火电机组深度调峰运行阶段风险管理及策略

冯文嵩，闫晶

（1.东北电力大学经济管理学院，吉林 吉林 132012；
2.哈尔滨锅炉厂有限责任公司，哈尔滨 150046）

2022年随着俄乌冲突的持续升级，俄罗斯受美欧国家制裁力度也在不断上升，作为传统能源大国，俄罗斯将天然气作为反制武器，也在加强对欧洲的能源出口限制，随着北溪输气管道的损坏，欧洲不得不面临能源短缺的危机。作为碳中和碳达峰的主要倡议者和世界碳排放量占比较大的地区，欧洲目前的做法明显为开历史的倒车。

德国作为欧洲最大的工业国家，2019年时任德国总理的默克尔宣布要将在2038年前淘汰全部国内燃煤发电机组，而2021年新一届德国政府将这一时间点提前至2030年，但随着俄罗斯断气风险的来临，2022年8月，德国政府宣布重启位于下萨克森州霍恩哈默尔地区的梅尔鲁姆煤炭发电厂，而海登煤电厂也于8月29日重启并运营到2023年4月30日，随着煤电重启浪潮的来临，德国已宣布到2035年电网中接近100%可再生能源的目标无法按期完成。其他欧洲国家如荷兰、法国、奥地利也同德国一样不断宣布重启煤电。而丹麦首都哥本哈根已宣布放弃此前制定的2025年碳达峰的目标。

欧洲这种开历史倒车的行为放大了对欧洲碳中和目标质疑的观点，欧洲是否能如期完成碳达峰碳中和目标值得怀疑，欧洲国家作为政策的主要倡导者，如不能按期完成此前的工作，对我国碳达峰碳中和政策是否会产生影响，进而对火电机组产生连锁反应，是我国火电行业面临的主要风险挑战。

面对错综复杂的国际形势，我国政府多次表态碳达峰碳中和事关中华民族的永续发展和构建人类命运共同体，这不是别人要我们做，而是我们主动要做。能源发展既要保障安全，也要推进转型。在新发展理念的引领下，我国能源绿色低碳转型的步伐不断加快，发展的质量和效益大幅提升，近十年以年均3%的能源消费增速支撑了年均6.6%的经济增长，能源的消耗强度累计下降了26.4%。我们探索走出了一条生态优先、绿色低碳的高质量发展的道路，这条路我们是越走越宽阔，越走信心越坚定。

综上可见，面对欧洲可能调整碳达峰碳中和政策的风险，我国作为一个负责任的大国，将构建人类命运共同体作为使命，政策风险调整的可能性极小，因此通过分析，多能互补作为我国能源结构调整的重要手段，火电机组角色逐渐向调峰性电源转变势不可挡。故我国火电行业无需担心受碳达峰碳中和政策影响，应当继续坚定做好深度调峰方面设备和技术的储备，为能源转型升级改革贡献力量。

在碳中和碳达峰政策稳定不变的前提下，对于火力发电企业而言，要做好应对本省补贴政策调整的风险，目前为鼓励火电企业参与深度调峰，各地均出台了电力辅助市场交易规定，普遍要求按积分电量缴纳服务费，并按负荷率的升高缴纳的服务费越高，简而言之，机组深度调峰能力越强能带的负荷率越低缴纳的服务费越低，反之越高，在深度调峰补贴的政策下，相当于将深度调峰能力弱的企业去补贴深度调峰能力强的企业，但随着各发电企业对于深度调峰对于企业效益影响的逐渐重视，全部具备更强的调峰能力只是时间问题。但问题也随之出现，当全部机组调峰能力接近或相同时，调峰的收益将趋近于零。

因此对于深度调峰补贴政策的调整也将随着调峰问题的全部解决而进行相应的改变，故对于这类风险的应对，本项目所涉及的企业应在具备深度调峰能力后，一是应尽快参与深度调峰市场，在其他企业不具备更深调节能力的时期，将政策红利利用到最大；
二是及时关注电力辅助市场调峰政策，再提出合理的应对措施，以应对可能的政策调控风险。

在目前各项政策的背景下，火力发电机组在满足民生方面的任务的前提下，充分利用现有政策，积极挖潜政策红利追求利益最大化是企业的主要目的。传统的火力发电机组最低稳燃负荷在30%以上，而且在深度调峰过程中，不可避免地进行干湿转态[1]，故需要对影响深度调峰安全运行的限制条件进行相关的改造[2]。

机组在深度调峰灵活性改造，进入运营周期后，机组的不投油稳燃负荷降低至20%，主机设备安全可靠性得到了极大的提高，增强了机组参与电网深度调峰的能力，但随着机组负荷的下降，锅炉燃烧效率降低，导致煤耗量增加，能源效率降低明显，此外低负荷下，将增加机组设备老化的隐性成本和污染物排放增加的风险，为补偿机组在参与深度调峰所增加的成本，各地在国家能源局2017年11月所印发的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的基础上均出台根据当地实际情况的电力市场辅助运营规则，以本项目所处的地区为例，实时的深度调峰交易采用“阶梯式”的报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分为两档浮动报价，根据调峰的补偿机制可分为：一是有偿基准以上阶段，此时无额外深度调峰补偿，可称为常规调峰阶段；
二是机组深度调峰至有偿基准以下，因本文主要对机组参与深度调峰风险进行研究，故下文主要讨论机组在有偿基准以下运营期的风险应对。

4.1 经济效益分析

根据2022年新疆自治区发展改革委关于下达《我区“十四五”第一批煤电机组灵活性改造项目的通知》（新发改能源〔2022〕12 号），对于新疆电网区域内火电机组，若实施灵活性改造参与深度调峰辅助服务，可根据调峰深度不同，获取可观的补偿收益，若不参与深度调峰服务，则需要分摊相应的深度调峰费用。因此，有必要通过实施灵活性改造，参与深度调峰辅助服务，以实现企业效益最大化。

实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，具体分档及报价上、下限如表1 所示。

孟导是个行动派，当天晚上就联系了老家，虽然花了半小时应付老家那边催他结婚延续香火的唠叨。总算说服让老家人把那盒子钱原封不动地给他邮了过来。

表1 “阶梯式”报价方式和价格机制

4.2 项目成本分析

本文以某600 MW 超临界火电机组为分析对象，在参与深度调峰的过程中，主要增加的有以下几项：

第一，新增电费。本项目主要用电设备为炉水循环泵，炉水循环泵初步设计功率为250 kW，按30%BMCR 以下负荷时炉水循环泵均投入运行计算，单台炉总运行小时数500 h，电费按0.415 元/kW·h 计算，单台机组共增加用电成本5.19 万元。第二，新增检修维护成本。本项目新增炉水循环泵、等离子点火燃烧器、吹灰器等设备，日常检修维护费有所增加，检修维护费取静态总投资的2%，即每年增加检修维护费123万元。第三，设备折损成本。虽然发电设备进行了深度调峰改造，但主要目的集中于如何在超低负荷下稳定运行，故对机组寿命的损耗难以避免，设备折损取项目总投资的5%，每年增加设备折损成本307.5 万元。第四，新增发电煤耗。发电煤耗主要由锅炉效率、汽轮机效率、发电机效率、管道效率4 方面组成，根据经验发电机效率、管道效率可按99%考虑，故影响发电煤耗主要由锅炉效率及汽轮机效率影响：①锅炉效率。对于锅炉效率计算方式普遍有正平衡以及反平衡两种方式，本次计算过程按照国标《电站锅炉性能试验规程》有关标准进行计算，采用反平衡法计算各项热损失，公式如下：

式中，ηg为锅炉效率，%；
q2为排烟热损失，%；
q3为化学不完全燃烧热损失，%；
q4为机械不完全燃烧热损失，%；
q5为锅炉散热损失，%；
q6为灰渣物理热损失，%。

汽轮机效率蒸汽通过锅炉过热器吸热后形成的主汽进入汽轮机高压缸做功，将热能转换为动能，其中运行主汽压力是引起汽轮机热耗率变化的主要因素，主汽压力引起循环效率和汽轮机内效率以及回热系统3 方面的因素是导致热耗率变化的主要因素。汽轮机效率计算公式如下：

式中，H 为汽轮机热耗率，kJ/(kW·h)；
Do为主蒸汽流量，kg/h；
hg为给水焓，kJ/kg；
ho为主汽焓，kJ/kg；
Dz为再热蒸汽流量，kg/h；
hr为再热汽焓，kJ/kg；
hp为高压缸排汽焓，kJ/kg；
Pe为额定功率，MW。

以摸底试验通过测量不同负荷下以上各参数，得出汽轮机热耗率变化图标。

②发电煤耗。发电煤耗是指机组生产1 kW·h 的电量所需要煤量，通常发电煤耗主要是由机组的锅炉效率、汽轮机效率、电机效率、管道效率决定，具体公式如下：

式中，Bg为供电煤耗，kg/kW·h；
ηg为锅炉效率，%；
ηgd为管道效率，%；
ηcyd为厂用电率，%；
H 为汽轮机热耗率，kJ/kW·h；
29.308 MJ/kg 为标煤热值。

根据摸底试验数据可以计算出机组负荷降低，供电煤耗的趋势是随之增加的，20%～50%机组负荷与供电煤耗变化趋势如图1 所示。

图1 机组负荷与供电煤耗关系图

可以看出，随着负荷率的降低，机组供电煤耗的增加率是随之升高的。

根据2022年12月煤价，电厂燃用煤891 元/吨，以按180 MW（机组30%负荷）调峰负荷为例，增加供电煤耗约92 g/kW·h，每年调峰平均时长260 h 来计算，每年在深度调峰时增加的用煤费用为：180（MW）×103（kW/MW）×260（h）×92（g/kW·h）×891（元/吨）÷106=3 836 289.6 元。

按深度调峰最低补贴报价上网电价为0.22 元/kW·h 计算，可获得收益为：180×103×0.22×260=10 296 000 元。

4.3 项目效益分析

通过上文分析可知，收益与成本是随着机组的负荷不同而有所变化的，如按平均180 MW 来看，净收益约为210.28万元，但随着机组的负荷继续下降，供电煤耗增加比率增加，故存在亏损的风险。

找到盈亏平衡点时的负荷率。项目运行周期中所消耗的电费和检修费用以及设备折损费用为固定费用，而因负荷变化而增加的耗煤费用为浮动费用。将盈亏点时的负荷率设置为Z，首先根据图1 拟合出煤耗增加与负荷变化公式为发电煤耗增加量=16 566×Z-1.732，故：Z（MW）×103（kW/MW）×260（h）×16 566×Z-1.732（g/kW·h）×891（元/吨）÷106+51 900（元）+1 230 000（元）+3 075 000（元）=Z（MW）×103（kW/MW）×0.22（元/kW·h）×260（h）。

采用二分法逐次迭代求解可以求得机组在约78 MW 负荷时，按最低补贴金额已无法满足因深度调峰所增加的费用，但此时已低于机组最低20%稳燃负荷。

虽然通过计算可以得知在一定负荷的情况下，运行期间不具有亏损的风险，但是本计算数据是有一定变化空间的，为了预防亏损的风险，还需从以下几方面多加考量：第一，计算过程中补贴报价是按0.22 元/kW·h 最低补贴报价计算，在实际调峰过程中最高报价可达0.7 元/kW·h，如果有一个较好的报价策略，将会大大降低因深度调峰所带来的经济风险，会为公司带来较好的收益。第二，煤价也是影响成本的重要因素，通过前文分析，新增设备所带来的电费、检修费以及设备折损费用为固定成本，而因调峰所增加的燃煤消耗量所增加的成本是随着负荷变化而变化的动态成本，故煤价的高低对项目成本影响巨大，自2020年以来，受多方因素影响，国内煤价持续走高，但本项目所在的A 电厂自身拥有煤矿，煤价变化所带来的影响可以忽略不计。第三，固定费用方面，新增设备所带来的电费和检修费用以及设备折损费用等固定费用均是在理论层面计算而来，实际在运行过程中，可能会有部分差距，就需在运行过程中对设备状态多加关注，避免因此带来的损失。

由上文分析可以看出，我国碳达峰碳中和政策之路不可改变，因此火电机组难改由主力电源向调峰电源角色转变的命运，火电企业如何适应新形势，提高机组在快速升降负荷过程中机组的可靠性在目前的形势下十分重要。对于各地的电力辅助市场补贴政策，可以理解为对火电深度调峰的激励政策，用补贴的形式引导各火电企业更加深入地参与火电深度调峰工作，用不具备深度的机组效益补贴有能力参与深度调峰的机组，但一旦所有机组均具备深度调峰的能力，此项政策就不再具有倾斜性，同样补贴也有调整的风险性，故需要火电企业在目前阶段充分、尽快参与调峰以创造最大效益。

本文同样对深度调峰阶段增加的成本与效益进行了相关分析，在目前的条件下，补贴完全可覆盖新增的相关费用，但仍需对相关成本增加的风险点进行监控以及相关控制，以免带来效益受损的风险。