抽水蓄能電廠具備售電牌照的售電制運營模式

張 豪，周建為

(中國南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司廣州蓄能水電廠，廣東廣州510950)

0 引 言

當前對抽水蓄能電廠的研究僅限于技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)勢層面：①從抽水蓄能電廠獨立運行角度，得出發(fā)電成本高企時適用于租賃制，峰谷電價比提高且機組年利用小時數(shù)較高時，采用差異電價有利于抽水蓄能電廠和電網(wǎng)獲得合理收益[1]；②抽水蓄能電廠與風電、光伏發(fā)電等間歇性電源，或與核電等高負荷調(diào)節(jié)代價電源聯(lián)合運營下，證明了抽水蓄能電廠向電網(wǎng)輔助服務(wù)合理性和經(jīng)濟性[2]；③基于大電網(wǎng)背景，運用最優(yōu)化計算，對抽水蓄能電廠等進行建模，通過對比投運前后的經(jīng)濟價值，驗證了抽水蓄能電廠在電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用、減少沖擊負荷影響方面發(fā)揮的作用日趨重要[3- 4]。而對于經(jīng)濟運營模式的探討少有報道，也尚無關(guān)于抽水蓄能電廠具備售電牌照運營模式的研究。

國內(nèi)抽水蓄能電站的運營模式主要有單一電量電價(響洪甸電廠)、兩部制電價(天荒坪電廠)、租賃制(廣州蓄能水電廠)以及電網(wǎng)全資建設(shè)經(jīng)營(清遠抽水蓄能電廠)。據(jù)統(tǒng)計，國內(nèi)抽水蓄能電廠裝機容量占比不足2%，與發(fā)達國家5%以上的占比存在差距。此外，平均年利用小時數(shù)僅為1 419 h[5]。各種模式均暴露了問題，影響了抽水蓄能電廠經(jīng)濟性的發(fā)揮，造成了資源浪費，不利于電廠的健康發(fā)展。具體問題可概括為：①抽水蓄能電廠機組在實際調(diào)用中受調(diào)度員影響大，電價機制不夠科學，成本回收困難，租賃制下25%的能量損耗消化于電網(wǎng)公司成本中，加大電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營成本；②運營模式不利于調(diào)動抽水蓄能電廠參與市場競爭的活力，抽水蓄能電廠的效益待進一步挖掘[6]；③租賃費用一般與電站投資掛鉤，不利于促進基建節(jié)約投資。可見，優(yōu)化抽水蓄能電廠運營模式，提高抽水蓄能電廠競爭力，在抽水蓄能行業(yè)引入市場競爭機制，促進抽水蓄能電廠的健康發(fā)展顯得十分重要。

我國70%的用電量來自工業(yè)大用戶。大用戶作為電力需求側(cè)的重要組成部分[7]，如果能由轉(zhuǎn)換效率76%的抽水蓄能電廠直接售電，代替轉(zhuǎn)換效率低下、技術(shù)不成熟而依賴于高峰谷差電價和高補貼的分散儲能[8-9]；以及改變過去100多年來依靠供給側(cè)實時跟蹤用戶負荷變動局面，引進需求側(cè)參與電力供需平衡，無疑具有較大現(xiàn)實意義。鑒于此，本文提出抽水蓄能電廠具備售電公司牌照的售電制運營模式，即從電網(wǎng)購入低谷電量再跟蹤大用戶負荷趨勢，售電給大用戶，促使所轄負荷在電網(wǎng)電量盈余時多用電，電網(wǎng)電量不足時不用電，甚至向電網(wǎng)反售電量的運營模式；從而解決上述問題，實現(xiàn)抽水蓄能電廠、電網(wǎng)、需求側(cè)三方共贏，進而降低社會電價成本。

1 售電制的運營模式

售電制運營下，在夜間(23:00～次日07:00)電網(wǎng)呈現(xiàn)負荷低谷時，或者風電、光伏發(fā)電等間歇性能源電量大發(fā)時，抽水蓄能電廠作為大用戶，與其他工業(yè)大用戶一樣，其用電由大電網(wǎng)的低價低谷電量直接供售，用于抽水儲能。

在白天及電網(wǎng)平峰、高峰期間，抽水蓄能電廠作為發(fā)電廠，需求側(cè)大用戶用電時由抽水蓄能電廠發(fā)電并投入AGC，使得總出力曲線跟蹤所轄負荷的日負荷曲線變化。抽水蓄能電廠還可根據(jù)調(diào)度要求向電網(wǎng)反售高峰電量補充電網(wǎng)電量的不足。

此外，抽水蓄能電廠還可按電網(wǎng)調(diào)度輔助服務(wù)的定價要求結(jié)算并提供機組應(yīng)急啟動、旋轉(zhuǎn)備用等輔助服務(wù)；從而可最大限度地利用抽水蓄能機組服務(wù)電網(wǎng)和需求側(cè)的電量平衡。

2 負荷的動態(tài)響應(yīng)

售電盈利不僅與電價和售電量相關(guān)，也與供電可靠性密不可分。傳統(tǒng)意義上，售電公司習慣把上層電網(wǎng)當作平衡節(jié)點，有功、無功不夠就跟上層電網(wǎng)索要，過剩則倒送給上層電網(wǎng)。可見，售電公司對于客戶電量供應(yīng)的可靠性主要依賴于電網(wǎng)和調(diào)度；使得售電公司有提高電量供應(yīng)可靠性的動力，卻受限于運營模式而力不從心。

同時，由于負荷中心電源越來越少、電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大，過去僅依賴于省調(diào)和地調(diào)調(diào)用有功無功平衡調(diào)控設(shè)備調(diào)控的模式，在極端運行方式下或在故障處理中，往往由于雙方的無功調(diào)控目標不一致，容易出現(xiàn)諸如電壓調(diào)控失配等情況[10]；或者因為地調(diào)調(diào)控力量有限，無法直接調(diào)用遠方抽水蓄能機組出力快速反應(yīng)支持空缺電量，導致負荷停電時間增加或停電范圍擴大的情況發(fā)生[11]。

抽水蓄能電廠具備售電牌照后，本質(zhì)上通過為大用戶提供廉價日間電量，為電網(wǎng)提供快速可調(diào)電量，達到必要的動態(tài)響應(yīng)。極端方式下，抽水蓄能電廠可先于電網(wǎng)調(diào)度令增發(fā)或抽水響應(yīng)電量差值，最終使得抽水蓄能電廠運營所轄負荷亦能跟蹤電網(wǎng)發(fā)電情況進行調(diào)節(jié)。

3 經(jīng)濟分析實例

以廣東某抽水蓄能電廠為例，該抽水蓄能電廠共有8臺300 MW蓄能機組，平均轉(zhuǎn)換效率η為76%，可以提供2 400 MW×8 h的正負調(diào)節(jié)能力，考慮機組檢修的情況，綜合利用率β為88%，綜合網(wǎng)損ζ為6%，機組啟動及負荷爬坡性能滿足跟蹤負荷波動的快速響應(yīng)需求，當前以租賃制運營。

在租賃制模式下電網(wǎng)除了要負擔租賃費外，還要負擔能量轉(zhuǎn)化的電量損失。因此，綜合網(wǎng)損由電網(wǎng)承擔。售電制的年利潤Qs由抽水蓄能電廠總發(fā)電容量M∑、綜合利用率β、夜間抽水工況運行時長Tn、天數(shù)D、平均轉(zhuǎn)換效率η、日間電價Pd、夜間電價Pn計算獲得。即

Qs=M∑×β×Tn×D×[η×Pd-Pn]

(1)

某城市A的峰谷分時電價(見表1)，算例采取保守方式計算，Pd僅取高峰電價和平峰電價的平均值。獲得售電制的年利潤Qs和租賃制年利潤Qz比較如表2所示。

兩部制電價與售電制的電量結(jié)算模式相似，但由于兩部制電價下，抽水蓄能電廠不能自主售電給大用戶，使得抽水蓄能電廠機組不能最大限度的參與系統(tǒng)電量平衡。因此，售電制經(jīng)濟性明顯優(yōu)于兩部制電價運營模式。

而如蓄冷空調(diào)等分散式儲能由于平均轉(zhuǎn)換效率η僅有65%，蓄冰率不足45%，且長期依賴于4倍以上的高峰谷差電價和補貼，使其經(jīng)濟性明顯劣于適用于大功率儲能的抽水蓄能電廠售電制。

表1 A市峰谷分時電價 元/kW·h

表2 售電制和租賃制模式下抽水蓄能電廠盈利情況 億元/a

當然，這里還沒有考慮在售電制模式下的其他盈利方式，如為電網(wǎng)提供緊急啟動、黑啟動、調(diào)相啟動等方式。表2看出，盡管采用保守方式進行計算，售電制下，由于抽水蓄能電廠機組得到最大限度調(diào)用，使得抽水蓄能電廠獲利增大。同時，由于抽水蓄能電廠的運營成本按“誰受益，誰分攤”的原則，由過去的電網(wǎng)承擔轉(zhuǎn)變?yōu)椋呻娋W(wǎng)和需求側(cè)大用戶共同分擔，也使得電網(wǎng)用于調(diào)用抽水蓄能電廠機組的支出減少。需求側(cè)大用戶由于無需支付高峰電價，僅平峰電價即能滿足電網(wǎng)和抽水蓄能電廠的運營要求，也使得需求側(cè)的電價下降，需求側(cè)盈利。

博弈的最后結(jié)果如表3所示。電網(wǎng)和需求側(cè)都希望能調(diào)用抽水蓄能電廠機組。如此，既充分利用了抽水蓄能電廠的調(diào)節(jié)資源，使得抽水蓄能電廠所轄負荷得到跟蹤，又可促成抽水蓄能電廠盈利、電網(wǎng)節(jié)約成本、需求側(cè)大用戶電價下降的三方共贏局面。

表3 關(guān)于抽水蓄能電廠機組調(diào)用費用的博弈

4 總 結(jié)

本文提出的抽水蓄能電廠采用售電制運營，可以促使需求側(cè)參與電力供需平衡，并具備所轄負荷自主動態(tài)響應(yīng)性能，最后實現(xiàn)了售電公司所轄負荷能跟蹤電網(wǎng)發(fā)電情況進行調(diào)節(jié)，抽水蓄能電廠、電網(wǎng)、需求側(cè)大用戶三方共贏的經(jīng)營情況。

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