0 引言

京津唐电网“两个细则”即华北电监局印发的“关于印发华北区域发电厂辅助服务管理及并网运行管理实施细则的通知（华北电监市场[2008]112号）”及国家能源局华北监管局印发的“关于修订京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则（试行）的通知（华北监能市场[2014]347号）”，说明了发电补偿总费用、考核总费用、考核返还、补偿分摊和辅助服务补偿办法等^[1-3]。发电厂执行“两个细则”的主要盈利包括补偿费用和考核返还费用2个部分，但考核费用因机组状态等因素不易控制，因此补偿费用为各电厂执行“两个细则”的主要盈利来源。自2017-01-15起，京津唐电网深度调峰补偿由原来的50元/MWh调整至250元/MWh，补偿权重由AGC补偿逐步偏重于调峰补偿。本文以京津唐电网600 MW燃煤火电机组为对象，分析了深度调峰补偿规则改变后对执行“两个细则”的发电企业盈利能力的影响，说明了深度调峰和发电厂发电量的经济关系，为电厂的电量营销及机组运行管理提供参考。

1 京津唐电网深度调峰补偿变化分析

京津唐电网基于“两个细则”的补偿及其他费用见表 1。从表 1可以看出，京津唐电网2017年每月的补偿费用较2016年每月的补偿总费用都有增加，尤其是6月、7月突增280%，新增部分主要为深度调峰和辅助调峰的补偿费用。

从2017年6月、7月的数据来看，AGC补偿由之前占总补偿费用的70%左右降至30%左右。这种变化影响了各电厂基于“两个细则”的盈利模式，即由原来的靠AGC补偿（约占总盈利的70%）改变为靠深度调峰补偿和辅助服务补偿为主要盈利点的模式。细则执行以后，以机组AGC调节为主要赢利点的燃煤机组，因烟气脱硝限制了深度调峰幅度，导致其基于“两个细则”的盈利能力大幅下降，个别机组的盈利能力下降幅度甚至达50%以上。但实施了设备改造的燃煤机组（具备宽负荷脱硝能力）和燃气机组等有较深调峰能力的机组盈利能力开始显现^[4]。

2 深度调峰补偿细则修订后对发电厂的影响

“两个细则”实施以前，盈利大户是负荷响应能力强的点对网发电厂，实施之后则是具备深度调峰能力的发电厂。深度调峰后既赚取了深度调峰的补偿费用，也因夜间负荷低、调峰贡献率大而赚取了辅助调峰的补偿费用，个别电厂此项的月度净收入可达700万元。

“两个细则”实施后，因补偿分摊费用的增加，部分电厂进入微盈利或负盈利模式。表 2、表 3为2017年度京津唐电网部分电厂基于“两个细则”的补偿分摊费用、深度调峰补偿费用和辅助调峰补偿费用的4—7月统计数据。

通过表 2、表 3可以看出，深度调峰补偿越多，发电厂的辅助调峰净收入也多，而深度调峰服务补偿少的，其辅助调峰净收入也不多（甚至为负），因此是否参与深度调峰决定了发电厂基于“两个细则”的盈利能力。

3 深度调峰补偿规则变更后对燃煤机组的影响

下面以京津唐电网某台600 MW燃煤机组为例，分析深度调峰补偿规则变更后对机组的影响。

3.1 深度调峰电量补偿

所谓深度调峰少发电量是指比基本调峰（燃煤机组额定容量的50%）少发的电量，自2017-01-15深度调峰实施细则改变后，深度调峰少发电量补偿由50元/MW增加为250元/MW。结合生产实际，如果深度调峰时间均以6 h/d计，则不同调峰幅度每天的深度调峰补偿费用见表 4。

3.2 深度调峰盈利情况

深度调峰除自身的补偿外，还因新调峰补偿的增多产生了额外收益，但是如果深度调峰时负荷稳定，AGC补偿收益会相应减少。如深度调峰时间以6 h/d计，AGC补偿以0.8万元计（根据历史数据6 h损失），结合不同调峰幅度下的新调峰补偿及AGC补偿的损失数据得出的盈利情况见表 5。

3.3 相应深度调峰幅度下的非深度调峰盈利 3.3.1 不考虑“两个细则”时的盈利情况

机组正常接带负荷较其所对应深度调峰时的盈利公式为：

非深度调峰盈利=（实际负荷-深调负荷）×6 h×（上网电价-变动成本）。

如变动成本以0.2元/kWh计、上网电价以0.32元/kWh计，则非深度调峰模式下的盈利见表 6。

3.3.2 考虑“两个细则”补偿时不同调峰幅度下的非深度调峰盈利修正

表 6中的盈利未考虑“两个细则”的影响。通过分析历史数据发现，当夜间负荷越高，新调峰补偿亏损越大以及分摊深度调峰补偿时，计算实际收益时需要排除这些因素的干扰。参照2017年3月份供暖期的深度调峰和辅助服务调峰补偿情况，以及新调峰补偿和深度调峰补偿对盈利的影响（见表 6），修正后的非深度调峰模式最终的盈利情况见表 7，非深度调峰较深度调峰多盈利统计见表 8。

3.4 深度调峰与正常负荷下的盈利平衡点

表 9为深度调峰与正常负荷下的盈利临界点。由表 9可见，在供热期内270 MW深度调峰的盈利情况相当于正常负荷380 MW以上，250 MW深度调峰的盈利情况相当于正常负荷430 MW以上，220 MW深度调峰的盈利情况相当于正常负荷600 MW以上。以上数据只是基于变动成本和标杆上网电价进行计算，随着电力市场的逐渐开放，竞价上网会使电价更加低廉，致使正常接带负荷的盈利能力更加不足。

4 结语与建议

（1）随着电力市场过剩程度的增加，火电机组的利用小时数会逐渐下降，机组参与深度调峰会常态化，京津唐电网必然会增加深度调峰的补偿，大型燃煤火电机组的深度调峰能力将成为检验其盈利能力的重要指标。

（2）以前机组基于“两个细则”的盈利主要以AGC补偿为主，但随着各电厂加强机组深度调峰能力改造的实施，基于“两个细则”的主要盈利已经转移至深度调峰补偿，大型燃煤火电机组负荷响应的优势被削弱，而具有深度调峰能力的燃煤机组和燃气机组基于“两个细则”的盈利能力将凸显。

（3）受夏季深度调峰的影响，不具备深度调峰能力的大型火电供热机组基于“两个细则”的盈利能力将减弱。

（4）市场电量中的交易电量因其价格较低，若交易电量较多，会排挤深度调峰空间^[5-9]，低廉的交易电价会造成负盈利效果。