抽水蓄能电厂具备售电牌照的售电制运营模式

2018-06-22周建为

水力发电 2018年3期

张豪，周建为

(中国南方电网调峰调频发电有限公司广州蓄能水电厂，广东广州510950)

0 引言

当前对抽水蓄能电厂的研究仅限于技术经济优势层面：①从抽水蓄能电厂独立运行角度，得出发电成本高企时适用于租赁制，峰谷电价比提高且机组年利用小时数较高时，采用差异电价有利于抽水蓄能电厂和电网获得合理收益[1]；②抽水蓄能电厂与风电、光伏发电等间歇性电源，或与核电等高负荷调节代价电源联合运营下，证明了抽水蓄能电厂向电网辅助服务合理性和经济性[2]；③基于大电网背景，运用最优化计算，对抽水蓄能电厂等进行建模，通过对比投运前后的经济价值，验证了抽水蓄能电厂在电网调峰、调频、调相、事故备用、减少冲击负荷影响方面发挥的作用日趋重要[3- 4]。而对于经济运营模式的探讨少有报道，也尚无关于抽水蓄能电厂具备售电牌照运营模式的研究。

国内抽水蓄能电站的运营模式主要有单一电量电价(响洪甸电厂)、两部制电价(天荒坪电厂)、租赁制(广州蓄能水电厂)以及电网全资建设经营(清远抽水蓄能电厂)。据统计，国内抽水蓄能电厂装机容量占比不足2%，与发达国家5%以上的占比存在差距。此外，平均年利用小时数仅为1 419 h[5]。各种模式均暴露了问题，影响了抽水蓄能电厂经济性的发挥，造成了资源浪费，不利于电厂的健康发展。具体问题可概括为：①抽水蓄能电厂机组在实际调用中受调度员影响大，电价机制不够科学，成本回收困难，租赁制下25%的能量损耗消化于电网公司成本中，加大电网企业经营成本；②运营模式不利于调动抽水蓄能电厂参与市场竞争的活力，抽水蓄能电厂的效益待进一步挖掘[6]；③租赁费用一般与电站投资挂钩，不利于促进基建节约投资。可见，优化抽水蓄能电厂运营模式，提高抽水蓄能电厂竞争力，在抽水蓄能行业引入市场竞争机制，促进抽水蓄能电厂的健康发展显得十分重要。

我国70%的用电量来自工业大用户。大用户作为电力需求侧的重要组成部分[7]，如果能由转换效率76%的抽水蓄能电厂直接售电，代替转换效率低下、技术不成熟而依赖于高峰谷差电价和高补贴的分散储能[8-9]；以及改变过去100多年来依靠供给侧实时跟踪用户负荷变动局面，引进需求侧参与电力供需平衡，无疑具有较大现实意义。鉴于此，本文提出抽水蓄能电厂具备售电公司牌照的售电制运营模式，即从电网购入低谷电量再跟踪大用户负荷趋势，售电给大用户，促使所辖负荷在电网电量盈余时多用电，电网电量不足时不用电，甚至向电网反售电量的运营模式；从而解决上述问题，实现抽水蓄能电厂、电网、需求侧三方共赢，进而降低社会电价成本。

1 售电制的运营模式

售电制运营下，在夜间(23:00～次日07:00)电网呈现负荷低谷时，或者风电、光伏发电等间歇性能源电量大发时，抽水蓄能电厂作为大用户，与其他工业大用户一样，其用电由大电网的低价低谷电量直接供售，用于抽水储能。

在白天及电网平峰、高峰期间，抽水蓄能电厂作为发电厂，需求侧大用户用电时由抽水蓄能电厂发电并投入AGC，使得总出力曲线跟踪所辖负荷的日负荷曲线变化。抽水蓄能电厂还可根据调度要求向电网反售高峰电量补充电网电量的不足。

此外，抽水蓄能电厂还可按电网调度辅助服务的定价要求结算并提供机组应急启动、旋转备用等辅助服务；从而可最大限度地利用抽水蓄能机组服务电网和需求侧的电量平衡。

2 负荷的动态响应

售电盈利不仅与电价和售电量相关，也与供电可靠性密不可分。传统意义上，售电公司习惯把上层电网当作平衡节点，有功、无功不够就跟上层电网索要，过剩则倒送给上层电网。可见，售电公司对于客户电量供应的可靠性主要依赖于电网和调度；使得售电公司有提高电量供应可靠性的动力，却受限于运营模式而力不从心。

同时，由于负荷中心电源越来越少、电网规模的不断扩大，过去仅依赖于省调和地调调用有功无功平衡调控设备调控的模式，在极端运行方式下或在故障处理中，往往由于双方的无功调控目标不一致，容易出现诸如电压调控失配等情况[10]；或者因为地调调控力量有限，无法直接调用远方抽水蓄能机组出力快速反应支持空缺电量，导致负荷停电时间增加或停电范围扩大的情况发生[11]。

抽水蓄能电厂具备售电牌照后，本质上通过为大用户提供廉价日间电量，为电网提供快速可调电量，达到必要的动态响应。极端方式下，抽水蓄能电厂可先于电网调度令增发或抽水响应电量差值，最终使得抽水蓄能电厂运营所辖负荷亦能跟踪电网发电情况进行调节。

3 经济分析实例

以广东某抽水蓄能电厂为例，该抽水蓄能电厂共有8台300 MW蓄能机组，平均转换效率η为76%，可以提供2 400 MW×8 h的正负调节能力，考虑机组检修的情况，综合利用率β为88%，综合网损ζ为6%，机组启动及负荷爬坡性能满足跟踪负荷波动的快速响应需求，当前以租赁制运营。

在租赁制模式下电网除了要负担租赁费外，还要负担能量转化的电量损失。因此，综合网损由电网承担。售电制的年利润Qs由抽水蓄能电厂总发电容量M∑、综合利用率β、夜间抽水工况运行时长Tn、天数D、平均转换效率η、日间电价Pd、夜间电价Pn计算获得。即

Qs=M∑×β×Tn×D×[η×Pd-Pn]

(1)

某城市A的峰谷分时电价(见表1)，算例采取保守方式计算，Pd仅取高峰电价和平峰电价的平均值。获得售电制的年利润Qs和租赁制年利润Qz比较如表2所示。

两部制电价与售电制的电量结算模式相似，但由于两部制电价下，抽水蓄能电厂不能自主售电给大用户，使得抽水蓄能电厂机组不能最大限度的参与系统电量平衡。因此，售电制经济性明显优于两部制电价运营模式。

而如蓄冷空调等分散式储能由于平均转换效率η仅有65%，蓄冰率不足45%，且长期依赖于4倍以上的高峰谷差电价和补贴，使其经济性明显劣于适用于大功率储能的抽水蓄能电厂售电制。

表1 A市峰谷分时电价元/kW·h

表2 售电制和租赁制模式下抽水蓄能电厂盈利情况亿元/a

当然，这里还没有考虑在售电制模式下的其他盈利方式，如为电网提供紧急启动、黑启动、调相启动等方式。表2看出，尽管采用保守方式进行计算，售电制下，由于抽水蓄能电厂机组得到最大限度调用，使得抽水蓄能电厂获利增大。同时，由于抽水蓄能电厂的运营成本按“谁受益，谁分摊”的原则，由过去的电网承担转变为，由电网和需求侧大用户共同分担，也使得电网用于调用抽水蓄能电厂机组的支出减少。需求侧大用户由于无需支付高峰电价，仅平峰电价即能满足电网和抽水蓄能电厂的运营要求，也使得需求侧的电价下降，需求侧盈利。

博弈的最后结果如表3所示。电网和需求侧都希望能调用抽水蓄能电厂机组。如此，既充分利用了抽水蓄能电厂的调节资源，使得抽水蓄能电厂所辖负荷得到跟踪，又可促成抽水蓄能电厂盈利、电网节约成本、需求侧大用户电价下降的三方共赢局面。