水電站調峰價值分析及其補償機制研究

毛 田，莫帥帥，程蘭芬，張祺順，鄒 金，陳 立，吳 偉，李 毅

(1.直流輸電技術國家重點實驗室(南方電網科學研究院有限責任公司)，廣東 廣州 510663；2.華能瀾滄江能源銷售有限公司，云南 昆明 650206)

0 引 言

近年來，電網尖峰負荷不斷攀升，電網峰谷差逐年增大，電網調度對發電機組深度調峰能力的需求日趨凸顯。受制于發電能源結構，我國傳統調峰手段包括火電和燃油燃氣機組，火電機組作為調峰主力，頻繁參與深度調峰不僅會降低其使用壽命，更會增加其運行煤耗，拉低火電機組運行效益。相比火電，水電機組開停機靈活，調節性能好，成本低廉，調峰深度高[1-3]，可對電網調峰運行形成有力支撐。

長期以來，水電調峰被認為不存在成本，基本為無償調用，缺乏合理的補償機制。擔負調峰任務的水電站，因水電發電量較少，水電調峰回報低，客觀上降低了其市場效益和競爭力[4]。實際運行中，水電機組電網調峰運行會引起不可忽視的機組振動、轉軸磨損等固定成本以及造成發電量減少等機會成本。因此，水電機組無償調峰模式將極大影響水電參與調峰的積極性，導致此類電廠不愿承擔調峰任務，無法充分激發水電調峰的潛力，不利于整個電網的穩定運行[5- 6]。未來新型電力系統構建背景下，風電、光伏等新能源大規模并網，電網靈活性調峰資源需求劇增，研究建立水電調峰的經濟補償機制，考慮對水電站的調峰運行給出合理的經濟補償，充分體現水電調峰價值，可更進一步促進發揮龍頭水庫的調峰能力和優勢[7-9]。

本文通過對小灣和糯扎渡(“兩庫”)梯級電站無調節方式下的電力系統運行進行仿真模擬，研究分析“兩庫”電站對系統起到的調峰效益，挖掘分析“兩庫”電站在調峰方面發揮的積極作用，調研梳理“兩庫”電站現有市場環境下調峰機制的現狀與不足，提出“兩庫”電站調峰相關補償機制及建議，為建立合理的水電調峰補償機制以及促進發揮龍頭水庫的調峰能力提供科學依據。

1 “兩庫”電站調峰價值分析

小灣水電站是國家十五重點工程、國家西電東送骨干電源和重點工程，工程裝機4 200 MW，總庫容150億m3，調節庫容99億m3；糯扎渡水電站是國家西電東送、云電外送的重要骨干項目，裝機5 850 MW，總庫容237億m3，調節庫容113億m3?！皟蓭臁彪娬揪哂卸嗄暾{節能力[10]。為定量分析“兩庫”電站的調節能力對全系統的清潔能源消納的影響，將“兩庫”電站替代修改為同容量的無調節能力水電站，電站的出力特性采用典型徑流式電站的平均出力曲線，即假定“兩庫”電站不具備調節能力。此外，由于梯級電站特性，與小灣水電站相關聯的漫灣、大朝山水電站，與糯扎渡水電站相關聯的景洪水電站也將失去調節能力，這些水電站的出力特性同樣也采用徑流式電站的平均出力曲線。分別以2022年及2025年的云南規劃方案為基礎案例，在此基礎上對“兩庫”電站無調節能力情況下的系統運行進行模擬。

1.1 中長期“兩庫”電站電力平衡價值

“兩庫”電站有、無調節能力方案下系統的電力平衡變化見圖1。從圖1可知，“兩庫”電站無調節能力方案下，系統逐月最大負荷日的電力盈余均有所降低，且在2025年的5月、6月、7月、10月出現了少量電力缺口，說明“兩庫”電站可有效支撐系統電力平衡。

1.2 火電出力受限下的清潔能源消納效益

在“兩庫”電站無調節能力方案下進一步考慮火電機組的出力限制，對云南電網2022年和2025年的運行情況進行模擬，分析清潔能源的消納情況。2022年和2025年，風、光、水的逐月棄電量見圖2。從圖2可知，在“兩庫”電站無調節能力情況下，火電機組的調節能力受限將會導致系統的調節能力進一步減弱，在汛期月份，清潔能源出現了較為嚴重的棄電現象。在棄電嚴重的汛期月份(7月～9月)，2022年累計棄電63.06億kW·h，分別為棄風27.55億kW·h、棄光3.56億kW·h、棄水31.93億kW·h；2025年累計棄電49.13億kW·h，分別為棄風34.96億kW·h、棄光9.1億kW·h、棄水5.07億kW·h。從上述結果可知，在火電出力受限的情況下，“兩庫”電站的調節作用將發揮更加重要的作用，更大程度促進新能源的消納。

1.3 典型日“兩庫”電站調峰價值

2025年枯期(2月)、汛期(7月)月份的最大負荷日的云南電網各類電源的運行位置見圖3、4。從圖3、4可知：

(1)當“兩庫”電站具有庫容調節能力，其運行出力可以進行控制，因此其在系統中承擔的是峰荷位置，而無調節時則只能承擔基荷的作用。

(2)在枯期(2月份)，由于“兩庫”電站在枯期進行發電，減少庫容，其整體出力相較無調節方案更大，且其通過調整負荷高峰和低谷出力為系統貢獻了調峰能力，而火電在枯期月份基本只承擔基荷作用，且在無調節方案下火電的出力更高。

(3)在汛期(7月份)，“兩庫”電站同樣能發揮其調節作用，在系統峰荷位置運行。而在無調節能力方案下，“兩庫”電站出力承擔基荷作用，此時系統調峰困難，部分火電機組開始調峰，但調峰能力仍然不足，系統在低谷時段仍然出現了棄水和棄風。

綜上，“兩庫”電站的調節能力有效支持了系統調峰需求，促進了風電、光伏以及水電等清潔能源的消納，尤其在汛期，系統調峰壓力較大，“兩庫”電站可以減少其在負荷低谷時段出力，以減少負荷低谷時段清潔能源棄電。

1.4 新能源極端出力情形下“兩庫”電站調峰價值

為考慮新能源極端出力可能對系統運行造成的影響，以風電為例，在2025年2月系統負荷需求最低月份，考慮風電出現極端出力情形下風電出力變化見圖5。從圖5可知，風電出力在負荷較低的夜間，最高達容量的80%，而在負荷較高的白天，最低出力僅為容量的30%。

對風電極端出力場景下的系統進行運行模擬，以2月周一工況為例進行說明，系統各類電源的出力變化見圖6。從圖6可以看出，風電極端出力情形下，火電機組整體出力將降至較低水平，水電為配合系統調峰，則在負荷低谷時段降低了出力，負荷高峰時段提升了出力，但由于新能源整體出力較高，且反調峰作用明顯，系統仍然出現了一定的棄風。盡管風電極端出力情形下系統仍然產生了棄風，但相比于基礎方案，“兩庫”電站在風電極端出力情形下參與調峰的容量更高，在一定程度上減少了系統的棄風。

2 水電調峰政策分析

2.1 調峰政策調研

目前，國內針對水電調峰的市場機制較少，華北已建立電力調峰輔助服務市場，并自2018年12月啟動試運行，重慶、江蘇、河南、廣西、貴州等地也相繼發布了電力調峰輔助服務規則，但均未將水電納入調峰補償。2020年1月，國家能源局西北監管局發布《西北區域省間調峰輔助服務市場運營規則》[11-12]，明確水電機組可以“群”模式納入西北省間調峰市場，向調峰資源不足省區提供調峰服務。根據黃河上中游大型水庫運行特點，設計了“水電豐枯雙向參與”的方式，在豐、枯期根據水電發電差異性，靈活轉換水電機組的市場角色。同時，結合水電梯級調節特性，機組以“群”模式參與市場，從而實現梯級水電柔性、高效、節能調整。水電有償調峰可參與日前市場和日內市場，水電有償調峰電量采用“日平衡，月收口”的模式在月內平衡，確保不影響水庫計劃。

2.2 “兩庫”電站調峰政策現狀

2017年12月底，國家能源局南方監管局正式印發《南方區域“兩個細則”(2017版)》，2018年7月開始正式實施。南方區域能源監管機構依法對區域內并網發電廠運行管理及考核情況實施監管，主要考核內容包括黑啟動、日發電計劃曲線執行偏差、一次調頻、自動發電控制(AGC)、母線電壓曲線合格率、調峰及旋轉備用、AVC等。2020年12月，國家能源局南方監管局印發《南方區域“兩個細則”(2020版)》，2021年4月開始正式實施[13-14]。現有“兩個細則”僅對燃煤、生物質、燃氣、燃油機組參與調峰進行補償，對水電參與調峰和相關補償未作說明。兩個細則規定：

(1)有償調峰分為深度調峰和啟停調峰。燃煤和生物質機組深度調峰指有功出力在其額定容量50%以下的調峰運行方式，核電機組深度調峰指有功功率在并網調度協議規定的最小技術出力以下的調峰運行方式。燃煤機組、生物質機組、燃氣機組、燃油機組啟停調峰指由于調峰需要而停運后(由于電廠原因停機除外)并在72 h再次啟動本機組或同一電廠內其他機組的調峰方式。

(2)燃煤機組、生物質機組深度調峰出力在額定容量40%～50%之間的，按照3×R4元/(MW·h)的標準補償；深度調峰出力在額定容量 40%以下的，按照 6×R4元/(MW·h)的標準補償。核電機組深度調峰出力在額定容量50%至并網調度協議約定的正常調節出力下限之間的，按照3×R4元/(MW·h)的標準補償；深度調峰出力在額定容量50%以下的，按照6×R4元/(MW·h)的標準補償。

2.3 存在問題分析

相比于火電機組，水電機組開停機迅速、靈活，且調峰深度(考慮棄水調峰)接近100%，具有優越的調峰性能。對于水電機組，長期以來認為其調峰不存在成本，全部無償調用，其實不然。水電機組調峰的固定成本主要是調峰過程中頻繁調整出力引起的機械損失，包括機組振動加大、轉軸磨損加重等。這部分費用一般在機組的折舊成本中已經計及，不需要單獨補償。但在水電機組調峰時，由于機組出力變化會引起耗水率變化，發電量減少，從而導致利潤損失，即水電機組調峰存在機會成本，且數目較大，不可忽視。

近年來，南方電網峰谷差逐年增大，同時在風電、光伏大規模并網的情況下，整個電網的穩定運行面臨嚴峻考驗，電網調度對機組深度調峰能力的需求日趨凸顯。在此背景下，水電機組無償調峰模式將極大影響水電參與調峰的積極性，無法充分激發水電調峰的潛力和調峰優勢，一定程度上不利于整個電網的穩定運行。

3 “兩庫”電站調峰政策建議

糯扎渡、小灣等龍頭水電站的投運，顯著改善了流域電站的調節性能，對緩解汛期水電調峰難問題發揮了積極作用。通過對小灣、糯扎渡水電站有、無調節能力2種情況下的系統運行進行模擬，并對系統的調峰平衡結果進行分析可知，小灣、糯扎渡水電站具有靈活的調節能力，可以根據系統負荷情況控制其運行出力，增加了系統的整體調峰空間，從而達到枯期多發電、汛期少棄水的效果，有利于促進全系統的清潔能源消納。從實際運行情況看，“兩庫”電站投產后大幅提高了電力外送能力和可靠性，并為受電省份承擔了大量的調峰義務，在枯水期西電東送日送電負荷峰谷比最高可達1∶0.2，極大緩解了廣東地區調峰壓力。然而，在現行政策下，“兩庫”電站調峰應用方面的價值并未得到充分體現。因此，建議積極探索建立水電調峰機制，對水電機組參與調峰進行補償，促進發揮龍頭水庫的調峰能力。

3.1 對水電站調峰進行經濟補償

擔負調峰和備用任務的水電站，有利支撐了電網安全穩定運行，但卻因發電量減少、得到的回報偏低，降低了其經濟效益和競爭力，造成此類電廠不愿承擔調峰任務，對電網運行不利?！皟蓭臁彪娬揪哂辛己玫恼{節特性，相對于火電和其他能源，調峰成本便宜，在調峰容量充裕時可考慮優先安排，建議研究建立水電調峰的經濟補償機制，考慮對水電站調峰運行給出合理的經濟補償。主要包括：①開展水電消納的邊際補償準則研究，建立水電參與調峰的補償規則和計算方法；②打破簡單地按電量計價的方式，研究水電參與受端電網調峰等輔助服務的峰谷差異化價格機制，理順峰谷電價和豐枯電價，以價格為驅動，體現水電調峰價值和優勢，引導送端電站或電網主動調整水電輸送計劃，盡可能響應受端精細化負荷調節要求；③水電在多個受端的網間電力分配問題是多個利益主體相互博弈和利益均衡的問題，在研究網省和網網協調問題過程中，需同時研究網間電力互濟的調峰閾值和補償規則，充分考慮饋入水電在不同電網不同時段的價值差異，均衡各電網調峰效益。

3.2 引入調峰權交易機制

調峰權是一種向下調峰容量購買選擇權，調峰權擁有者(購買方)有權在約定的時間內向調峰權的出售方按約定的數量和時段購買其向下調峰容量，并按約定的價格支付調峰容量的使用費用。在約定的時間內，調峰權購買方可自由選擇是否購買調峰權出售方的調峰容量，但調峰權出售方不退還調峰權的購買費用。調峰權以競標方式購售，價格由提供調峰服務的機組確定。

引入調峰權交易機制實現調峰容量的獨立購售，構建基于價值的競爭性交易，一方面可充分發揮發電出力調節范圍大的機組的優勢，增加額外收益；另一方面也可避免調節能力不足的機組頻繁啟停，降低運行成本，提高運行效率。

3.3 建立云南調峰市場

2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議明確指出，“十四五”是碳達峰的關鍵期、窗口期，要構建清潔、低碳、安全、高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。新型電力系統的提出意味著未來新能源將保持持續快速增長。云南具有相對豐富的風光資源，其風光資源均屬于全國II類地區，根據《南方電網“十四五”智能電網規劃研究報告》，云南風電資源潛在可開發容量約4 972萬kW，而具有較好開發價值的光伏發電容量約5 000萬kW，風、光資源將繼續得到發展，同時新能源大量接入也給電網調峰帶來了巨大壓力。鑒于“兩庫”電站優良的調峰性能和調峰效益，為更好應對新能源發展規劃，建議探索建立云南調峰市場，將具備調節性能的水電納入調峰市場。

4 結 語

糯扎渡、小灣等龍頭水電站的投運，顯著改善了流域電站的調節性能，對于緩解汛期水電調峰難的問題發揮了積極作用。研究表明，“兩庫”電站的調節能力有效支持了系統調峰需求，促進了風電、光伏以及水電等清潔能源的消納，其調峰能力年均可減少系統清潔能源棄電量56.1億kW·h(考慮火電機組調節能力受限情況下)。

為充分體現和發揮“兩庫”電站調峰服務價值，促進發揮龍頭水庫的調峰能力，提出了水電調峰機制相關建議，將水電納入《南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》有償調峰服務范圍；參照華北等區域建立電力調峰輔助服務市場；探索引入調峰權交易等機制。