趙添辰，張 弓，張云飛，侯世豪，王婷婷

（1國網(wǎng)新源控股有限公司抽水蓄能技術經(jīng)濟研究院，北京 100053；2北京信息科技大學，北京 100192；3中國電建；集團北京勘測設計研究院有限公司，北京 100024）

隨著全球能源需求的不斷增長和環(huán)境問題的日益突出，新能源被廣泛認可為解決能源安全和環(huán)境污染問題的重要途徑。在以火電機組為主體的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，由于火電機組規(guī)模龐大、發(fā)電量高、出力平穩(wěn)等優(yōu)勢，為系統(tǒng)提供更高的供電可靠性，但存在碳排放量過高的劣勢。中國作為世界上新能源裝機規(guī)模最大的國家，長期以來積極推動新能源發(fā)展[1-3]。隨著我國風電光伏等新能源裝機規(guī)模持續(xù)快速增長，我國能源系統(tǒng)正在以化石能源為主向綠色低碳清潔能源發(fā)展轉變[4]。

伴隨新型電力系統(tǒng)新能源裝機、發(fā)電量逐步提升，新能源在貢獻主體電量的同時，不能直接提供與之匹配的可靠電力，新型電力系統(tǒng)電力供應安全成為主要矛盾[5-6]。在高比例新能源電力系統(tǒng)中，由于新能源出力的波動性與不確定性，以及負荷特性的不斷變化，出現(xiàn)源荷不匹配問題是導致系統(tǒng)存在電力缺口的主要原因[7]。從現(xiàn)階段電源裝機規(guī)模來看，緩解系統(tǒng)電力缺口的主體調節(jié)電源仍是煤電調峰電源，但隨著雙碳目標的提出，溫室氣體排放所造成的環(huán)境影響受到社會各界的廣泛關注。煤電作為當前我國電力供應和二氧化碳排放的雙主體，在電力行業(yè)低碳轉型過程中面臨保供和低碳的雙重約束。

為推動電力行業(yè)碳減排有序進行，一方面，針對煤電機組應采取靈活性改造、CCUS碳捕集改造等低碳化改造技術能夠不同程度減少燃煤發(fā)電產(chǎn)生的溫室氣體；另一方面應著力配置以抽水蓄能為主的儲能調節(jié)手段，將發(fā)電高峰期(即用電低谷期)的過剩電能通過儲能技術轉移至負荷高峰期供電，不僅可以緩解系統(tǒng)供電壓力，保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，同時也可以有效促進新能源消納。

目前針對抽水蓄能參與系統(tǒng)調節(jié)能力的技術經(jīng)濟性分析已開展了部分研究。文獻[8-9]采用計及不確定性的風光抽蓄聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)容量優(yōu)化配置方法，分析抽水蓄能聯(lián)合新能源優(yōu)化運行能夠有效提升系統(tǒng)供電水平；文獻[10]通過陜西電網(wǎng)調峰電源優(yōu)化配置研究，論證了抽水蓄能電站在陜西電網(wǎng)內的作用和效益；文獻[11]分析了抽水蓄能與分布式光伏聯(lián)合運行所帶來的綜合經(jīng)濟效益；文獻[12]針對高比例新能源接入下的消納問題，研究考慮新能源消納的抽水蓄能容量規(guī)劃方法；文獻[13]對抽水蓄能與高滲透率風電、光伏的協(xié)調調度策略進行研究。從現(xiàn)有抽水蓄能參與系統(tǒng)調節(jié)的研究來看，考慮將抽水蓄能與新能源聯(lián)合運行，促進新能源消納，提升系統(tǒng)供電水平。鮮有將抽水蓄能作為調節(jié)電源，參與系統(tǒng)保供，提升系統(tǒng)備用率的量化分析。

為科學分析新型電力系統(tǒng)構建過程中的可靠電力供應過程，掌握源網(wǎng)荷儲各類資源的運行規(guī)律，協(xié)調規(guī)劃并提出關鍵技術需求，降低決策可能導致的潛在風險，需要通過科學的方法對電力系統(tǒng)供需平衡進行預演和評估[14-16]。

本工作旨在分析在未來規(guī)劃場景中，伴隨新能源出力增長、負荷需求提升的背景下，抽水蓄能電站作為調峰保供電源對于保障系統(tǒng)供電安全，提升系統(tǒng)供電可靠性的作用，并以火電調峰機組為比較對象，對比分析考慮環(huán)境成本的火電調峰機組與抽水蓄能參與系統(tǒng)調峰的量化經(jīng)濟性。在此基礎上，分析比較抽水蓄能與新型儲能對于提升系統(tǒng)供電可靠性等方面的綜合經(jīng)濟性。

1 基于時序生產(chǎn)模擬的電力系統(tǒng)供電可靠性模型

1.1 電力電量平衡

電力電量平衡指電力電量供應與需求之間的平衡狀態(tài)，對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行具有重要影響[17-18]。供電不足可能導致電力短缺、電壓下降以及供電不穩(wěn)定等問題，甚至造成供電中斷。過剩的電力供應則可能導致能源浪費和經(jīng)濟成本的增加。因此，實現(xiàn)電力電量平衡可以確保電力系統(tǒng)的可靠供應，提高供電的可靠性和穩(wěn)定性。

為保障高比例新能源系統(tǒng)的電力供應，在未來電網(wǎng)規(guī)劃中，要進一步優(yōu)化電源結構與布局，在提高新能源發(fā)電占比的同時統(tǒng)籌建設調峰儲能電源，以滿足供電需求，保障電力供需平衡。

1.2 時序生產(chǎn)模擬模型

本工作考慮系統(tǒng)風電、光伏、火電以及抽水蓄能等電源出力特點，以典型省級電網(wǎng)作為算例基礎，滿足電力電量平衡約束，通過8760 h 時序生產(chǎn)模擬方法，計算系統(tǒng)的可靠性指標以及各電源的運行情況。

本工作應用的全年8760 h 時序生產(chǎn)模擬[19-20]，以小時為時間間隔、日為單位，開展典型省級電網(wǎng)電力系統(tǒng)全年逐日的電力電量平衡模擬。通過合理安排各類電源的出力時序曲線及其在負荷曲線上的工作位置，實現(xiàn)對日負荷曲線的堆積填充，完成系統(tǒng)的電量平衡與調峰平衡，如圖1所示。若各類電源的出力小于負荷需求，將出現(xiàn)電力、電量缺口現(xiàn)象。

圖1 時序生產(chǎn)模擬電力電量平衡示意圖Fig.1 Power and electricity balance under time series production simulation

通過時序生產(chǎn)模擬可以得到8760 h 電力電量平衡結果，根據(jù)計算結果對產(chǎn)生的電力電量缺口情況進行指標劃分，便于對抽水蓄能在電力系統(tǒng)中緩解電力電量缺口能力進行分析。

1.3 約束條件

電力電量平衡的本質是系統(tǒng)裝機容量規(guī)劃的充裕性問題[21-25]。我國長期以來一直采用確定性準則(即保證一定的系統(tǒng)裝機備用率)來衡量系統(tǒng)裝機是否可以滿足電力平衡的要求，從而避免使系統(tǒng)在實際運行時出現(xiàn)真正損失負荷的情況。因此在本工作所采用的時序生產(chǎn)模擬中，以系統(tǒng)日前平衡可計容量是否可滿足一定的系統(tǒng)備用率，作為電力供應是否充足的判據(jù)，如式(1)所示。

式中，CHi、CTj、CWl、CPm、CNk、CSn分別表示水電、火電、風電、太陽能、核電和抽蓄機組日前平衡可計容量，NH、NT、NW、NP、NN、NS分別表示水電、火電、風電、太陽能、核電和抽蓄機組數(shù)量，Pmax表示系統(tǒng)負荷高峰值，r表示系統(tǒng)備用率。

1.4 系統(tǒng)備用率計算

系統(tǒng)備用率用于衡量系統(tǒng)的可靠性和充裕度。備用率反映電力系統(tǒng)在正常運行條件下，能夠應對不可預見的負荷波動、發(fā)電機組故障或其他突發(fā)事件的能力。該指標通常以百分比形式表示，代表系統(tǒng)可用的備用容量與總負荷需求之間的差異。系統(tǒng)備用率的計算基于系統(tǒng)的總發(fā)電容量和負荷需求，如式(2)所示。

式中，r表示電力系統(tǒng)的總備用率，Ny表示電力系統(tǒng)總裝機容量，Pm表示電力系統(tǒng)最大負荷。通常系統(tǒng)備用率可以直接衡量系統(tǒng)供電可靠性與安全性。當系統(tǒng)備用率較高時，反映出系統(tǒng)具有較高的冗余能力，可以更好地應對各種不確定性因素。反之，如果備用容量較低，則系統(tǒng)備用率較低，表明系統(tǒng)此時處于緊平衡狀態(tài)，面臨突發(fā)事件所導致的電力短缺問題往往難以解決，從而引發(fā)大規(guī)模停電限電的嚴重后果。通常來說，我國各省級電網(wǎng)中備用率一般取10%～20%，備用率低于10%時，電力系統(tǒng)處于緊平衡狀態(tài)，系統(tǒng)供電可靠性和充裕性無法滿足要求。

1.5 系統(tǒng)碳排放量計算方法

本工作計算的系統(tǒng)整體碳排放量，主要來自于系統(tǒng)中的火電機組(包括煤電、氣電等)?？紤]不同火電機組在不同發(fā)電狀態(tài)下煤耗率變化，參考《2021、2022年度全國碳排放交易配額總量設定與分配實施方案》[26]，系統(tǒng)整體碳排放量計算方法如式(3)所示：

式中，Ae為系統(tǒng)整體碳排放量；Qe為機組供電量，MWh；Be為機組所屬類別供電基準值，噸CO2/MWh；F1為機組冷卻方式修正系數(shù)；Fr為機組供熱量修正系數(shù)，燃煤機組供熱量修正系數(shù)為(1-0.22×供熱比)，燃氣機組供熱量修正系數(shù)為(1-0.6×供熱比)；Ff為機組負荷(出力)修正系數(shù)。

2 算例分析

本部分基于某華東典型省級電網(wǎng)開展算例研究分析，通過對該電網(wǎng)的規(guī)劃數(shù)據(jù)情況進行電力電量平衡計算，分析該典型省級電網(wǎng)系統(tǒng)整體運行情況以及系統(tǒng)全年備用率變化趨勢；分別配置抽水蓄能和火電調峰機組作為系統(tǒng)靈活性調節(jié)電源，分析在典型省級電網(wǎng)中抽水蓄能和火電機組對于提升系統(tǒng)供電可靠性和充裕性的作用和量化經(jīng)濟性，在此基礎上，按照相同的分析方法，比較抽水蓄能與新型儲能對于提升系統(tǒng)供電可靠性的綜合經(jīng)濟性。

2.1 典型場景設置

本小節(jié)主要基于華東某典型省級電網(wǎng)作算例分析：根據(jù)該省能源發(fā)展“十四五”、“十五五”規(guī)劃情況，確定該省級電網(wǎng)2025年、2030年各類電源構成。該省2025年及2030年發(fā)電電源類型較目前相比沒有明顯變化，但隨著風光等新能源裝機規(guī)模的增加、“雙碳”目標政策背景下火電機組靈活性改造、受端電網(wǎng)高比例外來電等多種因素的影響，綜合分析確定該典型受端電網(wǎng)的各類電源裝機規(guī)模，同時考慮不同電源的歷史出力曲線進行優(yōu)化，確定不同電源的未來出力曲線。負荷規(guī)劃結合該省級電網(wǎng)“十四五”“十五五”電網(wǎng)規(guī)劃情況確定，主要考慮區(qū)內最大負荷、年度電量、受入電量等維度。根據(jù)規(guī)劃數(shù)據(jù)情況統(tǒng)計該省級電網(wǎng)2025 年與2030年的電源裝機情況構建典型場景，負荷規(guī)劃、電源規(guī)劃情況見表1和表2。

表1 2025年與2030年某典型省級電網(wǎng)負荷規(guī)劃規(guī)模Table 1 Load planning scale of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

表2 2025年與2030年某典型省級電網(wǎng)電源規(guī)劃裝機規(guī)模Table 2 Planned installed capacity of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

場景中設置的某典型省級電網(wǎng)為典型受端電網(wǎng)，其區(qū)內負荷較高，2025 年風光新能源占比約為30%，火電占比約為42%，隨著新能源快速發(fā)展，2030 年風光新能源占電源側總裝機容量的36%，火電占比約為37.5%。

2.2 仿真計算模擬結果

2.2.1 典型場景下全年系統(tǒng)備用率趨勢分析

本小節(jié)通過時序生產(chǎn)模擬計算，根據(jù)某典型省級電網(wǎng)2025年與2030年電源、負荷規(guī)劃數(shù)據(jù)進行算例分析，模擬該省級電網(wǎng)未配置抽水蓄能電站情況下系統(tǒng)全年運行情況，統(tǒng)計系統(tǒng)各電源發(fā)電量，系統(tǒng)整體碳排放量、風光綜合棄電率及系統(tǒng)備用率情況，如表3所示。

表3 2025與2030年某典型省級電網(wǎng)全年系統(tǒng)運行情況Table 3 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

從表3可知，2025年系統(tǒng)全年備用率最低值為-0.4%，全年存在5 小時電力短缺的情況，可見在時序生產(chǎn)模擬下系統(tǒng)中不僅無法滿足系統(tǒng)備用率要求，還出現(xiàn)了極短時間的電力短缺情況；2030 年系統(tǒng)全年備用率最低值為1.9%，全年不存在電力不足現(xiàn)象。2025年及2030年全年備用率最低值選取均為考慮上文中典型場景設置下，根據(jù)時序生產(chǎn)模擬計算形成的全年備用率統(tǒng)計結果中的最低點，即代表了系統(tǒng)全年備用率最低點，可以有效反映系統(tǒng)整體的充裕性和安全性。2025 年出現(xiàn)了極少數(shù)電力短缺的現(xiàn)象，出現(xiàn)這一現(xiàn)象的原因主要是由于新能源出力具有波動性和隨機性，在用電高峰時由于出力的不穩(wěn)定性而出現(xiàn)了短暫的電力缺口。通過對系統(tǒng)全年備用率變化情況進行統(tǒng)計，得到圖2所示系統(tǒng)備用率曲線圖。

圖2 2025與2030年系統(tǒng)全年備用率變化情況Fig.2 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

由圖2 可知，2025 年與2030 年系統(tǒng)全年備用率基本上在0～0.4之間浮動，按照電力系統(tǒng)總備用率應保證10%～20%來考慮，系統(tǒng)整體處于緊平衡狀態(tài)，難以應對突發(fā)事件所導致的電力短缺問題。為提升系統(tǒng)供電可靠性與充裕性，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，需要配置一定容量的靈活性調節(jié)電源，改善系統(tǒng)供電可靠性。該典型省級電網(wǎng)現(xiàn)階段實際系統(tǒng)備用率考慮12%以上，在未來新能源占比更高的電力系統(tǒng)中，系統(tǒng)備用率應滿足更高要求。為便于科學理論研究，本工作按照全國電力系統(tǒng)備用率最低10%為要求。系統(tǒng)備用率不足10%時，認為系統(tǒng)備用率存在不足的現(xiàn)象。

為進一步分析系統(tǒng)備用率曲線特性和抽水蓄能保供能力的關系，參考西北某省級電網(wǎng)2030年全年備用率曲線進行對比，備用率趨勢對比如圖3所示。

圖3 2030年兩地系統(tǒng)全年備用率變化情況Fig.3 Annual reserve rate changes of the two systems in 2030

從圖3 兩地電力系統(tǒng)備用率曲線特征來分析，相比于西北某省級電網(wǎng)規(guī)劃數(shù)據(jù)下模擬全年系統(tǒng)備用率情況，該算例場景下系統(tǒng)備用率不足情況整體較少，持續(xù)性備用率低于10%即系統(tǒng)備用率不足的情況也明顯少于西北某省級電網(wǎng)。從曲線特點分析，短期備用率不足可以通過調節(jié)周期較短的靈活性調節(jié)電源加以改善，達到系統(tǒng)可靠性和充裕性要求；而長期持續(xù)性系統(tǒng)備用率不足問題則不適合采用調節(jié)周期短的調節(jié)電源來改善?，F(xiàn)階段抽水蓄能電站以日調節(jié)電站為主，對于日內電力系統(tǒng)峰谷差調節(jié)能力較強，但對于具有持續(xù)性調節(jié)需求的電力系統(tǒng)，受限于抽水蓄能上下水庫庫容影響，調節(jié)能力相對較差。因此對比圖3中兩種省級電網(wǎng)下備用率全年變化趨勢，抽水蓄能并不適合改善圖中西北某省級電網(wǎng)長期持續(xù)性系統(tǒng)備用不足的情況，更適合作用于本算例設置場景中存在的短期非持續(xù)性系統(tǒng)備用率不足情況。

為分析抽水蓄能對于提升系統(tǒng)供電能力的量化作用，以下將考慮靈活性調節(jié)電源以抽水蓄能和火電為研究對象，探究兩種靈活性調節(jié)電源提升系統(tǒng)供電水平的能力與經(jīng)濟性分析。抽水蓄能與火電調峰機組均可以參與系統(tǒng)電力電量平衡，火電調峰機組直接通過增發(fā)電量，能夠緩解系統(tǒng)保供壓力，提升系統(tǒng)供電可靠性和安全性；抽水蓄能通過對用電低谷期電量的吸收存儲，轉移至用電高峰時期發(fā)電，也能夠有效緩解系統(tǒng)供電壓力，提升系統(tǒng)供電可靠性。

2.2.2 抽水蓄能與火電調峰機組提升系統(tǒng)供電可靠性能力分析

為探究兩種不同靈活性調節(jié)電源：抽水蓄能和火電各自在典型省級電網(wǎng)中的保供能力，以該省級電網(wǎng)2030 年規(guī)劃數(shù)據(jù)為基礎場景，分別逐步增加抽水蓄能和火電機組的裝機容量，以系統(tǒng)全年備用率最低值為衡量指標，分析兩種調節(jié)電源對于提升系統(tǒng)供電可靠性和充裕性的作用。

場景構建方面，考慮到目前典型抽水蓄能電站的裝機容量規(guī)模一般為120萬千瓦，以120萬千瓦為單位逐步增加抽水蓄能電站裝機容量，直至系統(tǒng)備用率均保持在10%以上?；痣娬{峰機組也按照120萬千瓦為單位逐漸增加(本工作選取燃煤發(fā)電機組作為火電調峰機組，受阻率設置為5%，最大出力1.0 pu，最小出力為0.3 pu)，直至系統(tǒng)備用率達到10%以上。根據(jù)上述場景構建情況，進行8760 h時序仿真模擬，計算結果如表4～5所示。

表4 2030年新增抽水蓄能容量后全年系統(tǒng)運行情況Table 4 Annual system operation after adding pumped storage capacity in 2030

由表4、表5 可知，抽水蓄能與火電機組對于系統(tǒng)備用率改善能力基本相同，隨著抽水蓄能和火電機組的增加，系統(tǒng)備用率顯著提升。當新增1200 萬千瓦抽水蓄能/火電機組時，系統(tǒng)全年備用率均高于10%，滿足電力系統(tǒng)備用率要求，系統(tǒng)整體供電可靠性和充裕性得到顯著改善。同時，在配置抽水蓄能改善系統(tǒng)供電可靠性過程中，隨著抽水蓄能機組的不斷增加，系統(tǒng)中新能源發(fā)電量也持續(xù)提高，風光綜合棄電率持續(xù)下降，由于抽水蓄能在低谷期抽水后于用電高峰時期替代煤電機組發(fā)電，使得系統(tǒng)整體火電發(fā)電量減少，碳排放量持續(xù)降低；而新增火電機組系統(tǒng)風光綜合棄電率沒有太大變化，系統(tǒng)整體碳排放量由于火電裝機容量的提升而持續(xù)增加，兩種靈活性調節(jié)電源對于新能源綜合棄電率及系統(tǒng)整體碳排放變化情況如圖4所示。

表5 2030年新增火電調峰機組容量后全年系統(tǒng)運行情況Table 5 Annual system operation after adding new thermal power peak shaving unit capacity in 2030

圖4 系統(tǒng)碳排放量與風光棄電率變化情況Fig.4 Changes in system carbon emissions and wind and solar abandonment rate

從圖4中可以看出，新增抽水蓄能后系統(tǒng)碳排放量和風光綜合棄電率均呈現(xiàn)下降趨勢，而新增火電機組后系統(tǒng)碳排放量呈逐漸上升趨勢，風光綜合棄電率并沒有明顯改善，始終維持在16.5%左右。為積極響應“雙碳”目標政策導向，考慮系統(tǒng)碳排放量變化所額外產(chǎn)生的環(huán)境成本，下節(jié)將以綜合年度成本為經(jīng)濟性評價指標，分析上述兩種調節(jié)電源在參與系統(tǒng)調節(jié)過程中的綜合經(jīng)濟性。

2.2.3 抽水蓄能與火電調峰機組提升系統(tǒng)供電可靠性的量化綜合經(jīng)濟性分析

為分析兩種靈活性調節(jié)電源參與系統(tǒng)調節(jié)的綜合經(jīng)濟性，考慮新增兩種靈活性調節(jié)電源下所需的年度投資建設成本、運維成本、可變成本及環(huán)境成本構成系統(tǒng)年度綜合成本作為經(jīng)濟性評價指標，分析兩種調節(jié)電源的綜合經(jīng)濟性。

年度綜合成本計算方法如式(4)所示：

式中，CA表示該方案下年度綜合成本，CB表示該方案下年度投資建設成本，CO表示該方案下年度運維成本，CF表示該方案下的年度可變成本，CE表示該方案下年度環(huán)境成本。其中，年度環(huán)境成本考慮系統(tǒng)在不同方案下新增額外碳排放量所需承擔的環(huán)境成本，詳見本小節(jié)年度環(huán)境成本計算方法。

（1）年度投資建設成本CB

為分析各方案的投資經(jīng)濟性，考慮基于全壽命周期等年值成本的經(jīng)濟性評估方法[27]。

將所有成本折算成年金現(xiàn)值(present value of annuity, PVA)。年金現(xiàn)值系數(shù)PVA 表達式如式(5)所示：

式中，k為折現(xiàn)率或內部收益率，n為電站運營周期。本工作抽水蓄能機組參照《國家發(fā)展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》(533 號文)中新一輪容量電價核算辦法，k取6%，n取30年；火電機組k取平均8%，n取30年。

考慮投資建設等年值成本作為該年投資建設成本CB，計算方法如下：

式中，CI為機組單位千瓦投資成本；P為新增機組裝機容量。抽水蓄能與火電機組單位千瓦投資成本和機組壽命如表6所示。其中抽水蓄能電站全壽命周期一般按照40 年運營周期考慮，但考慮到抽水蓄能施工建設周期通常為5～7年，因此本工作設置抽水蓄能電站投產(chǎn)運營年限為30年。

表6 抽水蓄能機組與火電機組單位投資成本與電站生命周期Table 6 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

（2）年度運維成本CO

年度運維成本主要考慮新增機組每年所需的材料費、修理費、委托運行維護費、員工工資及福利費及其他費用。為便于簡化計算兩種靈活性電源的運維成本，本工作抽水蓄能運維費用參考《國家發(fā)展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》[28](533 號文)中容量電價核定標準，取抽水蓄能運維費率為0.115，折算至每千瓦運維費用為：96元/千瓦?；痣娺\維費用取133元/千瓦[29]。

（3）年度可變成本CF

電力系統(tǒng)中發(fā)電電源的可變成本通常包括系統(tǒng)發(fā)供電所消耗的燃料成本、水費、材料費等；包括抽水蓄能在內的儲能調節(jié)電源的可變成本通常被定義為充電或抽水所需花費的購電成本。年度可變成本考慮在靈活性調節(jié)電源加入系統(tǒng)后，該靈活性電源所需要花費的額外燃料成本或購電成本。計算方法如下：

①新增火電機組：

②新增抽水蓄能機組：

式中，ΔQF、ΔQP分別為火電機組新增發(fā)電電量和抽水蓄能新增全年抽水電量；AF為火電機組的度電燃料成本，前文場景設置中已注明選取燃煤發(fā)電機組作為火電調峰機組參與系統(tǒng)調節(jié)，因此發(fā)電燃料成本參考全國度電煤價均價0.3～0.5 元/千瓦時，取度電燃料成本為0.4 元/千瓦時；MP為抽水蓄能度電購電成本，按照《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》[30]中電量電價核算辦法中，抽水購電成本參考該典型省級電網(wǎng)燃煤標桿電價的0.75倍，算例中該典型省級電網(wǎng)燃煤標桿電價為0.413元/千瓦時，即抽水蓄能單位購電成本為0.31元/千瓦時；QFi為初始場景下該方案下的燃煤發(fā)電電量，QF0為初始場景下的燃煤發(fā)電電量；QPi為該方案下的抽水蓄能抽水電量，QP0為初始場景下的抽水蓄能抽水電量。

（4）年度環(huán)境成本CE

為推進“雙碳”目標落實，積極響應國家政策導向，本工作考慮新增靈活性調節(jié)機組所產(chǎn)生的額外碳排放量需要支付相應的環(huán)境成本。原則上新增靈活性調節(jié)電源不應該增加系統(tǒng)碳排放壓力，新增火電機組直接導致系統(tǒng)整體碳排放增加，按照當前技術現(xiàn)狀應考慮采用CCUS碳捕集技術對系統(tǒng)產(chǎn)生的額外碳排放進行捕集和封存。鑒于現(xiàn)階段碳捕集改造技術可以將火電機組中90%作用的碳排放量進行捕獲，其余10%碳排放量參考我國碳排放配額交易價格(簡稱碳價)均價進行環(huán)境成本折算。新增抽水蓄能所產(chǎn)生的碳減排效益等效為系統(tǒng)碳減排所能夠減少的環(huán)境成本，屬于間接減排，對系統(tǒng)碳排放進行整體優(yōu)化，因此抽蓄為系統(tǒng)減少的環(huán)境成本參考全國碳市場均價進行折算。

計算方法如下：

①新增火電機組：

式中，ΔW為碳排放變化量，Wn為該方案下碳排放量，W0為基礎場景下碳排放量，隨著火電機組新增系統(tǒng)碳排放量增加，ΔW為正值；AC為每噸CO2所需耗費的碳捕集成本費用，參考全球CCS研究所發(fā)布的《全球碳捕集與封存成本分析報告》[31]，中國范圍內選取二氧化碳捕集成本最低的超臨界機組，CO2碳捕集成本約為60 美元/噸，折算成人民幣約為400元/噸，考慮技術進步并結合現(xiàn)階段碳捕集技術發(fā)展情況，選取CO2碳捕集成本為350 元/噸；CC為碳排放配額交易價格(簡稱碳價)，參考2023 年10 月9 日全國碳市場平均碳價76.99元/噸。

②新增抽水蓄能機組：

式中，隨著抽水蓄能機組新增系統(tǒng)碳排放量減少，場景中的ΔW為負值，等效抽水蓄能參與系統(tǒng)調節(jié)下系統(tǒng)整體碳排放減少；此時系統(tǒng)中計算的環(huán)境成本為新增抽水蓄能機組后系統(tǒng)由于碳減排而減少的環(huán)境成本，由于ΔW為負值，所以CE同為負值。

將場景中測算的各方案下的綜合年度成本進行分析測算，結果如表7、表8所示。

表7 2030年新增抽水蓄能各方案綜合年度成本Table 7 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added pumped storage energy in 2030

表8 2030年新增火電機組各方案綜合年度成本Table 8 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added thermal power units in 2030

將兩種靈活性電源的多種配置方案中的綜合年度成本與風光棄電率進行綜合對比，如圖5 和圖6所示。

圖5 配置相同容量抽水蓄能與火電各方案綜合經(jīng)濟性對比Fig.5 Comprehensive economic comparison between pumped storage and thermal power schemes

圖6 配置相同容量抽水蓄能與火電各方案綜合經(jīng)濟性及風光棄電率對比Fig.6 Comparison of comprehensive economy and wind and solar abandonment rates between pumped storage and thermal power schemes

由圖5、圖6及表7、表8對比可知，從電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、新能源消納、綜合經(jīng)濟性三個方面綜合分析抽水蓄能與火電調峰機組的量化作用。

從電力安全方面，配置1200 萬千瓦容量的抽水蓄能與火電調峰機組均能夠使系統(tǒng)備用率提升到10%以上，系統(tǒng)備用率不足問題均得到有效改善，系統(tǒng)供電可靠性和安全性得到顯著加強。

從新能源消納方面，隨著抽水蓄能機組逐漸增加，系統(tǒng)整體新能源棄電率顯著下降，配置1200萬千瓦抽水蓄能時，風光棄電率由基礎場景中的16.2%下降至2.5%，即新能源利用率由83.8%提升到97.5%；新增火電機組系統(tǒng)整體新能源棄電率基本保持不變，始終維持在16.5%左右，即新能源利用率穩(wěn)定在83.5%，因此從新能源消納情況分析，在同時提升系統(tǒng)保供能力的前提下，新增抽水蓄能對于促進系統(tǒng)新能源消納方面具有明顯優(yōu)勢。

從綜合經(jīng)濟性方面，由表7、表8 對比可以看出，兩種靈活性調節(jié)資源的年度運維成本，年度可變成本相差不大，因此年度運維成本、年度可變成本并不是影響二者綜合經(jīng)濟性的關鍵因素。而在投資成本方面，由于抽水蓄能單位投資成本水平較高，因此在配置相同容量的抽水蓄能機組時，抽水蓄能年度投資成本均高于同等水平下的火電機組，但是當考慮到系統(tǒng)碳排放增加所需額外付出的環(huán)境成本和抽水蓄能等效碳減排效益后，配置相同容量抽水蓄能改善系統(tǒng)運行的綜合年度成本低于同等水平下的火電機組，說明環(huán)境成本是決定兩種靈活性調節(jié)資源綜合經(jīng)濟性的決定性因素之一，而環(huán)境成本的折算主要取決于系統(tǒng)整體碳排放水平以及CCUS碳捕集改造技術和全國碳市場交易價格等關鍵邊界參量。在考慮碳排放量不變的情況下，隨著技術進步和全國碳市場交易價格的不斷變化，兩種靈活性調節(jié)資源的環(huán)境成本也將發(fā)生顯著變化。同時，隨著技術水平的進步，兩種靈活性調節(jié)資源的投資建設成本也將發(fā)生相應變化。本工作對于兩種靈活性調節(jié)資源的綜合經(jīng)濟性分析主要取決于投資建設成本、系統(tǒng)碳排放水平、CCUS碳捕集改造技術成本以及全國碳市場交易價格等關鍵因素?？紤]現(xiàn)階段各邊界條件設置情況，從結果來看，當兩種調節(jié)電源均能夠解決系統(tǒng)備用率不足問題時，配置1200 萬千瓦抽水蓄能時綜合成本為123.08 億元，低于配置1200 萬千瓦火電調峰機組所需綜合成本152.12億元。因此相比于火電機組，抽水蓄能參與電力保供在經(jīng)濟性方面具有一定優(yōu)勢。此外，本工作未考慮抽水蓄能對于改善新能源利用率等效經(jīng)濟效益，如果考慮新能源增發(fā)電量收益，則抽水蓄能的經(jīng)濟性優(yōu)勢將更加明顯。

對于系統(tǒng)整體碳排放量，采用新增火電機組改善系統(tǒng)供電可靠性和充裕性的方案中，雖然額外碳排放采用碳捕集技術將絕大部分的新增碳排放捕集封存，但受限于技術手段仍存在少量新增二氧化碳排放量。在實現(xiàn)“雙碳”目標，構建低碳化新型能源體系的背景下，碳排放量的增加顯然和國家政策導向不吻合。因此，從多方面論證，抽水蓄能作為系統(tǒng)靈活性調節(jié)電源，對于提升系統(tǒng)供電可靠性和充裕性、減少系統(tǒng)碳排放量、提升新能源綜合利用率及綜合經(jīng)濟性等多方面優(yōu)于火電機組。

可見，從該典型省級電網(wǎng)2030 年新增抽水蓄能與火電機組參與系統(tǒng)的能力和經(jīng)濟性來看，抽水蓄能與火電調峰機組均能夠提升系統(tǒng)備用率，提升系統(tǒng)供電可靠性和安全性；在經(jīng)濟性方面，配置抽水蓄能方案下的綜合年度成本比配置相同容量的火電機組成本更低，在本算例場景下配置抽水蓄能作為靈活性調節(jié)電源在經(jīng)濟性方面更具優(yōu)勢，且抽水蓄能在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的同時對于風光新能源的消納具有促進作用。綜合來看，抽水蓄能在對于改善系統(tǒng)供電可靠性和充裕性，提升系統(tǒng)備用率水平上具有更加顯著的優(yōu)勢。

2.2.4 抽水蓄能與新型儲能提升系統(tǒng)供電可靠性的量化綜合經(jīng)濟性分析

上節(jié)分析了作為靈活性調節(jié)資源的抽水蓄能與火電調峰機組的量化經(jīng)濟性，新型儲能同樣作為靈活性調節(jié)資源中不可或缺的重要組成部分，在參與系統(tǒng)調峰保供平衡過程中發(fā)揮著重要作用。為分析抽水蓄能與新型儲能技術對于提升系統(tǒng)供電可靠性的綜合經(jīng)濟性，考慮現(xiàn)階段較為成熟、市場占比較高的儲能技術手段，以鋰離子電池儲能為例，按照相同的研究方法，分析抽水蓄能與新型儲能對于提升系統(tǒng)供電可靠性等方面的綜合經(jīng)濟性。

鋰離子電池相關技術經(jīng)濟指標如表9所示。

表9 鋰離子電池技術經(jīng)濟指標Table 9 Technical and economic indicators of lithium-ion batteries

在前文設置的2030 年典型場景中，配置一定容量的鋰離子電池儲能參與系統(tǒng)電力電量平衡過程，直至提升系統(tǒng)備用率10%以上，本工作鋰離子電池持續(xù)放電時長考慮為4小時。根據(jù)時序生產(chǎn)模擬，形成結果如表10所示。

表10 2030年新增新型儲能后全年系統(tǒng)運行情況Table 10 Annual system operation after configuring new energy storage by 2030

由表10可知，鋰離子電池儲能技術與抽水蓄能調節(jié)機理相同，抽發(fā)模式也基本一致，同樣能夠發(fā)揮提升系統(tǒng)供電可靠性的作用。按照2.2.3節(jié)中靈活性調節(jié)資源經(jīng)濟性計算方法，分析該新型儲能技術的量化綜合年度成本，各方案下該新型儲能綜合年度成本如表11所示。

表11 2030年新增新型儲能各方案綜合年度成本Table 11 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added pumped storage energy in 2030

將抽水蓄能與該新型儲能技術提升系統(tǒng)備用率至10%以上時所需配置容量下該方案的量化綜合年度成本進行對比分析，如表12所示。

表12 抽水蓄能與新型儲能綜合年度成本對比Table 11 Comparison table of comprehensive annual costs between pumped storage and new energy storage

由表12 可知，在滿足系統(tǒng)可靠性需求的情況下，配置1200 萬千瓦鋰離子電池儲能的綜合年度成本遠高于配置相同容量的抽水蓄能，其中年度投資成本是影響兩種儲能技術經(jīng)濟性的決定性因素。鋰離子電池儲能技術雖然單位投資成本與抽水蓄能相差不大，但由于鋰離子電池儲能運營周期通常為10～15年，運營年限僅為抽水蓄能電站運營周期的一半或更少，因此考慮投資等年值計算方法，折算至年度投資成本后造價水平相對較高，也最終導致新型儲能技術的綜合年度成本較高。

綜上所述，在本工作算例背景下，相比于典型新型儲能技術，抽水蓄能對于改善系統(tǒng)供電可靠性和充裕性，提升系統(tǒng)備用率等方面的綜合經(jīng)濟性具有更加顯著的優(yōu)勢。

3 結 論

伴隨新能源、負荷需求持續(xù)增長，新能源出力帶來的波動性與不確定性，給電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來巨大挑戰(zhàn)。抽水蓄能作為目前技術最成熟、規(guī)模最大、經(jīng)濟性最優(yōu)的靈活性調節(jié)電源，在能源電力行業(yè)轉型發(fā)展，實現(xiàn)“雙碳”目標過程中起到重要作用。本次基于時序生產(chǎn)模擬，以系統(tǒng)電力電量平衡為約束，模擬分析2025年、2030年某典型省級電網(wǎng)系統(tǒng)全年備用率變化趨勢；并以該省級電網(wǎng)2030 年典型場景為例，分別新增抽水蓄能和火電機組，分析兩種靈活性調節(jié)電源在該省級電網(wǎng)中提升系統(tǒng)電力可靠性的量化作用，并計算兩種調節(jié)電源的綜合年度成本，對比分析火電與抽水蓄能機組的綜合經(jīng)濟性及對系統(tǒng)新能源利用率的影響，得到了以下結論：

（1）本工作選取抽水蓄能作為研究對象，通過配置抽水蓄能參與系統(tǒng)電力電量平衡，將用電低估時期的過剩電能抽水存儲，轉移到用電高峰時期進行發(fā)揮短時尖峰保供作用，從系統(tǒng)整體角度緩解了其他電源的調峰壓力，從而起到提高系統(tǒng)備用率，提升電力系統(tǒng)的供電可靠性與安全性的重要作用。結果表明，以該省級電網(wǎng)2030 年規(guī)劃數(shù)據(jù)為基礎場景，逐步增加抽水蓄能裝機容量，以系統(tǒng)全年備用率最低值為衡量指標，當分別配置1200 萬千瓦抽水蓄能時，全年系統(tǒng)備用率最低值由1.9%提升到了10.4%，可見抽水蓄能加入后，系統(tǒng)備用率不足問題得到有效緩解，面臨突發(fā)極端狀況所導致的電力短缺問題具有一定的應對能力。

（2）在算例場景基礎上，考慮新增兩種靈活性調節(jié)電源：抽水蓄能和火電機組對于提升系統(tǒng)保供能力所需的年度投資建設成本、運維成本、可變成本及環(huán)境成本構成系統(tǒng)年度綜合成本作為經(jīng)濟性評價指標，分析兩種調節(jié)電源發(fā)揮保供作用的綜合經(jīng)濟性。結果表明，綜合考慮抽水蓄能碳減排量化效益及火電機組新增所產(chǎn)生的碳排放環(huán)境成本后，抽水蓄能改善系統(tǒng)運行的綜合年度成本均低于同等調節(jié)水平的火電機組。當配置1200 萬千瓦抽水蓄能時，綜合年度成本為123.08億元，而配置相同容量火電機組參與系統(tǒng)調節(jié)，綜合年度成本為152.12億元，因此綜合經(jīng)濟性方面抽水蓄能具有一定優(yōu)勢。新能源消納方面，抽水蓄能在參與系統(tǒng)平衡，提升系統(tǒng)保供能力的同時能夠有效減少新能源棄電率，提升新能源利用水平：隨著抽水蓄能機組的增加，系統(tǒng)風光綜合棄電率逐漸下降，當配置1200 萬千瓦抽水蓄能時，風光棄電率由基礎場景的16.2%下降至2.5%；當配置火電機組時，新能源利用率基本保持不變，始終維持在16.5%左右。此外，抽水蓄能在發(fā)揮尖峰保供作用，提升系統(tǒng)整體備用率的同時，還能夠有效促進新能源消納、并根據(jù)系統(tǒng)需求發(fā)揮調頻、調相等重要作用，并不僅局限于提升電力系統(tǒng)的供電水平。

（3）本工作算例場景下系統(tǒng)2025年及2030年備用率不足情況持續(xù)時間相對較短且不連續(xù)，通過對系統(tǒng)全年備用率趨勢曲線對比分析可以得出：現(xiàn)階段抽水蓄能作為日內調節(jié)的短周期調節(jié)電站，更適合改善本算例設置場景所述的短期非連續(xù)性系統(tǒng)備用率不足情況，對于較長時間備用率不足情況的省份，抽水蓄能的作用能力存在一定局限性，需結合電網(wǎng)實際情況進行具體分析。

綜上所述，在高新能源占比背景下，抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中對提升系統(tǒng)供電可靠性起到積極作用，抽水蓄能參與系統(tǒng)電力電量平衡調節(jié)，通過發(fā)揮調峰填谷作用，能夠有效提高電力系統(tǒng)可靠性和安全性，滿足系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行需求。通過對抽水蓄能機組、火電調峰機組、新型儲能電站等多種靈活性調節(jié)電源的供電可靠性和綜合經(jīng)濟性進行量化分析，在“雙碳”目標政策背景下，考慮系統(tǒng)碳排放環(huán)境成本，在本工作算例背景下，結果表明抽水蓄能的綜合經(jīng)濟性占據(jù)一定優(yōu)勢。綜合分析本工作各項評價指標，未來為解決系統(tǒng)備用率不足問題，可以通過合理配置抽水蓄能機組，提升電力系統(tǒng)供電可靠性和安全性。