因此承擔較高經濟損失的事實，給出合理的度電成本變化，為有關部門制定政策提供支撐依據；建議有關部門根據不同機組運行特性、不同容量、不同電價和不同深度調峰利用小時等因素進一步核算調峰補償費用，合理調高報價下限值（特別是30%負荷率時的報價下限值），考慮不同容量和機組類型深度調峰的補償差異，建議補償階梯電價中給出負荷率為30%時的可行的補償電價范圍，適當提高補償電價，盡量減少發電企業因承擔維護電網安全、穩定和經濟運行所付出的成本。
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環保網”
