火電機組深度調峰運行階段風險管理及策略

馮文嵩 閆晶

【摘 ?要】受碳達峰碳中和的政策影響，我國火力發電占比逐年下降，以風力發電、太陽能發電等為代表的新能源發電的占比逐年上升，火電由主力電源過渡為調峰電源的趨勢已經勢不可擋。傳統火電機組以往受機組最低穩燃負荷的限制，普遍無法滿足電網靈活、快速變負荷的要求，受益于技術發展，火電機組深度調峰靈活性改造為火電行業指出了新的發展方向，但同時也面臨各方面風險挑戰，主要以政策調整和經濟收益風險兩方面為代表。論文從這兩方面進行分析，并給出相關結論，為后續火電企業的戰略選擇給出了相關意見。

【關鍵詞】政策調整；經濟效益；風險管理

【中圖分類號】TM621 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 【文獻標志碼】A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 【文章編號】1673-1069（2023）01-0115-03

1 碳達峰碳中和政策調整風險背景

2022年隨著俄烏沖突的持續升級，俄羅斯受美歐國家制裁力度也在不斷上升，作為傳統能源大國，俄羅斯將天然氣作為反制武器，也在加強對歐洲的能源出口限制，隨著北溪輸氣管道的損壞，歐洲不得不面臨能源短缺的危機。作為碳中和碳達峰的主要倡議者和世界碳排放量占比較大的地區，歐洲目前的做法明顯為開歷史的倒車。

德國作為歐洲最大的工業國家，2019年時任德國總理的默克爾宣布要將在2038年前淘汰全部國內燃煤發電機組，而2021年新一屆德國政府將這一時間點提前至2030年，但隨著俄羅斯斷氣風險的來臨，2022年8月，德國政府宣布重啟位于下薩克森州霍恩哈默爾地區的梅爾魯姆煤炭發電廠，而海登煤電廠也于8月29日重啟并運營到2023年4月30日，隨著煤電重啟浪潮的來臨，德國已宣布到2035年電網中接近100%可再生能源的目標無法按期完成。其他歐洲國家如荷蘭、法國、奧地利也同德國一樣不斷宣布重啟煤電。而丹麥首都哥本哈根已宣布放棄此前制定的2025年碳達峰的目標。

歐洲這種開歷史倒車的行為放大了對歐洲碳中和目標質疑的觀點，歐洲是否能如期完成碳達峰碳中和目標值得懷疑，歐洲國家作為政策的主要倡導者，如不能按期完成此前的工作，對我國碳達峰碳中和政策是否會產生影響，進而對火電機組產生連鎖反應，是我國火電行業面臨的主要風險挑戰。

2 碳達峰碳中和政策調整風險分析

面對錯綜復雜的國際形勢，我國政府多次表態碳達峰碳中和事關中華民族的永續發展和構建人類命運共同體，這不是別人要我們做，而是我們主動要做。能源發展既要保障安全，也要推進轉型。在新發展理念的引領下，我國能源綠色低碳轉型的步伐不斷加快，發展的質量和效益大幅提升，近十年以年均3%的能源消費增速支撐了年均6.6%的經濟增長，能源的消耗強度累計下降了26.4%。我們探索走出了一條生態優先、綠色低碳的高質量發展的道路，這條路我們是越走越寬闊，越走信心越堅定。

綜上可見，面對歐洲可能調整碳達峰碳中和政策的風險，我國作為一個負責任的大國，將構建人類命運共同體作為使命，政策風險調整的可能性極小，因此通過分析，多能互補作為我國能源結構調整的重要手段，火電機組角色逐漸向調峰性電源轉變勢不可擋。故我國火電行業無需擔心受碳達峰碳中和政策影響，應當繼續堅定做好深度調峰方面設備和技術的儲備，為能源轉型升級改革貢獻力量。

3 電力輔助市場交易政策調整風險及應對

在碳中和碳達峰政策穩定不變的前提下，對于火力發電企業而言，要做好應對本省補貼政策調整的風險，目前為鼓勵火電企業參與深度調峰，各地均出臺了電力輔助市場交易規定，普遍要求按積分電量繳納服務費，并按負荷率的升高繳納的服務費越高，簡而言之，機組深度調峰能力越強能帶的負荷率越低繳納的服務費越低，反之越高，在深度調峰補貼的政策下，相當于將深度調峰能力弱的企業去補貼深度調峰能力強的企業，但隨著各發電企業對于深度調峰對于企業效益影響的逐漸重視，全部具備更強的調峰能力只是時間問題。但問題也隨之出現，當全部機組調峰能力接近或相同時，調峰的收益將趨近于零。

因此對于深度調峰補貼政策的調整也將隨著調峰問題的全部解決而進行相應的改變，故對于這類風險的應對，本項目所涉及的企業應在具備深度調峰能力后，一是應盡快參與深度調峰市場，在其他企業不具備更深調節能力的時期，將政策紅利利用到最大；二是及時關注電力輔助市場調峰政策，再提出合理的應對措施，以應對可能的政策調控風險。

4 機組運行階段經濟效益風險分析

在目前各項政策的背景下，火力發電機組在滿足民生方面的任務的前提下，充分利用現有政策，積極挖潛政策紅利追求利益最大化是企業的主要目的。傳統的火力發電機組最低穩燃負荷在30%以上，而且在深度調峰過程中，不可避免地進行干濕轉態[1]，故需要對影響深度調峰安全運行的限制條件進行相關的改造[2]。

機組在深度調峰靈活性改造，進入運營周期后，機組的不投油穩燃負荷降低至20%，主機設備安全可靠性得到了極大的提高，增強了機組參與電網深度調峰的能力，但隨著機組負荷的下降，鍋爐燃燒效率降低，導致煤耗量增加，能源效率降低明顯，此外低負荷下，將增加機組設備老化的隱性成本和污染物排放增加的風險，為補償機組在參與深度調峰所增加的成本，各地在國家能源局2017年11月所印發的《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》的基礎上均出臺根據當地實際情況的電力市場輔助運營規則，以本項目所處的地區為例，實時的深度調峰交易采用“階梯式”的報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分為兩檔浮動報價，根據調峰的補償機制可分為：一是有償基準以上階段，此時無額外深度調峰補償，可稱為常規調峰階段；二是機組深度調峰至有償基準以下，因本文主要對機組參與深度調峰風險進行研究，故下文主要討論機組在有償基準以下運營期的風險應對。

4.1 經濟效益分析

根據2022年新疆自治區發展改革委關于下達《我區“十四五”第一批煤電機組靈活性改造項目的通知》（新發改能源〔2022〕12號），對于新疆電網區域內火電機組，若實施靈活性改造參與深度調峰輔助服務，可根據調峰深度不同，獲取可觀的補償收益，若不參與深度調峰服務，則需要分攤相應的深度調峰費用。因此，有必要通過實施靈活性改造，參與深度調峰輔助服務，以實現企業效益最大化。

實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限如表1所示。

4.2 項目成本分析

本文以某600 MW超臨界火電機組為分析對象，在參與深度調峰的過程中，主要增加的有以下幾項：

第一，新增電費。本項目主要用電設備為爐水循環泵，爐水循環泵初步設計功率為250 kW，按30%BMCR以下負荷時爐水循環泵均投入運行計算，單臺爐總運行小時數500 h，電費按0.415元/kW·h計算，單臺機組共增加用電成本5.19萬元。第二，新增檢修維護成本。本項目新增爐水循環泵、等離子點火燃燒器、吹灰器等設備，日常檢修維護費有所增加，檢修維護費取靜態總投資的2%，即每年增加檢修維護費123萬元。第三，設備折損成本。雖然發電設備進行了深度調峰改造，但主要目的集中于如何在超低負荷下穩定運行，故對機組壽命的損耗難以避免，設備折損取項目總投資的5%，每年增加設備折損成本307.5萬元。第四，新增發電煤耗。發電煤耗主要由鍋爐效率、汽輪機效率、發電機效率、管道效率4方面組成，根據經驗發電機效率、管道效率可按99%考慮，故影響發電煤耗主要由鍋爐效率及汽輪機效率影響：①鍋爐效率。對于鍋爐效率計算方式普遍有正平衡以及反平衡兩種方式，本次計算過程按照國標《電站鍋爐性能試驗規程》有關標準進行計算，采用反平衡法計算各項熱損失，公式如下：

ηg=100%-（q2+q3+q4+q5+q6） ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? （1）

式中，ηg為鍋爐效率，%；q2為排煙熱損失，%；q3為化學不完全燃燒熱損失，%；q4為機械不完全燃燒熱損失，%；q5為鍋爐散熱損失，%；q6為灰渣物理熱損失，%。

汽輪機效率蒸汽通過鍋爐過熱器吸熱后形成的主汽進入汽輪機高壓缸做功，將熱能轉換為動能，其中運行主汽壓力是引起汽輪機熱耗率變化的主要因素，主汽壓力引起循環效率和汽輪機內效率以及回熱系統3方面的因素是導致熱耗率變化的主要因素。汽輪機效率計算公式如下：

式中，H為汽輪機熱耗率，kJ/（kW·h）；Do為主蒸汽流量，kg/h；hg為給水焓，kJ/kg；ho為主汽焓，kJ/kg；Dz為再熱蒸汽流量，kg/h；hr為再熱汽焓，kJ/kg；hp為高壓缸排汽焓，kJ/kg；Pe為額定功率，MW。

以摸底試驗通過測量不同負荷下以上各參數，得出汽輪機熱耗率變化圖標。

②發電煤耗。發電煤耗是指機組生產1 kW·h的電量所需要煤量，通常發電煤耗主要是由機組的鍋爐效率、汽輪機效率、電機效率、管道效率決定，具體公式如下：

式中，Bg為供電煤耗，kg/kW·h；ηg為鍋爐效率，%；ηgd為管道效率，%；ηcyd為廠用電率，%；H為汽輪機熱耗率，kJ/kW·h；29.308 MJ/kg為標煤熱值。

根據摸底試驗數據可以計算出機組負荷降低，供電煤耗的趨勢是隨之增加的，20%～50%機組負荷與供電煤耗變化趨勢如圖1所示。

可以看出，隨著負荷率的降低，機組供電煤耗的增加率是隨之升高的。

根據2022年12月煤價，電廠燃用煤891元/噸，以按180 MW（機組30%負荷）調峰負荷為例，增加供電煤耗約92 g/kW·h，每年調峰平均時長260 h來計算，每年在深度調峰時增加的用煤費用為：180（MW）×103（kW/MW）×260（h）×92（g/kW·h）×891（元/噸）÷106=3 836 289.6元。

按深度調峰最低補貼報價上網電價為0.22元/kW·h計算，可獲得收益為：180×103×0.22×260=10 296 000元。

4.3 項目效益分析

通過上文分析可知，收益與成本是隨著機組的負荷不同而有所變化的，如按平均180 MW來看，凈收益約為210.28萬元，但隨著機組的負荷繼續下降，供電煤耗增加比率增加，故存在虧損的風險。

找到盈虧平衡點時的負荷率。項目運行周期中所消耗的電費和檢修費用以及設備折損費用為固定費用，而因負荷變化而增加的耗煤費用為浮動費用。將盈虧點時的負荷率設置為Z，首先根據圖1擬合出煤耗增加與負荷變化公式為發電煤耗增加量=16 566×Z-1.732，故：Z（MW）×103（kW/MW）×260（h）×16 566×Z-1.732（g/kW·h）×891（元/噸）÷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機組在約78 MW負荷時，按最低補貼金額已無法滿足因深度調峰所增加的費用，但此時已低于機組最低20%穩燃負荷。

5 項目效益風險對策

雖然通過計算可以得知在一定負荷的情況下，運行期間不具有虧損的風險，但是本計算數據是有一定變化空間的，為了預防虧損的風險，還需從以下幾方面多加考量：第一，計算過程中補貼報價是按0.22元/kW·h最低補貼報價計算，在實際調峰過程中最高報價可達0.7元/kW·h，如果有一個較好的報價策略，將會大大降低因深度調峰所帶來的經濟風險，會為公司帶來較好的收益。第二，煤價也是影響成本的重要因素，通過前文分析，新增設備所帶來的電費、檢修費以及設備折損費用為固定成本，而因調峰所增加的燃煤消耗量所增加的成本是隨著負荷變化而變化的動態成本，故煤價的高低對項目成本影響巨大，自2020年以來，受多方因素影響，國內煤價持續走高，但本項目所在的A電廠自身擁有煤礦，煤價變化所帶來的影響可以忽略不計。第三，固定費用方面，新增設備所帶來的電費和檢修費用以及設備折損費用等固定費用均是在理論層面計算而來，實際在運行過程中，可能會有部分差距，就需在運行過程中對設備狀態多加關注，避免因此帶來的損失。

6 結語

由上文分析可以看出，我國碳達峰碳中和政策之路不可改變，因此火電機組難改由主力電源向調峰電源角色轉變的命運，火電企業如何適應新形勢，提高機組在快速升降負荷過程中機組的可靠性在目前的形勢下十分重要。對于各地的電力輔助市場補貼政策，可以理解為對火電深度調峰的激勵政策，用補貼的形式引導各火電企業更加深入地參與火電深度調峰工作，用不具備深度的機組效益補貼有能力參與深度調峰的機組，但一旦所有機組均具備深度調峰的能力，此項政策就不再具有傾斜性，同樣補貼也有調整的風險性，故需要火電企業在目前階段充分、盡快參與調峰以創造最大效益。

本文同樣對深度調峰階段增加的成本與效益進行了相關分析，在目前的條件下，補貼完全可覆蓋新增的相關費用，但仍需對相關成本增加的風險點進行監控以及相關控制，以免帶來效益受損的風險。

【參考文獻】

【1】田衛朋，張超.火電機組深度調峰操作及其注意事項[J].河南電力，2019（S2）：62-64.

【2】宋紹偉.煤電機組深度調峰靈活性改造技術分析[J].電力設備管理，2020（04）：79-81.