喬志園

(南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司，廣東 廣州 510630)

抽水蓄能電站是電力系統(tǒng)中壽命周期長、技術(shù)最為成熟的大容量儲能裝置，對于保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行發(fā)揮重要的作用。隨著能源轉(zhuǎn)型以及社會經(jīng)濟(jì)發(fā)展對清潔能源的需求，近年來抽水蓄能發(fā)展較快，相繼有一大批抽水蓄能電站開工建設(shè)投產(chǎn)。

在抽水蓄能電站發(fā)展過程中，也出現(xiàn)了單位造價不斷攀升、功能定位不明確、電價機(jī)制不完善等問題，影響制約了抽水蓄能電站的健康有序發(fā)展。

1 南方區(qū)域抽水蓄能電站運(yùn)行情況

1.1 運(yùn)行時間

自2013年以來，蓄能電站年運(yùn)行時間整體呈現(xiàn)上升趨勢。廣蓄電站年運(yùn)行時間逐年增加，2016年和2017年，廣蓄電站單機(jī)日均運(yùn)行時間均超過8 h，惠蓄電站單機(jī)日均運(yùn)行時間基本維持在5.4 h左右。清蓄電站于2016年8月全部投產(chǎn)完畢，2017年單機(jī)平均日均時間達(dá)到9.3 h。2012～2017年蓄能電站單機(jī)平均運(yùn)行時間如圖1所示。

圖1 2012～2017年蓄能電站單機(jī)日均運(yùn)行小時數(shù)圖

1.2 啟動次數(shù)

2015～2017年，廣蓄電站單機(jī)年均啟動次數(shù)達(dá)到1 000～1 300次，惠蓄電站單機(jī)平均年啟動次數(shù)約600次。2012～2017年廣蓄電站和惠蓄電站單機(jī)平均年啟動次數(shù)如圖2所示。

圖2 2012～2017年蓄能電站單機(jī)日均啟動次數(shù)圖

1.3 發(fā)電量

近年來，蓄能電站發(fā)電量呈現(xiàn)逐年上升趨勢。2016～2017年，廣蓄電站發(fā)電量達(dá)到28億kW·h，發(fā)電利用小時數(shù)接近1 200 h；惠蓄電站發(fā)電量約18億kW·h，發(fā)電利用小時數(shù)接近800 h；清蓄電站2017年發(fā)電量達(dá)17億kW·h，年發(fā)電利用小時數(shù)約1 300 h。2012～2017年各蓄能電站發(fā)電量情況如表1所示。

表1 蓄能電站發(fā)電量統(tǒng)計表

蓄能電站利用小時數(shù)與電力供需形勢、抽水蓄能電站的電價機(jī)制以及調(diào)度機(jī)構(gòu)對蓄能電站的定位都有很大的關(guān)系。當(dāng)前蓄能電站的調(diào)度原則是：電力高峰負(fù)荷供應(yīng)緊張時期，蓄能電站按“頂峰發(fā)電、以發(fā)定抽”的定位運(yùn)行；高峰負(fù)荷電力盈余、低谷調(diào)峰困難時，蓄能電站按“低谷抽水、以抽定發(fā)”的定位運(yùn)行；系統(tǒng)在高峰負(fù)荷、低谷調(diào)峰均不存在問題，蓄能電站按“緊急事故備用”的定位以備用狀態(tài)運(yùn)行。

2 抽水蓄能電站效益體現(xiàn)

抽水蓄能電站具有顯著的靜態(tài)效益和動態(tài)效益。靜態(tài)效益方面，抽水蓄能電站利用其調(diào)峰填谷的性能降低系統(tǒng)峰谷差、優(yōu)化其他電源工作位置，改善提高系統(tǒng)整體運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。動態(tài)效益方面，抽水蓄能機(jī)組啟停靈活、反應(yīng)迅速，可在較短時間內(nèi)實(shí)現(xiàn)不同工況的轉(zhuǎn)換，滿足電力系統(tǒng)快速調(diào)節(jié)的要求，可有效提高電力系統(tǒng)供電質(zhì)量和安全穩(wěn)定水平。

2.1 抽水蓄能電站靜態(tài)效益

采用聯(lián)合電力系統(tǒng)運(yùn)行模擬軟件(WHPS 2000)，以廣東電網(wǎng)2017年實(shí)際運(yùn)行情況為基礎(chǔ)，對全年逐月典型日24 h負(fù)荷曲線進(jìn)行聯(lián)合電力系統(tǒng)運(yùn)行模擬，計算了有無抽水蓄能情況下的抽水蓄能靜態(tài)效益。因抽水蓄能電站的調(diào)峰填谷效應(yīng)獲得收益的電源類型較多，考慮到廣東電力系統(tǒng)的特點(diǎn)，以及目前新能源補(bǔ)貼狀況，只分析核電以及西南水電作為受益方。

電力電量平衡結(jié)果表明，2017年廣東電網(wǎng)裝機(jī)的578萬kW抽水蓄能利用同等容量的核電+西南水電替代后，可受益電源等效利用小時數(shù)提高763 h。

參考上網(wǎng)電價相關(guān)數(shù)據(jù)，核電上網(wǎng)電價為0.430元/kW·h，折算稅前(按照2017年稅率，下同)電價為0.371元/kW·h；西南水電上網(wǎng)電價暫取0.45元/kW·h，折算稅前電價為0.388元/kW·h。按照單位電度運(yùn)行費(fèi)指標(biāo)，增發(fā)電量部分核電平均發(fā)電成本暫取為0.106元/kW·h、西南水電考慮網(wǎng)損后暫取0.15元/kW·h。

根據(jù)模擬計算結(jié)果與相關(guān)電價指標(biāo)，考慮抽水蓄能電站后，廣東電力在靜態(tài)效益模擬分析下可增發(fā)電量達(dá)310億kW·h，增量效益約76.6億元(見表2)。

表2 抽水蓄能靜態(tài)效益計算表

2.2 抽水蓄能電站動態(tài)效益

在電力系統(tǒng)中，抽水蓄能電站發(fā)揮的動態(tài)效益更為顯著。抽水蓄能電站動態(tài)服務(wù)具有普遍性、交叉性、難以計量且不同區(qū)域功能定位有所不同的特點(diǎn)：①抽水蓄能的調(diào)頻、事故備用和黑啟動等功能服務(wù)于整個電力系統(tǒng)，受益對象具有普遍性，在當(dāng)前政策形勢下，無法準(zhǔn)確識別受益對象。②抽水蓄能提供的輔助服務(wù)具有交叉性，其可以同時提供調(diào)頻、消納新能源、備用等交叉服務(wù)。③抽水蓄能電站調(diào)峰填谷的直接經(jīng)濟(jì)效益相對明確，可以量化，但提供其他類型輔助服務(wù)的效益則難以精確量化，針對緊急事故備用、黑啟動等服務(wù)，以保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行與事故后及時恢復(fù)為首要目的，更難以進(jìn)行效益量化。④位于不同區(qū)域的抽水蓄能電站其功能側(cè)重點(diǎn)不完全相同，發(fā)揮的作用亦不完全相同。目前，南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠旋轉(zhuǎn)備用、調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用和黑啟動等動態(tài)功能均按《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》進(jìn)行考核，抽水蓄能機(jī)組尚未納入考核范圍。

3 抽水蓄能電站發(fā)展困境

3.1 抽水蓄能電站造價日益攀升，經(jīng)濟(jì)競爭性減弱

以南方區(qū)域抽水蓄能電站為例。清蓄電站單位造價4 000元/kW，深蓄單位造價5 000元/kW，梅蓄單位造價6 000元/kW，陽蓄單位造價6 500元/kW。廣東抽水蓄能電站雖然整體造價控制合理，但受設(shè)備、建安、征地、移民賠償?shù)瘸杀旧仙挠绊懀樗钅茈娬镜慕ㄔO(shè)成本呈明顯上漲態(tài)勢。單位建設(shè)成本持續(xù)攀升，相比燃?xì)鈾C(jī)組等調(diào)峰電源，抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)性下降明顯，競爭優(yōu)勢減弱。以天然氣調(diào)峰電站和抽水蓄能電站進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比較。由于天然氣調(diào)峰電站的年固定費(fèi)用低于抽水蓄能機(jī)組，而天然氣調(diào)峰電站的單位電量可變運(yùn)行費(fèi)用高于抽水蓄能，因此天然氣調(diào)峰電站與抽水蓄能的發(fā)電成本與年發(fā)電利用小數(shù)有關(guān)，表3給出了兩類電源在不同發(fā)電利用小時數(shù)下的年費(fèi)用，圖3為兩類電源的經(jīng)濟(jì)性比較。

表3 各類電源在不同發(fā)電利用小時數(shù)下的年費(fèi)用表 (氣價：3元/Nm3)

圖3 兩類電源的經(jīng)濟(jì)比較圖(氣價：3元/Nm3)

由圖3可見：燃?xì)鈾C(jī)組具有造價低、年固定費(fèi)較小的優(yōu)勢，年利用小時數(shù)較低時，經(jīng)濟(jì)上有優(yōu)勢。當(dāng)年利用小時數(shù)較高時，由于氣價高達(dá)3元/Nm3，天然氣調(diào)峰電站的年可變運(yùn)行費(fèi)用在整個年費(fèi)用中占比較大，天然氣調(diào)峰電站的年費(fèi)用增長較快。

抽水蓄能電站的年費(fèi)用和聯(lián)合循環(huán)燃?xì)鈾C(jī)組的年費(fèi)用拐點(diǎn)出現(xiàn)在年發(fā)電利用小時數(shù)500 h左右，在年發(fā)電利用小時數(shù)低于500 h時，聯(lián)合循環(huán)燃?xì)鈾C(jī)組比抽水蓄能電站調(diào)峰更經(jīng)濟(jì)。但如果抽水蓄能電站的單位造價持續(xù)上升，初始投資年費(fèi)用和固定年運(yùn)行費(fèi)相應(yīng)改變，影響電站的年固定運(yùn)行費(fèi)用，將會改變抽水蓄能與天然氣調(diào)峰電站的年費(fèi)用拐點(diǎn)。

抽水蓄能電站的單位造價與天然氣調(diào)峰電站經(jīng)濟(jì)性的拐點(diǎn)見圖4?？梢钥闯霾煌靸r水平，抽水蓄能電站與天然氣調(diào)峰電站的年費(fèi)用拐點(diǎn)差別較大，并且抽水蓄能電站單位造價在3 500～5 000元/kW范圍內(nèi)時，單位造價升高500元/kW，抽水蓄能電站與燃?xì)鈾C(jī)組的拐點(diǎn)升高200 h，而單位造價超過5 000元/kW時，抽水蓄能電站的造價對兩類電站的經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)影響度增加，若抽水蓄能電站單位造價為5 500元/kW，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)高達(dá)1 300 h。也就是說，在這種情況下，如發(fā)電利用小時數(shù)低于1 300 h，建設(shè)天然氣調(diào)峰電站將較為經(jīng)濟(jì)。

圖4 抽水蓄能電站與天然氣調(diào)峰電站經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)隨造價變化關(guān)系圖(氣價：3元/Nm3)

3.2 “抽水蓄能+核電”模式一定條件下可被天然氣調(diào)峰電站替代

當(dāng)電力系統(tǒng)中核電比重較大時，往往會建造抽水蓄能電站配套核電運(yùn)行，如海南建設(shè)昌江核電，需瓊中抽水蓄能配合其調(diào)峰運(yùn)行。但一定條件下，核電配套抽水蓄能的發(fā)展模式可被天然氣調(diào)峰電站替代。以實(shí)際運(yùn)營的“130萬kW昌江核電+60萬kW瓊中抽水蓄能”為基準(zhǔn)方案，以4臺9F天然氣調(diào)峰電站(4×47萬kW)為替代方案進(jìn)行測算。替代方案與基準(zhǔn)方案相比，具有近似的裝機(jī)容量、相同的發(fā)電量，可在系統(tǒng)中發(fā)揮相同的功能。

以三種電源實(shí)際造價：天然氣調(diào)峰電站2 845元/kW，核電18 100元/kW，抽水蓄能6 650元/kW進(jìn)行測算。當(dāng)核電年發(fā)電利用小時數(shù)為7 500 h，抽水蓄能年發(fā)電利用小時數(shù)為1 500 h，氣價為2元/Nm3(含稅)時，比較結(jié)果如表4。

表4 “核電+抽水蓄能”與天然氣調(diào)峰電站度電成本比較表

比較結(jié)果表明：當(dāng)氣價為2.00元/Nm3(含稅)時，4臺9F機(jī)組(4×46萬kW)與“130萬昌江核電機(jī)組+60萬kW瓊中抽水蓄能”經(jīng)濟(jì)性相當(dāng)。由此可判斷，7～8臺9F機(jī)組可替代海南“十四五”電源規(guī)劃方案中“230萬kW核電+120萬kW抽水蓄能”。再考慮到大規(guī)?！昂穗?抽水蓄能”方案下，電網(wǎng)需改造升級，網(wǎng)損增大，系統(tǒng)安全穩(wěn)定性降低等因素，如海南“十四五”電源規(guī)劃方案調(diào)整為“7～8臺9F機(jī)組”，將比原規(guī)劃方案“230萬kW核電+120萬kW抽水蓄能”在系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性、安全性和可靠性方面更優(yōu)。

基于此，海南三亞羊林蓄能暫緩建設(shè)，啟動了文昌天然氣調(diào)峰電站和瓊海天然氣調(diào)峰電站建設(shè)工作。

3.3 抽水蓄能電價疏導(dǎo)機(jī)制尚不完善

在輸配電價改革前，根據(jù)價格主管部門相關(guān)政策，抽水蓄能電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。抽水蓄能電站與電網(wǎng)企業(yè)按照政府物價主管部門審批的價格標(biāo)準(zhǔn)結(jié)算電費(fèi)。2016年12月，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法(試行)》，明確提出抽水蓄能電站不得納入輸配電有效資產(chǎn)。2019年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，進(jìn)一步明確抽水蓄能電站成本費(fèi)用不得納入輸配電定價成本，但對該費(fèi)用如何疏導(dǎo)并無具體規(guī)定。因此，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)尚未疏導(dǎo)的抽水蓄能電站面臨電費(fèi)不能正常結(jié)算的困局，影響抽水蓄能行業(yè)的健康發(fā)展。海南抽水蓄能電站經(jīng)物價局審核的年容量電費(fèi)為4億元，由于缺乏電費(fèi)疏導(dǎo)機(jī)制，截至2017年底，海蓄電站已累計虧損6億元。

4 對抽水蓄能未來發(fā)展的措施建議

4.1 嚴(yán)控抽水蓄能電站造價，使其具有經(jīng)濟(jì)競爭力

根據(jù)本文3.1節(jié)中的分析，抽水蓄能造價到6 000元/kW，與天然氣調(diào)峰電站經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)將高達(dá)1 500 h。如單從調(diào)峰的角度，在制定電源規(guī)劃時，抽水蓄能有可能喪失經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢，一定的發(fā)展空間會被天然氣調(diào)峰電站搶占。因此，后續(xù)抽水蓄能電站規(guī)劃選址、開發(fā)建設(shè)要嚴(yán)格控制造價水平，選擇優(yōu)良站址，控制好設(shè)備、征地、移民成本，才能確保抽水蓄能電站發(fā)展空間。

4.2 探索抽水蓄能合理的電價補(bǔ)償機(jī)制

目前除抽水蓄能電站外，核電、煤電、風(fēng)電、光伏等均已納入《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》。國家能源局也表示要進(jìn)一步擴(kuò)大電力輔助服務(wù)參與主體范圍，實(shí)現(xiàn)省級及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)調(diào)度的發(fā)電機(jī)組全部納入電力輔助服務(wù)參與范圍。同時，按需擴(kuò)大電力輔助服務(wù)提供主體，鼓勵儲能設(shè)備、需求側(cè)資源參與提供電力輔助服務(wù)，探索第三方參與提供電力輔助服務(wù)，進(jìn)一步探索研究建立用戶參與的分擔(dān)共享機(jī)制。同時國家能源局也要求加大輔助服務(wù)補(bǔ)償力度。當(dāng)前我國電力輔助費(fèi)用總費(fèi)用占總電費(fèi)比重較歐美等電力市場還有很大差距。所以，要進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償力度科學(xué)化，按照“補(bǔ)償成本、合理收益”的原則確定補(bǔ)償力度，彌補(bǔ)發(fā)電企業(yè)承擔(dān)電力輔助的成本。

在此背景下，2019年，廣東加大了輔助服務(wù)考核力度。從表5可以看出，核電機(jī)組考核費(fèi)用同比上升了7.4～12.7倍。

表5 2019年1-3月廣東核電機(jī)組輔助服務(wù)費(fèi)用凈支出表

2019年第一季度廣東核電機(jī)組輔助服務(wù)費(fèi)用支出構(gòu)成中，備用補(bǔ)償(含旋轉(zhuǎn)備用和冷備用)支出占比最高，約占總費(fèi)用支出的83.94%，構(gòu)成占比見圖5。

圖5 核電費(fèi)用支出占比圖

目前抽水蓄能電站投資運(yùn)營成本全部由電網(wǎng)公司承擔(dān)，并且不能納入輸配電成本進(jìn)行疏導(dǎo)，而抽水蓄能電站受益對象包括核電等各類電源和用戶，很明顯未體現(xiàn)“誰受益，誰承擔(dān)”的市場經(jīng)濟(jì)原則。在抽水蓄能電站成本不能納入輸配電成本疏導(dǎo)的前提下，下一步應(yīng)探索將抽水蓄能電站納入輔助服務(wù)實(shí)施細(xì)則，從受益的電源側(cè)獲取一定的補(bǔ)償。

4.3 建立完善的輔助服務(wù)市場

隨著電力體制改革不斷深化，電力市場建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)，電力輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制也亟需向電力輔助服務(wù)市場機(jī)制推進(jìn)。制定抽水蓄能電價市場化疏導(dǎo)機(jī)制，可以借鑒英、美兩國成熟電力市場的經(jīng)驗(yàn)[1-2]。

4.3.1 英國

由于抽水蓄能機(jī)組的技術(shù)特性和在電網(wǎng)中的特殊作用，在英國電力市場中，專門制定了抽水蓄能機(jī)組的競價模式和電價機(jī)制，明確抽水蓄能電站收入由兩部分組成：年度交易中的固定收入(固定部分)與競價交易中的電量銷售收入(變動部分)。

1)固定部分。固定部分基于對抽水蓄能電站兩部分作用的補(bǔ)償，一部分是對承擔(dān)電網(wǎng)輔助服務(wù)，即快速響應(yīng)、調(diào)頻調(diào)相、黑啟動以及備用等作用的補(bǔ)償，該補(bǔ)償按輔助服務(wù)機(jī)制計算得出，按年一次性支付；另一部分是對于蓄能機(jī)組參與調(diào)峰填谷后，保障基荷機(jī)組的平穩(wěn)運(yùn)行、提高基荷機(jī)組的經(jīng)濟(jì)效益，所作貢獻(xiàn)的補(bǔ)償。該補(bǔ)償在合同中明確固定電量和固定電價。

2)變動部分。抽水蓄能電站通過參與電力平衡市場交易獲得變動部分收入，主要依靠市場需求和競價交易獲得。英國抽水蓄能電站的收入中，固定部分占70%～80%(其中輔助服務(wù)固定費(fèi)約占70%)，變動部分只占20%～30%。

4.3.2 美國

美國抽水蓄能電站大部分由電網(wǎng)公司建設(shè)和經(jīng)營，電價機(jī)制主要存在以下3種：

1)電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營。抽水蓄能電站的運(yùn)行成本以及合理回報等一并計入電網(wǎng)公司銷售電價中，通過銷售電價回收成本。

2)參與電力市場競價。美國加州在電力市場外設(shè)立了以競價為基礎(chǔ)的輔助服務(wù)市場。抽水蓄能電站可在電力市場和輔助服務(wù)市場間進(jìn)行策略選擇，以獲得最大收益。

3)租賃制。采用電網(wǎng)租賃經(jīng)營模式。租賃費(fèi)用通過市場峰谷電價及不同供電質(zhì)量的費(fèi)用差異回收。

國外抽水蓄能電站的電價機(jī)制采取了不同的機(jī)制及疏導(dǎo)模式，促進(jìn)了抽水蓄能電站的健康發(fā)展。在我國電改進(jìn)一步深化情況下，需開展好市場機(jī)制、市場結(jié)構(gòu)和模式的設(shè)計和研究。抽水蓄能電站除了從電能量市場獲得收益，還應(yīng)能從調(diào)頻市場、旋轉(zhuǎn)備用市場、緊急事故備用市場和黑啟動服務(wù)市場獲得收益。此外，所設(shè)計的輔助服務(wù)市場應(yīng)能體現(xiàn)抽水蓄能響應(yīng)速度快、爬坡速率高的優(yōu)勢和價值，細(xì)分差異化的服務(wù)品種，才能確保抽水蓄能電站能從相應(yīng)的市場獲得合理收益，引導(dǎo)我國抽水蓄能電站的健康發(fā)展。