陳偉中

(神華國華清遠發(fā)電有限責任公司， 廣東清遠 513000)

《粵港澳大灣區(qū)發(fā)展規(guī)劃綱要》提出大力推進能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，優(yōu)化粵港澳大灣區(qū)能源結(jié)構(gòu)和布局。根據(jù)中長期電力工業(yè)規(guī)劃研究可以看出，預計到2025年，廣東省年最大負荷利用時間均在5 000 h以上，需要補充一定規(guī)模的電源以適應電力需求增長。

受制于資源條件及裝備技術水平，廣東省發(fā)展可再生能源成本仍偏高，并且配套建成大規(guī)模的儲能裝置以及智能、高效、靈活的智慧電網(wǎng)系統(tǒng)的投資成本較高導致用能成本提升。

從能源成本可承受角度，低成本的清潔煤電和抽水蓄能仍然是廣東省能源轉(zhuǎn)型進程中不可或缺的能源形式。在不突破煤炭消費總量的前提下，廣東省地區(qū)需要發(fā)展一批清潔煤電項目，以適度平抑能源結(jié)構(gòu)調(diào)整導致的用電成本漲幅，同時需要建設一批抽水蓄能電站緩解廣東省的調(diào)峰形勢，提高廣東省吸納核電、海上風電和云貴水電的能力。

煤電機組具有投資回報率高、運行靈活的特點，但是在參與電網(wǎng)調(diào)峰的過程，隨著機組負荷降低，運行經(jīng)濟性下降較快。為提高電力系統(tǒng)運行經(jīng)濟性，充分發(fā)揮各類型電源的優(yōu)勢，開展煤電機組與抽水蓄能電站一體化運營研究非常必要。

1 清潔煤電項目

1.1 戰(zhàn)略作用

隨著粵港澳大灣區(qū)清潔低碳、安全高效的能源供給體系逐步建設，預計未來粵港澳大灣區(qū)煤電機組將逐步退役?；浉郯拇鬄硡^(qū)內(nèi)土地資源緊張，大規(guī)模建設可再生能源電站的難度較大，未來粵港澳大灣區(qū)電力的主要補充來源是核電和天然氣發(fā)電(簡稱氣電)。受核電廠址資源條件、氣價等因素影響，未來粵港澳大灣區(qū)需要增大區(qū)外送入電力的規(guī)模。

廣東省一次能源相對匱乏，省內(nèi)能源供應大規(guī)模依靠省外調(diào)入和進口，發(fā)展一定規(guī)模的煤電，有助于平抑發(fā)展海上風電等高價電源帶來的電價壓力。煤炭的發(fā)展應朝著高效清潔利用的方向，通過大規(guī)模壓減非發(fā)電用煤，把煤炭消費集中到大容量、高參數(shù)、低排放的清潔煤電。因此，結(jié)合廣東省能源資源、安全性和經(jīng)濟性要求，在珠三角以外地區(qū)發(fā)展清潔煤電是重要的戰(zhàn)略選擇。

1.2 項目概況

正在建設中的某煤電項目位于廣東省英德市，緊鄰廣州、佛山等珠三角西北部負荷中心，是負荷中心電源供應補充的重要來源。

該項目2臺1 000 MW機組采用國內(nèi)620 ℃等級超超臨界二次再熱技術，項目區(qū)域競爭優(yōu)勢明顯，投產(chǎn)首年單位售電成本低于同期電廠，是粵港澳大灣區(qū)電源供應的重要補充，不僅可緩解廣東省，尤其是珠三角西北部地區(qū)未來電力供應不足問題，還有利于優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)和布局、提高電網(wǎng)供電可靠性、減少運行損耗、促進地區(qū)經(jīng)濟與環(huán)境協(xié)調(diào)發(fā)展。

1.3 經(jīng)濟性評價

該煤電項目經(jīng)濟性評價結(jié)果見表1。

表1 煤電經(jīng)濟性評價

根據(jù)《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》及《火力發(fā)電廠工程經(jīng)濟評價導則》，按照項目所屬區(qū)域較為合理的上網(wǎng)電價為416元/(MW·h)，供熱價格為56.94元/GJ，其他評價參數(shù)按照該煤電項目可行性研究文件，測算該煤電項目全投資內(nèi)部收益率(稅前)為12.38%，具有較高的投資回報率。

2 抽水蓄能電站項目

廣東省某抽水蓄能電站項目規(guī)劃同屬廣東省英德市， 與上述煤電項目距離約70 km。電站規(guī)劃裝機容量240萬 kW，分兩期建設。該抽水蓄能電站項目靜態(tài)總投資約90億元，一期擬建設4臺300 MW級水輪發(fā)電機組，以2回500 kV接入電力系統(tǒng)，主要承擔系統(tǒng)調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等任務。

2.1 抽水蓄能電站的作用和地位

隨著廣東省電網(wǎng)西部分區(qū)核電、海上風電、云貴水電規(guī)模增大，廣東省電網(wǎng)西部分區(qū)調(diào)峰形勢愈加嚴峻，該抽水蓄能電站項目建成后，將能夠一定程度上緩解廣東省電網(wǎng)西部分區(qū)的調(diào)峰形勢，提高廣東省電網(wǎng)西部分區(qū)吸納核電、海上風電和云貴水電的能力。

2.2 項目建設必要性分析

2.2.1 緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力

廣東省已形成包含煤電、氣電、核電、抽水蓄能、水電、風電和云貴水電在內(nèi)的多元化電源體系。預計到2020年末，廣東省核電裝機容量將達到16 136 MW、海上風電規(guī)模將達到2 000 MW、云貴水電規(guī)模將達到40 080 MW，這些電站在夏季高峰負荷時期調(diào)峰能力有待提高，尤其是風電還存在反調(diào)峰特性，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來很大的影響，加大了電網(wǎng)的調(diào)峰壓力，對廣東省電網(wǎng)的調(diào)峰運行提出了較高要求。

抽水蓄能電站具有反應迅速、運行靈活、啟停方便的特點，是廣東省電力系統(tǒng)中性能優(yōu)良的調(diào)峰電源，建設一定規(guī)模的抽水蓄能電站對于促進云貴水電、核電以及風電等清潔能源的發(fā)展具有重要意義。

2.2.2 有利于優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)

抽水蓄能電站的建設可替代同等規(guī)模的主力電源，與新增同等規(guī)模的煤電機組比較，可降低煤電平均調(diào)峰率，提高燃煤機組發(fā)電利用時間，節(jié)約系統(tǒng)煤耗，提高電力系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。廣東省北部地區(qū)小水電規(guī)模大，夏季汛期調(diào)峰性能差，廣東省電網(wǎng)西部分區(qū)還接收了大量西南水電，對系統(tǒng)調(diào)峰需求大，建設抽水蓄能電站，能夠優(yōu)化該區(qū)域的電源結(jié)構(gòu)，改善附近區(qū)域燃煤機組運行工況，降低煤耗，提高系統(tǒng)運行靈活性。

2.2.3 提高電網(wǎng)安全運行水平

抽水蓄能電站從靜止狀態(tài)到滿載發(fā)電只需2～4 min，從空載到滿載只需30～35 s，從抽水狀態(tài)緊急轉(zhuǎn)換到滿載狀態(tài)也只需3～4 min，可滿足系統(tǒng)的各種運行方式的要求，具有較好的負荷跟蹤能力，是性能優(yōu)良的調(diào)頻電源[1]。廣東省電力負荷峰谷差大，系統(tǒng)電壓調(diào)節(jié)難度大。大負荷運行方式(簡稱大方式)時，建設抽水蓄能電站可為系統(tǒng)提供有力的動態(tài)電壓支持；小負荷運行方式(簡稱小方式時)，由于系統(tǒng)負載輕、無功電源過剩，利用抽水蓄能電站進相運行，吸收系統(tǒng)過剩無功，降低電壓水平。此外，抽水蓄能電站還具備黑啟動功能，能夠在系統(tǒng)嚴重故障情況下，發(fā)揮恢復系統(tǒng)的功能[2]。伴隨廣東省電力系統(tǒng)規(guī)模的快速擴大，對事故備用容量的要求也相應增加，在廣東省繼續(xù)發(fā)展一定規(guī)模的抽水蓄能電站，可很大程度上增強系統(tǒng)的事故反應能力，適應云貴水電東送輸電網(wǎng)絡復雜的運行要求，保證系統(tǒng)安全，對提高電網(wǎng)安全運行水平具有重要作用。

2.3 經(jīng)濟性評價

按照原國家電力公司頒布的《抽水蓄能電站經(jīng)濟評價暫行辦法實施細則》、國家發(fā)展改革委和建設部聯(lián)合發(fā)布的《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》以及國家現(xiàn)行的財稅規(guī)定，結(jié)合該項目初步經(jīng)濟評價有關參數(shù)進行經(jīng)濟性評價，年供電量考慮1 800 GW·h，廠用電率初定2%。在滿足資本金財務內(nèi)部收益率8%的前提下，根據(jù)初步測算出項目的容量租賃價格為631元/(kW·a)。兩部制電價模式(由容量對應的基本電價和與用電量對應的電量電價結(jié)合決定的電價模式)下電量電價補償了項目變動運維成本(主要是抽水購電成本)，容量電價則保證了項目投入資本和固定運維費用的回收以及投資收益[3]。抽水蓄能電站項目的經(jīng)濟性評價結(jié)果見表2。

表2 抽水蓄能電站項目的經(jīng)濟性評價

3 一體化運營方案

一體化運營方案將煤電項目和抽水蓄能電站項目作為同一調(diào)度對象統(tǒng)一調(diào)度，需要改進發(fā)電側(cè)營銷模式，創(chuàng)新調(diào)度方式，改變目前按機組調(diào)度的管理模式，推動按廠、按節(jié)點調(diào)度的管理創(chuàng)新。

(1) 兩個項目均處在珠三角負荷中心的北側(cè)，從所處位置分析，均可接入庫灣變電站，當向珠三角負荷中心輸送電能時，可以實現(xiàn)煤電機組到抽水蓄能電站再到負荷中心的流向，在電網(wǎng)結(jié)構(gòu)上為一體化運營的電網(wǎng)調(diào)度提供了更大的可行性。

(2)兩個電站作為統(tǒng)一調(diào)度目標，當電網(wǎng)給出較低負荷要求時，通過一體化運營，可以通過提高抽水蓄能電站的儲能能力，適當提高煤電機組負荷，提高機組經(jīng)濟性。

3.1 優(yōu)勢分析

3.1.1 進一步提升能源利用效率

在一體化運營情況下，可以替代等容量的電源裝機，發(fā)揮其容量效益。在系統(tǒng)負荷低谷時刻，若煤電機組的負荷率從40%提升至50%，汽輪機熱耗、鍋爐效率和廠用電率的變化將導致機組供電煤耗減少14～22 g/(kW·h)，具有明顯的節(jié)能效益。

除了發(fā)揮容量效益和節(jié)能效益外，抽水蓄能電站項目還發(fā)揮了調(diào)頻、調(diào)相、黑啟動、事故備用等輔助服務功能[4]。

3.1.2 契合數(shù)字電網(wǎng)發(fā)展方向

一體化運營方式契合南方電網(wǎng)《數(shù)字化轉(zhuǎn)型和數(shù)字南網(wǎng)建設行動方案》，有利于實現(xiàn)大電網(wǎng)自主巡航、電力市場有序運轉(zhuǎn)、系統(tǒng)資源最優(yōu)利用的數(shù)字化電網(wǎng)建設目標。

3.2 經(jīng)濟性評價

一體化運營如按抽水電量24億kW·h(年發(fā)電利用時間1 580 h)，可提高煤電機組年利用時間1 200 h，即年利用時間5 700 h。一體化運營方案項目投資稅后內(nèi)部收益率能達到10.09%，項目具備較好的盈利能力。經(jīng)濟性評價具體結(jié)果見表3。

表3 一體化運營經(jīng)濟性評價

表3(續(xù))

兩個項目處于同區(qū)域，具有良好的互補優(yōu)勢，可以釋放煤電機組調(diào)峰壓力，減少煤電機組啟停和負荷調(diào)整次數(shù)，提高煤電機組利用時間，降低系統(tǒng)運行成本，改善電能生產(chǎn)的經(jīng)濟效益和環(huán)保效益。

3.3 未來盈利預期

3.3.1 容量電價和輔助服務補償

在《2019年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》中指出建議根據(jù)電力供需趨緊形勢，加快系統(tǒng)調(diào)峰能力建設,加強需求側(cè)管理,進一步完善市場機制調(diào)動煤電機組靈活性改造積極性，盡快研究出臺容量電價，建立容量市場和輔助服務市場。

保證能源的穩(wěn)定供應，提高供應彈性，非常重要的就是加強能源儲備。要多措并舉加強電力調(diào)峰機組建設，結(jié)合電力現(xiàn)貨市場建設，探索建立頂峰機組交易運行機制。

未來儲能設施參與電力輔助服務市場并獲得容量電價和輔助服務補償可以成為一體化運營新的利潤增長點。

3.3.2 峰谷電價補償

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》(發(fā)改價格規(guī)〔2017〕943號)，進一步建立完善峰谷電價政策，為儲能行業(yè)和產(chǎn)業(yè)的發(fā)展創(chuàng)造條件，探索建立儲能容量電費機制，推動儲能參與電力市場交易獲得合理補償。

從南方電力現(xiàn)貨市場2019年6月交易情況，發(fā)電側(cè)平均價格最低70元/(MW·h)，最高687元/(MW·h)，反映峰谷電價存在較大的價差空間。可見未來通過調(diào)峰、填谷，獲取峰谷電價差，將為一體化運營獲取更大的利潤空間。

4 結(jié)語

煤電機組與抽水蓄能電站一體化運營的管理模式符合創(chuàng)新型、一體化發(fā)展理念，契合廣東省電力市場發(fā)展趨勢。

實施一體化運營能更好發(fā)揮煤電項目的技術優(yōu)勢，發(fā)揮抽水蓄能電站調(diào)頻、調(diào)相、黑啟動、事故備用等輔助服務功能。

實施一體化運營具有“1+1>2”的經(jīng)濟性特點。未來容量電價、峰谷差電價、輔助服務收益等具有較好前景，助力實現(xiàn)收益最大化。