基于抽水蓄能电站与煤电机组一体化的运营研究

陈伟中

(神华国华清远发电有限责任公司， 广东清远 513000)

《粤港澳大湾区发展规划纲要》提出大力推进能源供给侧结构性改革，优化粤港澳大湾区能源结构和布局。根据中长期电力工业规划研究可以看出，预计到2025年，广东省年最大负荷利用时间均在5 000 h以上，需要补充一定规模的电源以适应电力需求增长。

受制于资源条件及装备技术水平，广东省发展可再生能源成本仍偏高，并且配套建成大规模的储能装置以及智能、高效、灵活的智慧电网系统的投资成本较高导致用能成本提升。

从能源成本可承受角度，低成本的清洁煤电和抽水蓄能仍然是广东省能源转型进程中不可或缺的能源形式。在不突破煤炭消费总量的前提下，广东省地区需要发展一批清洁煤电项目，以适度平抑能源结构调整导致的用电成本涨幅，同时需要建设一批抽水蓄能电站缓解广东省的调峰形势，提高广东省吸纳核电、海上风电和云贵水电的能力。

煤电机组具有投资回报率高、运行灵活的特点，但是在参与电网调峰的过程，随着机组负荷降低，运行经济性下降较快。为提高电力系统运行经济性，充分发挥各类型电源的优势，开展煤电机组与抽水蓄能电站一体化运营研究非常必要。

1 清洁煤电项目

1.1 战略作用

随着粤港澳大湾区清洁低碳、安全高效的能源供给体系逐步建设，预计未来粤港澳大湾区煤电机组将逐步退役。粤港澳大湾区内土地资源紧张，大规模建设可再生能源电站的难度较大，未来粤港澳大湾区电力的主要补充来源是核电和天然气发电(简称气电)。受核电厂址资源条件、气价等因素影响，未来粤港澳大湾区需要增大区外送入电力的规模。

广东省一次能源相对匮乏，省内能源供应大规模依靠省外调入和进口，发展一定规模的煤电，有助于平抑发展海上风电等高价电源带来的电价压力。煤炭的发展应朝着高效清洁利用的方向，通过大规模压减非发电用煤，把煤炭消费集中到大容量、高参数、低排放的清洁煤电。因此，结合广东省能源资源、安全性和经济性要求，在珠三角以外地区发展清洁煤电是重要的战略选择。

1.2 项目概况

正在建设中的某煤电项目位于广东省英德市，紧邻广州、佛山等珠三角西北部负荷中心，是负荷中心电源供应补充的重要来源。

该项目2台1 000 MW机组采用国内620 ℃等级超超临界二次再热技术，项目区域竞争优势明显，投产首年单位售电成本低于同期电厂，是粤港澳大湾区电源供应的重要补充，不仅可缓解广东省，尤其是珠三角西北部地区未来电力供应不足问题，还有利于优化电源结构和布局、提高电网供电可靠性、减少运行损耗、促进地区经济与环境协调发展。

1.3 经济性评价

该煤电项目经济性评价结果见表1。

表1 煤电经济性评价

根据《建设项目经济评价方法与参数》及《火力发电厂工程经济评价导则》，按照项目所属区域较为合理的上网电价为416元/(MW·h)，供热价格为56.94元/GJ，其他评价参数按照该煤电项目可行性研究文件，测算该煤电项目全投资内部收益率(税前)为12.38%，具有较高的投资回报率。

2 抽水蓄能电站项目

广东省某抽水蓄能电站项目规划同属广东省英德市， 与上述煤电项目距离约70 km。电站规划装机容量240万 kW，分两期建设。该抽水蓄能电站项目静态总投资约90亿元，一期拟建设4台300 MW级水轮发电机组，以2回500 kV接入电力系统，主要承担系统调峰、填谷、调频、调相和黑启动等任务。

2.1 抽水蓄能电站的作用和地位

随着广东省电网西部分区核电、海上风电、云贵水电规模增大，广东省电网西部分区调峰形势愈加严峻，该抽水蓄能电站项目建成后，将能够一定程度上缓解广东省电网西部分区的调峰形势，提高广东省电网西部分区吸纳核电、海上风电和云贵水电的能力。

2.2 项目建设必要性分析

2.2.1 缓解系统调峰压力

广东省已形成包含煤电、气电、核电、抽水蓄能、水电、风电和云贵水电在内的多元化电源体系。预计到2020年末，广东省核电装机容量将达到16 136 MW、海上风电规模将达到2 000 MW、云贵水电规模将达到40 080 MW，这些电站在夏季高峰负荷时期调峰能力有待提高，尤其是风电还存在反调峰特性，对电力系统安全稳定运行带来很大的影响，加大了电网的调峰压力，对广东省电网的调峰运行提出了较高要求。

抽水蓄能电站具有反应迅速、运行灵活、启停方便的特点，是广东省电力系统中性能优良的调峰电源，建设一定规模的抽水蓄能电站对于促进云贵水电、核电以及风电等清洁能源的发展具有重要意义。

2.2.2 有利于优化电源结构

抽水蓄能电站的建设可替代同等规模的主力电源，与新增同等规模的煤电机组比较，可降低煤电平均调峰率，提高燃煤机组发电利用时间，节约系统煤耗，提高电力系统运行的经济性。广东省北部地区小水电规模大，夏季汛期调峰性能差，广东省电网西部分区还接收了大量西南水电，对系统调峰需求大，建设抽水蓄能电站，能够优化该区域的电源结构，改善附近区域燃煤机组运行工况，降低煤耗，提高系统运行灵活性。

2.2.3 提高电网安全运行水平

抽水蓄能电站从静止状态到满载发电只需2～4 min，从空载到满载只需30～35 s，从抽水状态紧急转换到满载状态也只需3～4 min，可满足系统的各种运行方式的要求，具有较好的负荷跟踪能力，是性能优良的调频电源[1]。广东省电力负荷峰谷差大，系统电压调节难度大。大负荷运行方式(简称大方式)时，建设抽水蓄能电站可为系统提供有力的动态电压支持；小负荷运行方式(简称小方式时)，由于系统负载轻、无功电源过剩，利用抽水蓄能电站进相运行，吸收系统过剩无功，降低电压水平。此外，抽水蓄能电站还具备黑启动功能，能够在系统严重故障情况下，发挥恢复系统的功能[2]。伴随广东省电力系统规模的快速扩大，对事故备用容量的要求也相应增加，在广东省继续发展一定规模的抽水蓄能电站，可很大程度上增强系统的事故反应能力，适应云贵水电东送输电网络复杂的运行要求，保证系统安全，对提高电网安全运行水平具有重要作用。

2.3 经济性评价

按照原国家电力公司颁布的《抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则》、国家发展改革委和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》以及国家现行的财税规定，结合该项目初步经济评价有关参数进行经济性评价，年供电量考虑1 800 GW·h，厂用电率初定2%。在满足资本金财务内部收益率8%的前提下，根据初步测算出项目的容量租赁价格为631元/(kW·a)。两部制电价模式(由容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合决定的电价模式)下电量电价补偿了项目变动运维成本(主要是抽水购电成本)，容量电价则保证了项目投入资本和固定运维费用的回收以及投资收益[3]。抽水蓄能电站项目的经济性评价结果见表2。

表2 抽水蓄能电站项目的经济性评价

3 一体化运营方案

一体化运营方案将煤电项目和抽水蓄能电站项目作为同一调度对象统一调度，需要改进发电侧营销模式，创新调度方式，改变目前按机组调度的管理模式，推动按厂、按节点调度的管理创新。

(1) 两个项目均处在珠三角负荷中心的北侧，从所处位置分析，均可接入库湾变电站，当向珠三角负荷中心输送电能时，可以实现煤电机组到抽水蓄能电站再到负荷中心的流向，在电网结构上为一体化运营的电网调度提供了更大的可行性。

(2)两个电站作为统一调度目标，当电网给出较低负荷要求时，通过一体化运营，可以通过提高抽水蓄能电站的储能能力，适当提高煤电机组负荷，提高机组经济性。

3.1 优势分析

3.1.1 进一步提升能源利用效率

在一体化运营情况下，可以替代等容量的电源装机，发挥其容量效益。在系统负荷低谷时刻，若煤电机组的负荷率从40%提升至50%，汽轮机热耗、锅炉效率和厂用电率的变化将导致机组供电煤耗减少14～22 g/(kW·h)，具有明显的节能效益。

除了发挥容量效益和节能效益外，抽水蓄能电站项目还发挥了调频、调相、黑启动、事故备用等辅助服务功能[4]。

3.1.2 契合数字电网发展方向

一体化运营方式契合南方电网《数字化转型和数字南网建设行动方案》，有利于实现大电网自主巡航、电力市场有序运转、系统资源最优利用的数字化电网建设目标。

3.2 经济性评价

一体化运营如按抽水电量24亿kW·h(年发电利用时间1 580 h)，可提高煤电机组年利用时间1 200 h，即年利用时间5 700 h。一体化运营方案项目投资税后内部收益率能达到10.09%，项目具备较好的盈利能力。经济性评价具体结果见表3。

表3 一体化运营经济性评价

表3(续)

两个项目处于同区域，具有良好的互补优势，可以释放煤电机组调峰压力，减少煤电机组启停和负荷调整次数，提高煤电机组利用时间，降低系统运行成本，改善电能生产的经济效益和环保效益。

3.3 未来盈利预期

3.3.1 容量电价和辅助服务补偿

在《2019年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中指出建议根据电力供需趋紧形势，加快系统调峰能力建设,加强需求侧管理,进一步完善市场机制调动煤电机组灵活性改造积极性，尽快研究出台容量电价，建立容量市场和辅助服务市场。

保证能源的稳定供应，提高供应弹性，非常重要的就是加强能源储备。要多措并举加强电力调峰机组建设，结合电力现货市场建设，探索建立顶峰机组交易运行机制。

未来储能设施参与电力辅助服务市场并获得容量电价和辅助服务补偿可以成为一体化运营新的利润增长点。

3.3.2 峰谷电价补偿

根据《国家发展改革委关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(发改价格规〔2017〕943号)，进一步建立完善峰谷电价政策，为储能行业和产业的发展创造条件，探索建立储能容量电费机制，推动储能参与电力市场交易获得合理补偿。

从南方电力现货市场2019年6月交易情况，发电侧平均价格最低70元/(MW·h)，最高687元/(MW·h)，反映峰谷电价存在较大的价差空间。可见未来通过调峰、填谷，获取峰谷电价差，将为一体化运营获取更大的利润空间。

4 结语

煤电机组与抽水蓄能电站一体化运营的管理模式符合创新型、一体化发展理念，契合广东省电力市场发展趋势。

实施一体化运营能更好发挥煤电项目的技术优势，发挥抽水蓄能电站调频、调相、黑启动、事故备用等辅助服务功能。

实施一体化运营具有“1+1>2”的经济性特点。未来容量电价、峰谷差电价、辅助服务收益等具有较好前景，助力实现收益最大化。