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近期，國家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，明確提出新型電力系統(tǒng)需要具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提。我國以煤為主的能源資源稟賦決定了較長時間內煤電仍將是電力系統(tǒng)中的基礎保障型電源，是我國電力安全保障的“壓艙石”。然而隨著新能源高比例大規(guī)模發(fā)展，其間歇性、隨機性、波動性特點對系統(tǒng)調節(jié)能力提出了巨大需求，近年來煤電開始承擔起更多的靈活調節(jié)責任。身兼保供“壓艙石”與靈活調節(jié)資源雙重身份，煤電面臨的風險和挑戰(zhàn)已初步顯現。
近日，某現貨試點省份擬對現貨市場中燃煤發(fā)電機組啟動費用申報上限進行調整，引發(fā)廣泛關注，而大量的機組啟停無疑是市場參數調整的誘因。筆者對該省披露的市場公開信息中機組狀態(tài)數據進行統(tǒng)計，僅2023年一季度的3個月里，市場化煤機的啟動次數就多達550次，其中包括約130次的機組日內啟停。根據該省某發(fā)電企業(yè)提供的信息，近兩年來其所管理的燃煤機組啟動次數大幅攀升，年平均啟動次數由2020年的5次左右，提高到了2022年的近14次。經多方調查考證，國內大部分燃煤機組自服役以來，每年的平均啟停次數大概在3~5次，超過6次的占比就已經很小，超過10次的更是鳳毛麟角。近14次的年平均啟停次數史無前例，而隨著新能源滲透率進一步提升，煤機每年超十幾次的啟停預計未來會成為常態(tài)。

另外，啟停頻次的提升在所有機組的分布中也并非是完全均勻的，60萬、30萬千瓦等級機組承擔了更多的啟停調峰任務，未來面臨的風險隱患也超過其他容量等級機組。數據顯示，該省2022年平均啟停次數最多的是60萬千瓦等級機組，所有60萬千瓦機組的年平均啟停次數超過16次；單機啟停次數最多的則是30萬千瓦等級機組，有數臺30萬千瓦機組2022年的啟停次數超過了30次。究其原因，百萬千瓦等級機組煤耗低、經濟性好，在現貨市場環(huán)境下其帶基礎負荷的優(yōu)先級要遠高于其他容量等級機組，因此被調用參與啟停調峰的頻次最低。此外，大多數30萬千瓦等級以下的小火電機組擔負民生供熱任務，供熱季調節(jié)能力有限，同時由于其煤耗高、經濟性差，在供需寬松季節(jié)也更多作為備用機組，參與啟停調峰的頻次也相對較低。剩余的60萬、30萬千瓦等級機組則成了啟停調峰的主力。 以上述現貨試點省份為例。該省近年來新能源裝機增長勢頭迅猛，近5年新增裝機中新能源裝機占比近70%，其中光伏占比近50%（見圖1）。

尤其是2021、2022兩年的新增光伏裝機，占到了全省光伏總裝機的46.5%，即有近一半的光伏裝機都是在這兩年內完成的。正是由于這兩年內光伏裝機的爆發(fā)式增長，突破了系統(tǒng)正常調節(jié)能力的極限，才導致2022年燃煤機組啟停次數呈現指數級攀升。

分析該省電量構成，不難發(fā)現，光伏裝機的大規(guī)模增長是導致機組頻繁啟停的首要因素，而省外來電調節(jié)范圍偏窄也使得省內火電承擔了更多的調峰職能（見圖2）。

在過去，機組停機一般是基于正常的檢修需要，而隨著新能源尤其是光伏裝機的快速增長，燃煤火電機組開始承擔起更多的調峰任務。當光照充足時，午間光伏大發(fā)時段煤機需要盡可能地壓降出力來促進新能源消納；到了晚間負荷高峰時期，光伏出力降為0，此時又需要煤機來頂峰。當所有運行機組在其可調出力范圍內無論怎么調都不能滿足全網的調節(jié)需求時，機組啟停調峰也就不可避免了。

從全年數據來看，光伏出力主要集中在9點至16點，這段時間內光伏發(fā)電量占比達19%、火電發(fā)電量占比僅36%；而在其他時段，光伏發(fā)電量占比僅1%，火電發(fā)電量占比超過47%。與省內火電相比，省外來電的調節(jié)幅度則明顯要小得多，在光伏出力最為集中的午間時段，外電的電量占比依然超過了20%；而在夜間高峰時段，外電電量占比只有25%。

當然，僅看全年平均的話，省內火電的調節(jié)能力似乎是足夠的。若是將視角放到每一天，情況就不那么樂觀了。以2022年4月某天的數據為例（見圖3）。

按照日前披露的市場邊界信息，當天市場化火電機組的出力空間最低值出現在12∶45，僅有850萬千瓦；最高值出現在23∶15，達到2789萬千瓦；市場化火電出力空間的峰谷比達到3.28，最小值僅有最大值的30.5%。再考慮正負備用容量，這一比值會進一步下降至25.3%。這樣的峰谷差，僅通過所有運行機組在其可調出力范圍內調節(jié)明顯不足以滿足日內調峰需求，啟停調峰不可避免。事實也證明，當天共有6臺機組（約240萬千瓦）進行了日內啟停調峰，另有3臺機組停機轉備用、3臺機組啟機頂晚峰（容量都在100萬千瓦左右），按當時的啟動費用補償標準測算，全天合計產生啟動費用補償約600萬元。而從風光實際出力情況來看，當天中午還產生了少量的棄風棄光。

統(tǒng)計2022年全年每一天的市場化火電預測出力空間峰谷比數據（見圖4）：峰谷比>2的天數達到了156天，約占全年的42.7%；>2.5的天數有67天，占全年的18.4%；>3的天數有42天，占全年的11.5%。一般而言，當峰谷比>2時僅通過運行機組調峰就有一定的困難了，當峰谷比>2.5時肯定需要啟停調峰。粗略估計，2022年全年大概有20%~40%的日期需要進行啟停調峰。

值得一提的是，日峰谷比的最大值達到了驚人的22，也出現在4月。按照當天披露的市場邊界信息預測，如果不棄風棄光，市場化火電最低出力空間僅有100多萬千瓦，而頂峰能力則需要達到2500萬千瓦。

除峰谷比以外，通過該省的現貨市場出清價格也能看出一些端倪。據統(tǒng)計，2022年該省日前出清出現負價的天數達161天，這一數字與峰谷比>2的天數156天基本一致。因為火電機組不太可能會報負價，出清負價就意味著市場化火電機組全部都已經不定價了，也就是說即使所有煤機都降至第一點出力（深調極限出力或最低技術出力）中午谷段還是過不去。風光不能棄、外電難壓降，此時省內火電機組停機幾乎就是必然的選擇（見圖5）。

全年峰谷比分布與日前出清最低電價分布呈現出清晰的季節(jié)性差異，春秋兩季的峰谷差更大、出清負價更多，與新能源出力的季節(jié)性特征基本一致，并且這種一致性也體現在全市場啟動費用的月度走勢上。由此可見，新能源裝機尤其是光伏裝機的迅速增長是導致煤機啟停更加頻繁的根本原因，新能源出力占比越高時，省內煤機的調峰壓力也會越大，進而產生更多的啟動費用。


要真正起到“壓艙石”的作用，穩(wěn)住煤電電力供應基本盤，就必須高度重視存量煤電機組的安全性問題。有研究人員通過對近兩年經常參與啟停調峰和深度調峰的十多臺機組進行深入調研，分析總結了啟停調峰及深度調峰對機組鍋爐、汽機、環(huán)保及電氣設備安全性的影響，其中部分問題已經在頻繁參與啟停調峰及深度調峰的機組上有所顯現，而更多的潛在風險可能隨著時間的推移逐漸顯現出來。本文援引趙晴川等所著《啟停調峰及深度調峰對燃煤機組安全性影響分析》這項調查研究的部分結論——啟停調峰和深度調峰對燃煤機組安全性的影響主要包括以下幾個方面：

一是可能導致設備故障。例如鍋爐受熱面裂紋、鍋爐氧化皮脫落、鍋爐輔機故障率增加等，有的問題還可能進一步影響到其他設備，例如機組頻繁啟停易導致氧化皮脫落，而氧化皮可能隨汽輪機啟動、沖轉過程進入汽缸，進而造成汽輪機部分部件損壞；

二是可能影響設備壽命。每次啟停調峰或深度調峰都會對機組壽命產生影響，若機組長時間頻繁啟?；蛘呱钫{，會加速轉子壽命損耗，降低機組實際可運行年限；

三是可能降低機組運行經濟性。例如機組啟停期間水汽指標變化大，為確保汽水品質合格，就需要加大熱力系統(tǒng)排污，造成鍋爐排污量增大，熱損失增加，經濟性降低；

四是會增大環(huán)保風險。機組啟停過程中煤粉不完全燃燒的產物增加，深度調峰如果采用投油助燃也會造成尾部受熱面沾污未燃盡的油污，增大二次燃燒風險，且會造成脫硫漿液中毒，增大環(huán)保風險；

五是機組啟停有誤操作風險。機組啟停過程中大部分參數控制需要人工進行調整，大量手動閥門也需要人員親自操作，人員操作強度大增，容易發(fā)生誤操作，而且啟停過程容易發(fā)生各種異常情況，值班人員的判斷和處理將直接影響機組的安全。

對于單臺機組而言，以上問題影響著機組運行的安全性和經濟性；而當受影響的機組范圍擴大，就可能從一定程度上動搖整個電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的根基。并且，大量的啟停對于全社會用電成本的增加亦不容小覷。
要紓解煤電困局，讓煤電作為電力安全保障“壓艙石”能夠壓得穩(wěn)、壓得久，從短期看，一是要讓煤電啟停的綜合成本在公平的分攤機制下能夠得到合理補償，二是應通過合理的棄風棄光來適當緩解煤電調峰壓力；從長期看，則要持續(xù)推動全社會共擔能源轉型成本、共享綠色轉型成果。

短期內，新能源依然會保持一定速度的增長，煤機需要承擔的調峰形勢會愈加嚴峻。面對設備受損、壽命損耗、燃燒惡化及運行操作風險等諸多潛在安全隱患，如果煤電機組不能得到合理的成本補償，導致生產經營狀況持續(xù)惡化，既會影響煤電企業(yè)的投資能力和投資積極性，使得旨在進一步降低機組能耗、提升靈活性和調節(jié)能力的節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯(lián)動”難以實施；也會影響發(fā)電可靠性，進而威脅電網運行安全。

因此，建議相關補償標準的制定要能夠真實反映煤電機組啟停的綜合成本，包括啟停過程中的煤、油、水、廠用電等能耗成本，以及壽命折損成本、額外檢修成本等。同時應秉持“誰受益、誰分攤”的原則，推動所有煤機啟停調峰的受益方（如跨省跨區(qū)送電）平等參與相關費用的分攤（見圖6）。

同時，也應當以辯證和發(fā)展的眼光去看待新能源消納問題，對于新能源發(fā)展速度較快的地區(qū)，適當降低對新能源消納率的預期。當新能源消納存在較大壓力時，通過合理的棄風棄光來平衡好新能源消納率與電力系統(tǒng)運行安全性、經濟性之間的關系。

長期而言，當前癥結的根本在于現階段煤電承擔了大部分能源轉型成本，而綠色轉型成果既然由全社會共享，就理應由全社會共同承擔。在電源側，新能源作為未來一段時間發(fā)電量增量主體，需要在配儲、功率預測水平、智慧化調度等方面持續(xù)提升發(fā)電出力可靠性；在電網側，隨著跨省跨區(qū)送受電規(guī)模進一步提升，要著力推動跨省跨區(qū)送電與省內市場更加有效地銜接；在用戶側，應著力提升靈活調節(jié)與需求響應能力，并逐步建立面向全體用戶的可再生能源消納責任權重機制；在儲能側，要逐步明確各種技術路線的應用場景和收益模式，實現儲能規(guī)模化發(fā)展，滿足系統(tǒng)日內調節(jié)需求。

在“雙碳”目標指引下，我國新型電力系統(tǒng)建設已然步入加速轉型的快車道。行穩(wěn)方能致遠，要化解煤電今日之困境，既需因時制宜、對癥下藥，做好成本補償、費用疏導與新能源合理消納；又要著眼未來、攻堅克難，不斷加強技術突破，持續(xù)完善市場機制，推動“源網荷儲”協(xié)同發(fā)展，共同為新型能源體系建設保駕護航。 

原標題：煤電調峰新常態(tài)下的頻繁啟停之憂