浅析热电联产机组“两个细则-调峰辅助服务”经济效益

谢燕婷

【摘要】随着“两个细则”奖惩的日趋完善，“两个细则”收益水平已经成为影响发电企业利润水平的重要因素之一。通过与兄弟单位之间经营情况对标，特别是售电均价指标的对比，发现两家公司在“两个细则”收益方面存在较大的差异。旨在探究公司“两个细则”运行情况，以经济效益为切入点，探讨调峰辅助服务在热电联产机组中的应用，为发电企业提高经济效益和服务质量提供参考。

【关键词】热电联产机组 调峰辅助服务 经济效益

前言

国家能源局、国家电力监管委员2006年先后发布《关于印发<发电厂并网运行管理规定>的通知》（电监市场〔2006〕42号）和《关于印发<并网发电厂辅助服务管理暂行办法>的通知》（电监市场〔2006〕43号）。上述“两个细则”，分别对并网运行发电厂涉及电网安全稳定运行的相关指标进行考核，实施方式为扣减电量或收取考核费用。明确电力调度机构遵循“按需调度”原则，确定辅助服务考核补偿机制，辅助服务是由并网发电厂提供的除正常电能生产外的服务，它包括调峰、备用等辅助服务。公司2022年“两个细则”发生负数收益2，144万元，兄弟单位“两个细则”发生正数收益984万元，影响双方利润相差3，128万元。辅助服务的参与率已成为关系发电企业经济效益的重要因素，特别是调峰辅助服务在“两个细则”收益中占比最大，分析针对调峰辅助服务的经济效益展开。

一、“两个细则-调峰辅助服务”运行规则

1.“两个细则”收益=补偿总费用+考核返还费用-考核总费用-补偿分摊费用。其中补偿总费用又分为调峰、备用、无功、AVC（自动电压调节器）、AGC等内容。鉴于区域火电企业的调峰辅助服务收益在“两个细则”收益中占比最大。下面内容以调峰辅助服务运行规则为前提，在分析公司各个调峰负荷点取得调峰收入扣减调峰增加的成本与公司少发电带来的利润损失对比的基础上，测算调峰的经济收益。

2.调峰辅助服务交易规则

（1）机组深度调峰交易，指火电、核电机组在每日系统负荷低谷时段需要开机的机组主动调减出力至负荷率小于有偿调峰基准时，以机组调减出力为标的的交易。负荷率大于等于有偿调峰基准的调峰服务属于机组承担的基本义务，由电力调度机构根据系统运行需要无偿调用。燃煤发电机组有偿调峰补充基准为负荷率60%。

（2）发电机组以机组有偿调峰基准负荷率为起点，采用下调容量比率形式報价。以下调机组5%的额定容量比率作为一个报价区间，随调峰深度增加依次递增报价。目前福建电力市场上调峰补偿实际按申报价格的60%执行。

下调容量比率对应的申报价格上限详见下表。

其中：区段申报价格与下调容量比率成等比例增加，机组有偿调峰结算费用为各分段区间对应实际深度调峰未发电量与中标价格乘积的合计数。

举例：二期机组670MW降至250MW后，每小时的调峰补偿。

（40.2-36.85）*0.06+（36.85-33.5）*0.12+（33.5-30.15）*0.24+（30.15-26.8）*0.3+（26.8-25）*0.36 = 3.06万元

（3）深度调峰服务补偿由调峰交易时段运行的火电机组、可再生能源发电机组（风电、光伏）、水电机组以及核电机组按各自在计费周期内的上网电量比例进行分摊。

机组深度调峰成本分摊金额=（计费周期内该机组上网电量/计费周期内所有参与分摊机组上网电量）*计费周期内全网深度调峰补偿

二、两家火电机组两个细则参与情况

兄弟单位现有2台105万千瓦纯凝机组。公司现有1大2小三台热电联产机组，热电联产机组容量127万千瓦占福建公司第一位，一期两台30万千瓦机组接带全厂所有供热，负荷率高于60%，无法参与调峰。二期中的4号机组作为热电联产备用机组，在省网低谷时具备降负荷进行调峰的条件。

三、“两个细则-调峰辅助服务”经济效益分析

深度调峰，在取得调峰补偿收入的同时，一般能相应减少调峰补偿分摊费用，调峰的成本主要为调减机组负荷而增加的供电煤耗，最终提高燃料成本。

基于公司4号热电联产机组（67万千瓦），具备调峰条件，测算不同负荷率下调峰（少发电）收益与发电收益之间平衡点的煤价水平。为了便于分析，暂不考虑碳排放影响。

下表为以60%有偿调峰负荷402千千瓦为基准点，以5%为一个档位，下调至各档位时调峰测算情况。鉴于发电与调峰为互斥关系，以度电调峰收益和度电边际利润作对比分析。

度电调峰收益的公式为：度电调峰收益=度电调峰服务费+度电减少的分摊费-度电调峰燃料成本。

度电边际利润的公式为：度电边际利润=上网电价-度电燃料成本。

在正常调峰市场下，通过测算，得出在不同负荷率下，当度电调峰收益等于度电边际利润时的煤价水平。以下是在三种不同煤价水平下，发电与调峰的收益对比情况。

1.当煤价处于高位，高于1413元/吨，发电收益低于各负荷下的调峰收益，争取深度参与调峰。

2.当煤价处于低位，低于937元/吨，发电收益高于任何负荷调峰收益，此时任何负荷档下调峰补偿收益远低于公司发电收益，积极抢发电量。

3.当煤价处于两个极值之间，在现行煤价1048元/吨下，机组负荷率高于39%时，发电收益高于调峰收益，机组负荷率低于38%时，发电收益小于调峰收益，此时提供深调峰辅助服务可以获得较为可观的经济效益。我们可以根据电网整个负荷情况，决定是否参与调峰。

下面我们在现行煤价水平，正常调峰市场，以相同装机容量3、4号机组5月2日发电情况作為调峰和发电经济效益对比

日内曲线图可以看出，3号机作为纯凝机组只能随着市场负荷波动，在0点到早上7点半，进行调峰。

4号机作为热电联产机组，在负荷低谷时段，保持在较高负荷，未参与调峰。

我们通过计算发现，3号机组当日参与调峰，获取了12万元的调峰补偿收入，减去承担的分摊费，再减去因为调峰增加燃料成本，当日最终实际收益3万元。

而4号机组未参与调峰，无调峰补偿收入，但通过抢发电量，带来的发电边际收益24万元，减去承担的调峰分摊费，当日最终实际收益21万元。

通过对比，我们发现4号机组虽然未参与调峰，在“两个细则”收益方面体现为负数收益，而3号机组“两个细则”方面体现为正数收益，但4号机当日经济效益实际高于3号机18万元。

结论：公司热电联产在不同煤价水平，不同调峰市场中，是参与调峰还是抢发电量，带来的经济效益是不一样的。在现阶段的煤价水平下，公司与兄弟单位对比，虽然“两个细则”发生情况不佳，但并不意味着实际经济效益低。

结束语

本次研究希望能为公司在未来的运营决策中提供参考价值。在今后的工作中，我们将继续关注热电联产机组的运营情况，不断探索提高其运行效益的方法，为公司的可持续发展贡献力量。

参考文献：

[1]吉伦奇，刘亚卿.“两个细则”对可再生能源发电项目的影响与对策[J].中国能源报，2021，（19）：31～36

[2]郭洪义.煤电企业两个细则盈利攻坚策略探讨[J].内蒙古科技与经济，2020，（16）：41～42

[3]祁乐，陈标等.燃煤火电机组提供调峰辅助服务的成本和效益分析[J].电力大数据，2019，22（10）：23～27