考慮發電側成本的新能源消納能力評估

沈 超，秦瀟璘，李永剛

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北保定071003)

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考慮發電側成本的新能源消納能力評估

沈 超，秦瀟璘，李永剛

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北保定071003)

隨著近幾年新能源裝機容量的快速增長，棄風、光問題變得愈加嚴重。如何有效評估新能源消納能力已成為宏觀決策部門與新能源發電企業十分關心的問題。考慮了系統調峰能力等約束條件，提出一種基于時序生產模擬的新能源消納能力評估方法。通過核算新能源發電企業在全壽命周期內的投資與運行費用，得出新能源企業在不同盈利水平下相應的棄新能源比例，并以該比例作為評估新能源消納能力的指標。以西部某省為例，對該省2016年新能源消納能力進行評估，得出在不同棄新能源比例下的新能源裝機容量和消納電量，驗證了方法的合理性和有效性。

新能源；時序生產模擬；發電成本；棄新能源比例；消納能力

0 引言

風能、太陽能等資源是清潔的可再生能源[1]。隨著化石燃料大量燃燒引發的日益嚴重的環境問題，新能源因其具有的低碳、環保的優越性而受到各國政府越來越多的重視[2-4]。近年來，全國新能源裝機容量快速增長[5]，新能源消納形勢已經由原來的全額消納發展為出現了一定比例的舍棄，個別地區甚至出現了嚴重的棄風、棄光現象。準確評估在一定約束條件下的新能源消納能力對于未來新能源發展有著重要的指導意義[6]。

目前，對新能源消納能力的評估主要有以下兩種方法：一種是不限制新能源出力的評估方法，該方法以不限制新能源出力為前提，以各月典型日為周期，計算各月典型日在負荷低谷時段的調峰裕度能否接納一定裝機容量的新能源出力[7]，然后除以一定的新能源有效容量系數得到可消納的新能源裝機容量。此方法計算得出的可消納的新能源裝機容量少，而且邊界條件比較粗糙，計算結果偏差較大[8]。另一種是限制一定新能源出力的評估方法[9]，該方法允許在負荷低谷時段一定比例的新能源舍棄，以保證更大的裝機容量，從而增加在非負荷低谷時段的新能源發電量，提高新能源整體消納水平。國內多個地方的新能源裝機容量已經超過了全額消納的能力，以不限制新能源出力評估得出的新能源裝機容量在實際中很難實現，電量消納成為新能源發展的最終目標[10，11]。

本文結合后一種新能源消納能力評估方法的思想，并將該方法中限制新能源出力的比例明確化，通過計及新能源發電企業全壽命周期投資與運行成本，得出新能源企業在不同盈利水平下相應的棄風、光比例，并以該棄風、光比例為評估指標，在基于時序生產模擬的新能源消納能力評估模型基礎上，反推出可消納的新能源裝機容量，實現了對新能源消納能力的準確評估，為大規模新能源有序、健康開發提供參考。

1 新能源消納能力評估模型

時序生產模擬是一種模擬系統實際運行的仿真方法，通常以年為計算時間尺度，通過模擬新能源出力特性和負荷特性時間序列，逐時段模擬電網的電力電量平衡情況，將系統負荷、新能源出力等看作隨時間變化的序列，建立電網的電力平衡模型，并考慮聯絡線運行要求、機組啟停、火電最小運行方式、供熱等約束，逐點模擬電網運行狀況。在調峰受阻時，按照新能源優先消納的原則進行安排，最終得到年度可消納新能源裝機容量與電量。

1.1 模型評估原理

由于新能源出力的隨機性與不可控性，新能源不能像常規機組那樣輸出穩定可控的功率，新能源的消納主要依賴于系統的調峰能力[12，13]，即在有新能源出力時常規機組能降低出力以消納新能源，而新能源不能被完全消納的主要原因就在于新能源在出力高峰時，常規機組不能降低足夠的出力以接納新能源，圖1為新能源消納原理示意圖。

圖1 新能源消納原理圖

由圖可知，負荷曲線與系統最小技術出力之間為新能源可消納空間。顯然，任意時刻系統所能消納的新能源最大值等于該時刻發電負荷減去系統最小技術出力，也就是調峰裕度。在實際調度運行過程中，當新能源出力超過該時刻的調峰裕度時，超出的部分需要被切除以保證電力的供需實時平衡，這便造成了新能源的舍棄[14]。

新能源消納電量由式(1)計算得出：

(1)

式中：pnew，i表示第i時刻新能源出力值；pl，i表示第i時刻的負荷值；pmin表示系統最小技術出力；pl，i-pmin即為系統調峰裕度。

當新能源出力值超過系統能提供的調峰裕量時，超出的新能源出力將會被限制以維持電力供需平衡，被限制的新能源電量表示為：

(2)

由以上結果可計算得出棄新能源比例為：

(3)

1.2 模型中的數據確定

(1)負荷曲線。根據規劃數據，評估水平年的各日負荷曲線可根據年最大負荷預測結果、歷史年負荷曲線和典型日負荷曲線模擬生成。根據文獻[15]中的方法模擬評估水平年各日負荷時序曲線。

(2)新能源出力曲線。在規劃時間尺度上，難以預測評估水平年某一天的新能源出力，為此采用歷史風電和光伏實際出力值模擬得到評估水平年的新能源出力曲線。根據歷史風電和光伏實際出力曲線和各時間點的裝機容量，得到風電和光伏出力標幺值曲線，然后以風電和光伏出力標幺值曲線分別乘以規劃的裝機容量作為風電與光伏出力曲線[16]，并將兩者相加形成風光聯合出力曲線。

需注意的是，以此種方法模擬得到的評估水平年各日的新能源出力曲線必然會與實際出力值有較大的出入，因此在各個時間點得到的新能源消納功率和棄風功率會有較大差異，但是由于風資源與光資源在年際特性下有較強的穩定性[17]，其年平均風速、平均光照強度等統計性特征基本不變，故以此方法計算得出的年發電量、年利用小時數等指標差異不大，可作為模擬新能源出力的方法[18]。

(3)系統最低技術出力確定。根據日負荷預測水平并考慮旋轉備用，確定除新能源以外的電源開機容量，開機順序按照文獻[19]中的規定并考慮各機組的檢修計劃后確定。

系統最低技術出力取決于各電源的調峰深度，水電根據水電站類型和所在季節確定，火電300 MW以上容量機組調峰率按50%考慮，200～300 MW機組按40%考慮，200 MW以下機組要求有日內啟停調峰能力。供熱機組在供熱期(11月～次年3月)與非供熱期(4月～10月)最低出力分別為額定容量的90%和60%。

1.3 調峰裕度的有效利用分析

新能源的消納主要依賴于常規機組的調峰能力，常規機組能降到的最低技術出力將直接決定新能源的消納能力。然而常規機組出力不可能一味降低，一方面常規機組出力降到一定程度時會造成運行成本的明顯上升；另一方面還會造成常規機組出力不穩，影響發電質量。因此，在系統調峰能力短期內不會有太大提高的前提下，如何更有效地利用現階段的系統調峰裕度，對新能源消納電量的提高有重要意義。

從圖1新能源消納原理圖中可知，負荷曲線與常規機組最低出力之間為系統新能源消納空間，即常規機組調峰裕度。理論上說，如果新能源出力能夠充滿這一區間，即可實現對系統提供的調峰裕度的完全利用，實現系統最大消納新能源電量。但是，由于新能源出力的不確定性，在新能源出力值小于調峰裕量值時仍需要提高常規電源出力以實現電力供需平衡。所以如果能使新能源在系統可提供的消納空間內實現密集出力，則可以有效提高新能源消納電量，且出力越密集，消納新能源電量越多。

圖2為計算得出的2015年中國西部某省一個地區在不同新能源裝機容量下的新能源消納電量變化情況，新能源裝機比例為100%表示2014年初的新能源裝機容量。由圖可知，當新能源裝機容量從100%增加至300%時，新能源消納電量逐漸增加，且增長速度逐漸變緩，尤其當新能源裝機容量達到2倍于初始裝機容量時，提高新能源裝機容量對提高新能源消納電量影響很小，這說明當新能源裝機容量增加到一定程度時，新能源消納電量會達到一個飽和期。

圖2 不同新能源裝機容量下的新能源消納電量

圖3表示在不同的裝機容量下的棄新能源比例變化情況。由圖可知，隨著新能源裝機容量的增加，棄新能源比例也在不斷上升。

圖3 不同新能源裝機容量下的棄新能源比例

由以上分析可知，一方面，提高新能源裝機容量有助于提高新能源消納電量，即可以更有效地利用系統可提供的調峰裕度；另一方面，提高新能源裝機容量又會造成棄新能源比例的升高。也就是說，在提高新能源裝機容量使得新能源消納電量提高的同時又必須要承受較高的棄新能源比例，而棄新能源比例過高時就會造成風電場及光伏電站的年利用小時數的大幅降低，使得新能源發電企業虧損。所以，如何確定合適的棄新能源比例，使得既能充分利用系統的調峰裕度來提高新能源消納量，又能兼顧新能源發電企業的成本使其不至于虧損，這將直接決定未來新能源裝機容量。

2 發電側角度棄新能源比例分析

從上述分析可知，當以限制一定新能源出力的方法對新能源消納能力作評估時需確定一個棄新能源比例，并以該比例為評估指標，計算在該比例下可消納的新能源裝機容量。本節從新能源發電企業的角度分析企業在不同盈利水平下要達到的年利用小時數，并以相應的年利用小時數折算得出在不同的盈利水平下的棄新能源比例，以此作為確定新能源裝機容量的指標。

2.1 新能源發電企業成本分析

新能源發電企業費用一般包括投資費用和運營費用[20]。投資費用又細分為器件費用和附加費用。而運營費用主要包括維護、修理、保險、地皮費用和稅務，平均每年的運營費用約為初期投資費用的3%[21]。

假設單位MW容量的風電場初期投資費用為Cg，w，單位MW容量光伏電站初期投資費用為Cg，p。投資成本中ω%為向國內銀行貸款，貸款期限為n年，貸款年利率為r1，則風電場本息投資費用為：

Q1,w=Cg，w×(1-ω%+(1+r1)n×ω%)

(4)

光伏電站本息投資費用為：

(5)

以新能源企業運行壽命k=20年計，則考慮資金的時間價值后，風電場與光伏電站運行壽命期內的運行費用總額折現值分別為：

(6)

(7)

式中：r2為折現率[22]。

綜上，單位容量風電場和光伏電站運行壽命期內總費用分別為：

(8)

(9)

2.2 不同盈利水平下的棄新能源比例分析

風電場與光伏電站的收益主要來源于售電。根據歷年風電場與光伏電站的年發電小時數可估計出一定裝機容量下全年的發電量，再根據上網電價即可得出風電場與光伏電站運行一年的收益。

假設風電場與光伏電站在運行年限t后的收益與投資及壽命期內的運營總成本達到平衡，即要求在運行t年后收回成本(有20-t年的純盈利期)，則可據此得出風電場與光伏電站的純盈利期為(20-t)年時可允許的年平均棄風、光比例。

已知單位MW風電與光伏成本為Qw,Qp，假設風電與光伏上網電價分別為aw，ap，風電場與光伏裝機容量分別為Pw，Pp，風電與光伏年平均利用小時數分別為hw，hp，則計算得出風電場與光伏電站在t年內回收成本時相應的棄風、棄光比例為：

(10)

(11)

3 算例分析

根據以上分析，以西北某省實際數據為例，計算該省2016年可消納的新能源裝機容量。

(1)負荷數據

根據規劃預測，2016年該省夏季最大負荷將達到4 002萬kW，冬季最大負荷將達到3 862萬kW。全年中，4～10月共7個月的時間采用夏季運行方式，其它5個月采用冬季運行方式。夏季和冬季典型日負荷曲線如圖4。

圖4 典型日負荷曲線

(2)風光出力曲線

采用該省使用的D5000電網調度系統記錄的風電光伏出力統計數據得到風電光伏年出力標幺值曲線。

(3)常規電源出力分析

根據電源規劃，2016年該省火電機組裝機容量將達到4 564萬kW，其中供熱機組約占40%，水電裝機容量為726萬kW。截止到2015年底該省風電裝機容量為954.2萬kW，光伏裝機容量為492.6萬kW，風電光伏裝機容量比接近于2∶1。2015年該省全年棄風比例為31.6%，棄光比例為22.4%，故該省新能源消納形勢非常嚴峻。

(4)棄新能源比例分析

由式(4)～(11)可知，與風電及光伏企業在不同盈利水平下的棄風、光比例相關的參數及結合工程實際得到部分參數取值如表1所示。

表1 參數及取值

根據表中的參數取值可計算得出風電、光伏企業在不同盈利水平下(t=20,15,10)的棄風、光比例以及在以2015年底風電、光伏2∶1的裝機比例下考慮風光聯合出力后的綜合棄新能源比例如表2所示。

表2 不同盈利水平下的棄風/光比例 %

4 評估結果

根據以上方法和數據，對該省2016年新能源消納情況做出評估，得出2016年該省在新能源不同盈利水平下可消納的裝機容量與新能源消納電量如表3所示。

表3 新能源消納能力評估結果

由表可知，在8%的棄新能源比例下計算可消納的新能源裝機容量只有598.6萬kW，遠小于當前新能源實際裝機容量(當前新能源裝機容量為1 446.8萬kW)，且新能源消納電量很小，也就是說以當前系統的實際新能源消納能力及新能源裝機規模，棄新能源比例不會低于8%；當以26%的棄新能源比例計算得出可消納的新能源裝機容量為1 511萬kW，新能源消納電量186.57億kW·h，相對于8%的棄新能源比例有明顯增高，且新能源發電企業有一定盈利，在實際生產中可行；而在45%的棄新能源比例下計算出可消納的新能源裝機容量及新能源消納電量也有了明顯提升，但45%的棄新能源比例在工程實際中不可承受，這也可作為衡量新能源企業效益盈虧的轉折點。

另外，本文評估得出的新能源裝機容量為省內消納，未考慮新能源外送功率，這是因為該省外送通道有固定的火電與配套新能源，省內新能源發電量很少參與外送。

5 結論

本文從系統調峰能力角度分析了棄風、光原理，通過模擬系統實際運行情況提出了基于時序生產模擬的新能源消納能力評估方法，并從調峰裕度有效利用的角度得出不同新能源裝機容量對新能源消納電量的影響。從結果中可知，當把新能源裝機容量提高到一定水平時，新能源消納電量會達到一個飽和期。

通過計及新能源企業全壽命周期投資與運行成本，計算了新能源企業在不同盈利水平下相應的棄風、光比例，明確了在不同棄風、光比例下可消納的新能源裝機容量，可有效指導新能源開發規模和建設時序，實現新能源健康有序發展。

本文中的計算結果可為相關決策部門作新能源發展規劃提供參考，相應的棄新能源比例在不同的省份會因地域風光條件與電源結構的不同而存在差異，但本文中提出的新能源消納能力的評估方法可為其他省份提供借鑒。

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The Evaluation of Renewable Power Accommodation Capability Considering the Cost of Electricity Generation-side

SHEN Chao, QIN Xiaolin, LI Yonggang

(School of Electrical and Electronic Engineering,North China Electric Power University,Baoding 071003,China)

With the rapid growth of renewable power installed capacity in recent years, wind and photovoltaic power curtailment has grown more serious.How to evaluate the renewable power accommodation capability effectively has been a serious question concerned by both macroscopic decision-making departments and renewable power generation enterprise.Taking the peak load regulation ability into consideration, a new method is proposed based on sequential production simulation.The ratios of renewable power curtailment at different profit levels were established by calculating the life cycle investment and operating cost of renewable power generation enterprise and were considered as an index to evaluate the renewable power accommodation capability.Taking a province in west China for example, this paper evaluated the renewable power accommodation capability of the province in 2016 and got the renewable power installed capacity and accommodation electric power, which verified the rationality and validity of the method.

renewable power; sequential production simulation; power generation cost; the ratio of renewable power curtailment; accommodation capability

2016-07-05。

國家電網公司科技項目(5230JY14003R)。

沈超(1989-)，男，碩士研究生，研究方向為新能源發電與并網技術，E-mail：1033073356@qq.com。

TM715

A

10.3969/j.issn.1672-0792.2016.11.001