煤电调峰新常态下的频繁启停之忧

近期，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，明确提出新型电力系统需要具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提。我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤电仍将是电力系统中的基础保障型电源，是我国电力安全保障的“压舱石”。然而随着新能源高比例大规模发展，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，近年来煤电开始承担起更多的灵活调节责任。身兼保供“压舱石”与灵活调节资源双重身份，煤电面临的风险和挑战已初步显现。

（来源：中国电力企业管理  作者：华世平）

隐患初现：煤机启停频次迅速攀升

近日，某现货试点省份拟对现货市场中燃煤发电机组启动费用申报上限进行调整，引发广泛关注，而大量的机组启停无疑是市场参数调整的诱因。笔者对该省披露的市场公开信息中机组状态数据进行统计，仅2023年一季度的3个月里，市场化煤机的启动次数就多达550次，其中包括约130次的机组日内启停。根据该省某发电企业提供的信息，近两年来其所管理的燃煤机组启动次数大幅攀升，年平均启动次数由2020年的5次左右，提高到了2022年的近14次。经多方调查考证，国内大部分燃煤机组自服役以来，每年的平均启停次数大概在3~5次，超过6次的占比就已经很小，超过10次的更是凤毛麟角。近14次的年平均启停次数史无前例，而随着新能源渗透率进一步提升，煤机每年超十几次的启停预计未来会成为常态。

另外，启停频次的提升在所有机组的分布中也并非是完全均匀的，60万、30万千瓦等级机组承担了更多的启停调峰任务，未来面临的风险隐患也超过其他容量等级机组。数据显示，该省2022年平均启停次数最多的是60万千瓦等级机组，所有60万千瓦机组的年平均启停次数超过16次；单机启停次数最多的则是30万千瓦等级机组，有数台30万千瓦机组2022年的启停次数超过了30次。究其原因，百万千瓦等级机组煤耗低、经济性好，在现货市场环境下其带基础负荷的优先级要远高于其他容量等级机组，因此被调用参与启停调峰的频次最低。此外，大多数30万千瓦等级以下的小火电机组担负民生供热任务，供热季调节能力有限，同时由于其煤耗高、经济性差，在供需宽松季节也更多作为备用机组，参与启停调峰的频次也相对较低。剩余的60万、30万千瓦等级机组则成了启停调峰的主力。

追根溯源：光伏增长是主因、外电影响难忽视

以上述现货试点省份为例。该省近年来新能源装机增长势头迅猛，近5年新增装机中新能源装机占比近70%，其中光伏占比近50%（见图1）。

尤其是2021、2022两年的新增光伏装机，占到了全省光伏总装机的46.5%，即有近一半的光伏装机都是在这两年内完成的。正是由于这两年内光伏装机的爆发式增长，突破了系统正常调节能力的极限，才导致2022年燃煤机组启停次数呈现指数级攀升。

分析该省电量构成，不难发现，光伏装机的大规模增长是导致机组频繁启停的首要因素，而省外来电调节范围偏窄也使得省内火电承担了更多的调峰职能（见图2）。

在过去，机组停机一般是基于正常的检修需要，而随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务。当光照充足时，午间光伏大发时段煤机需要尽可能地压降出力来促进新能源消纳；到了晚间负荷高峰时期，光伏出力降为0，此时又需要煤机来顶峰。当所有运行机组在其可调出力范围内无论怎么调都不能满足全网的调节需求时，机组启停调峰也就不可避免了。

从全年数据来看，光伏出力主要集中在9点至16点，这段时间内光伏发电量占比达19%、火电发电量占比仅36%；而在其他时段，光伏发电量占比仅1%，火电发电量占比超过47%。与省内火电相比，省外来电的调节幅度则明显要小得多，在光伏出力最为集中的午间时段，外电的电量占比依然超过了20%；而在夜间高峰时段，外电电量占比只有25%。

当然，仅看全年平均的话，省内火电的调节能力似乎是足够的。若是将视角放到每一天，情况就不那么乐观了。以2022年4月某天的数据为例（见图3）。

按照日前披露的市场边界信息，当天市场化火电机组的出力空间最低值出现在12∶45，仅有850万千瓦；最高值出现在23∶15，达到2789万千瓦；市场化火电出力空间的峰谷比达到3.28，最小值仅有最大值的30.5%。再考虑正负备用容量，这一比值会进一步下降至25.3%。这样的峰谷差，仅通过所有运行机组在其可调出力范围内调节明显不足以满足日内调峰需求，启停调峰不可避免。事实也证明，当天共有6台机组（约240万千瓦）进行了日内启停调峰，另有3台机组停机转备用、3台机组启机顶晚峰（容量都在100万千瓦左右），按当时的启动费用补偿标准测算，全天合计产生启动费用补偿约600万元。而从风光实际出力情况来看，当天中午还产生了少量的弃风弃光。

统计2022年全年每一天的市场化火电预测出力空间峰谷比数据（见图4）：峰谷比>2的天数达到了156天，约占全年的42.7%；>2.5的天数有67天，占全年的18.4%；>3的天数有42天，占全年的11.5%。一般而言，当峰谷比>2时仅通过运行机组调峰就有一定的困难了，当峰谷比>2.5时肯定需要启停调峰。粗略估计，2022年全年大概有20%~40%的日期需要进行启停调峰。

值得一提的是，日峰谷比的最大值达到了惊人的22，也出现在4月。按照当天披露的市场边界信息预测，如果不弃风弃光，市场化火电最低出力空间仅有100多万千瓦，而顶峰能力则需要达到2500万千瓦。

除峰谷比以外，通过该省的现货市场出清价格也能看出一些端倪。据统计，2022年该省日前出清出现负价的天数达161天，这一数字与峰谷比>2的天数156天基本一致。因为火电机组不太可能会报负价，出清负价就意味着市场化火电机组全部都已经不定价了，也就是说即使所有煤机都降至第一点出力（深调极限出力或最低技术出力）中午谷段还是过不去。风光不能弃、外电难压降，此时省内火电机组停机几乎就是必然的选择（见图5）。

全年峰谷比分布与日前出清最低电价分布呈现出清晰的季节性差异，春秋两季的峰谷差更大、出清负价更多，与新能源出力的季节性特征基本一致，并且这种一致性也体现在全市场启动费用的月度走势上。由此可见，新能源装机尤其是光伏装机的迅速增长是导致煤机启停更加频繁的根本原因，新能源出力占比越高时，省内煤机的调峰压力也会越大，进而产生更多的启动费用。

如履薄冰：机组运行安全性受挑战

要真正起到“压舱石”的作用，稳住煤电电力供应基本盘，就必须高度重视存量煤电机组的安全性问题。有研究人员通过对近两年经常参与启停调峰和深度调峰的十多台机组进行深入调研，分析总结了启停调峰及深度调峰对机组锅炉、汽机、环保及电气设备安全性的影响，其中部分问题已经在频繁参与启停调峰及深度调峰的机组上有所显现，而更多的潜在风险可能随着时间的推移逐渐显现出来。本文援引赵晴川等所著《启停调峰及深度调峰对燃煤机组安全性影响分析》这项调查研究的部分结论——启停调峰和深度调峰对燃煤机组安全性的影响主要包括以下几个方面：

一是可能导致设备故障。例如锅炉受热面裂纹、锅炉氧化皮脱落、锅炉辅机故障率增加等，有的问题还可能进一步影响到其他设备，例如机组频繁启停易导致氧化皮脱落，而氧化皮可能随汽轮机启动、冲转过程进入汽缸，进而造成汽轮机部分部件损坏；

二是可能影响设备寿命。每次启停调峰或深度调峰都会对机组寿命产生影响，若机组长时间频繁启停或者深调，会加速转子寿命损耗，降低机组实际可运行年限；

三是可能降低机组运行经济性。例如机组启停期间水汽指标变化大，为确保汽水品质合格，就需要加大热力系统排污，造成锅炉排污量增大，热损失增加，经济性降低；

四是会增大环保风险。机组启停过程中煤粉不完全燃烧的产物增加，深度调峰如果采用投油助燃也会造成尾部受热面沾污未燃尽的油污，增大二次燃烧风险，且会造成脱硫浆液中毒，增大环保风险；

五是机组启停有误操作风险。机组启停过程中大部分参数控制需要人工进行调整，大量手动阀门也需要人员亲自操作，人员操作强度大增，容易发生误操作，而且启停过程容易发生各种异常情况，值班人员的判断和处理将直接影响机组的安全。

对于单台机组而言，以上问题影响着机组运行的安全性和经济性；而当受影响的机组范围扩大，就可能从一定程度上动摇整个电力系统安全稳定运行的根基。并且，大量的启停对于全社会用电成本的增加亦不容小觑。

防患未然：煤电危局何解？

要纾解煤电困局，让煤电作为电力安全保障“压舱石”能够压得稳、压得久，从短期看，一是要让煤电启停的综合成本在公平的分摊机制下能够得到合理补偿，二是应通过合理的弃风弃光来适当缓解煤电调峰压力；从长期看，则要持续推动全社会共担能源转型成本、共享绿色转型成果。

短期内，新能源依然会保持一定速度的增长，煤机需要承担的调峰形势会愈加严峻。面对设备受损、寿命损耗、燃烧恶化及运行操作风险等诸多潜在安全隐患，如果煤电机组不能得到合理的成本补偿，导致生产经营状况持续恶化，既会影响煤电企业的投资能力和投资积极性，使得旨在进一步降低机组能耗、提升灵活性和调节能力的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”难以实施；也会影响发电可靠性，进而威胁电网运行安全。

因此，建议相关补偿标准的制定要能够真实反映煤电机组启停的综合成本，包括启停过程中的煤、油、水、厂用电等能耗成本，以及寿命折损成本、额外检修成本等。同时应秉持“谁受益、谁分摊”的原则，推动所有煤机启停调峰的受益方（如跨省跨区送电）平等参与相关费用的分摊（见图6）。

同时，也应当以辩证和发展的眼光去看待新能源消纳问题，对于新能源发展速度较快的地区，适当降低对新能源消纳率的预期。当新能源消纳存在较大压力时，通过合理的弃风弃光来平衡好新能源消纳率与电力系统运行安全性、经济性之间的关系。

长期而言，当前症结的根本在于现阶段煤电承担了大部分能源转型成本，而绿色转型成果既然由全社会共享，就理应由全社会共同承担。在电源侧，新能源作为未来一段时间发电量增量主体，需要在配储、功率预测水平、智慧化调度等方面持续提升发电出力可靠性；在电网侧，随着跨省跨区送受电规模进一步提升，要着力推动跨省跨区送电与省内市场更加有效地衔接；在用户侧，应着力提升灵活调节与需求响应能力，并逐步建立面向全体用户的可再生能源消纳责任权重机制；在储能侧，要逐步明确各种技术路线的应用场景和收益模式，实现储能规模化发展，满足系统日内调节需求。

在“双碳”目标指引下，我国新型电力系统建设已然步入加速转型的快车道。行稳方能致远，要化解煤电今日之困境，既需因时制宜、对症下药，做好成本补偿、费用疏导与新能源合理消纳；又要着眼未来、攻坚克难，不断加强技术突破，持续完善市场机制，推动“源网荷储”协同发展，共同为新型能源体系建设保驾护航。