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为鼓励火电机组参与区域深度调峰，不少地区对参与调峰的机组给予一定电价补偿。但在多数补偿测算中，降低了机组容量和利用小时数对度电成本分摊费用增加较大的影响，一些调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失，建议相关部门根据实际情况进一步核算调峰补偿费用，适当提高补偿电价。
近年来，风电、光伏等清洁能源发电比例逐年增加、装机容量增加较快，但此类电源点具有间歇性、波动性、反调峰特性以及预测精度和容量可信度低等特点，大幅增加了电力系统的等效负荷峰谷差，增大了系统调峰和调频的难度。如何减少弃风弃光率，提高可再生能源利用率成为能源行业关注的重点。
在增加清洁能源装机量、减少弃风弃光限电的背景下，社会、电网和风电光伏发电企业等要求火电机组深度调峰的呼声越来越高。众多火电机组通过电网调度参与到频繁、深度的调峰中。燃煤机组在参与分级深度调峰过程中，运行参数偏离设计值，导致供电煤耗上升，成本增加。特别是深度调峰在30%及以下负荷时，燃煤机组设备磨损和寿命损耗较大，度电成本增加较大，运行的安全性和稳定性较差，部分机组通过设备和系统改造才能实现不投油稳燃运行。
为了鼓励火电机组参与区域深度调峰，不少地区也积极征求意见并逐步试行电力辅助服务市场运营规则，对参与调峰的机组给予一定补偿。东北区域最早开展火电机组调峰补偿，国家能源局东北监管局先后于2012年12月到2016年11 月间三次印发《东北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行) 》，国家能源局西北监管局于2015年9月印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，山东、福建、新疆、甘肃等地也出台了相应的文件和激励制度。
为了让清洁能源更多地发电，燃煤机组参与调峰并深度调峰实现30%负荷率（指发电机组在额定负荷时）运行已势在必行。如何改造机组部分设备及系统满足深度调峰的要求，已经成为燃煤电厂面临的重要挑战和战略方向。电厂参与深度调峰后，如何测算电厂的收益也成为大多数学者、技经人员和管理者需深入研究的课题。
众所周知，发电企业的发电成本主要由折旧摊销、财务费用、税金及附加、职工薪酬福利、修理费用、燃料费用、环保费用、购水购电费及其他费用等组成。其中，折旧摊销、财务费用、职工薪酬福利、修理费用等费用称为固定成本；燃料费、购水购电费、环境保护费用等为可变成本。发电度电成本为度电固定成本与度电可变成本之和。
在以往大多数研究和改造项目投资测算中，通过设备和系统改造所需的投资金额、调峰补偿费和燃料费的增加来进行相应的收益测算，但降低了机组容量和利用小时数对度电成本分摊费用增加较大的影响，一些调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失，即同一装机容量、全年利用小时数相同时，100%负荷下运行下每年分摊的度电成本较30%负荷下分摊的成本小得多。随着负荷降低、年利用小时数减少，度电成本分摊的费用随之增加。
笔者以350MW和600MW燃煤纯凝机组为例进行了测算，分析了度电成本随容量和利用小时数变化特点，及深度调峰时其分摊费用对收益的影响。测算时需假定一些边界条件：假定机组参与深度调峰后，改造设备和系统的成本暂不计入；假定30%负荷时不投油能够稳燃；假定投资测算财务模型中固定成本不变化（特别运行维护费用暂不增加），可变成本中忽略工业耗水、液氨耗量、石灰石耗量等成本的变化，只考虑燃煤或燃油成本的变化；全年发电利用小时采用2018年全国平均利用小时数，即4361小时，燃煤标煤价格700元/吨，上网电价取0.34元/千瓦时；假定每年30%负荷时调峰500小时（为了便于测算，350MW和600MW燃煤纯凝机组各深度调峰500小时，则年平均利用小时分别为167小时和150小时）。
经测算，在30%的负荷率下，350MW燃煤纯凝机组在20年运营期内，平均度电成本为0.3910元/千瓦时，600MW燃煤纯凝机组在20年运营期内，平均度电成本为0.3756元/千瓦时。350MW机组的调峰成本高于600MW的主要原因是机组容量越小、煤耗越大，在深度调峰时度电可变成本分担得就越大，350MW燃煤纯凝机组平均度电可变成本为0.2922元/千瓦时，高于600MW的0.0201元/千瓦时；在摊销折旧期内，350MW和600MW机组的度电固定成本差值不大，在0.11-0.12元/千瓦时，600MW机组度电固定成本占度电可变成本占比较大，所占比例逐年从48.06%降到40.91%，350MW机组度电固定成本占度电可变成本比例较600MW的低，约为38.94%（占比低的主要原因是350MW机组度电可变成本增加较大）。
一般情况下，机组容量越小，深度调峰时度电成本越高，即350MW的燃煤机组调峰度电成本高于600MW的。经笔者测算，350MW的燃煤机组在折旧摊销期内，负荷率为30%时平均度电成本为0.4059元/千瓦时，600MW燃煤机组度电成本为0.3927元//千瓦时。各省为了激励燃煤机组参与深度调峰，大多分梯度制定补偿电价政策，一般以40%负荷率为分界线，给出了相应的报价下限或上限。如，陕西省、东北地区最低报价下限分别为0.32元/千瓦时、0.40元/千瓦时，报价上限均为1.00元/千瓦时；新疆、福建省、甘肃省负荷率低于40%时，没有规定报价下限，报价上限分别为0.50元/千瓦时、0.60元/千瓦时、1.00元/千瓦时。经笔者测算，350MW发电企业运营的摊销折旧期内，30%负荷深度调峰时，平均度电成本高于陕西省0.0859元/千瓦时的报价下限，高于东北地区0.0059元/千瓦时的报价下限；600MW发电企业运营的摊销折旧期内，30%负荷深度调峰时，平均度电成本高于陕西省0.0727元/千瓦时的报价下限，略低于东北地区0.0073元/千瓦时的报价下限。
在设定边界条件下，350MW和600MW燃煤纯凝机组在运营20年期内，内部收益率均不足3%，而建设期贷款利率为4.9%，企业已处于亏损状态。其主要原因是利用小时数低于设计值300小时以上，燃煤电价高于设计值35元/吨以上。
本次测算没有涉及调峰改造成本（机组容量越小、运行时间越长，改造成本越大，改造费用可能在0.2-1.5亿元或者更高），没有涉及负荷降低时可能投油助燃等成本，未考虑因机组较低负荷运行时带来的设备磨损和寿命损耗等因素增加的运营检修维护费用；且运营过程中，若有煤价高于测算值，利用小时数降低和电价低于测算值时，燃煤发电企业深度调峰后，在现有的调峰激励制度下，一些机组容量较低、运行年限较长的发电企业亏损额会不断增加。
因此，当调峰补偿电价下限低于企业30%负荷率下的度电成本值时，企业深度调峰亏损较大，调峰时间越长亏损越大。即使调峰补偿电价下限略高于企业30%负荷率下的度电成本值，考虑到技改费用、运营维护等费用的增加，企业处于亏损状态的风险也会进一步加大。
综上分析，燃煤发电企业在机组调峰改造及效益测算中，要全面考虑发电成本，切实向有关部门提供因深度调峰造成度电成本提高和企业因此承担较高经济损失的事实，给出合理的度电成本变化，为有关部门制定政策提供支撑依据；建议有关部门根据不同机组运行特性、不同容量、不同电价和不同深度调峰利用小时等因素进一步核算调峰补偿费用，合理调高报价下限值（特别是30%负荷率时的报价下限值），考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异，建议补偿阶梯电价中给出负荷率为30%时的可行的补偿电价范围，适当提高补偿电价，尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。（■陈吟颖 作者供职于陕西中河电力工程有限公司，本文仅代表作者个人观点）
