大规模水光互补远距离外送工程经济性研究与案例分析

邓振辰，谢越韬，肖晋宇，杨 扬

(1.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司，湖南 长沙 410014；2.水电水利规划设计总院，北京 100120；3.全球能源互联网发展合作组织，北京 100032)

0 引 言

当前，能源低碳化、清洁化发展的趋势日益彰显，规模化清洁能源的开发在能源安全和能源治理中发挥着越来越重要的作用。近年来，光伏发电规模增长迅猛，成本快速下降，有望成为最具价格竞争力的可再生能源电力，但随着开发的深入，也面临一系列挑战——大容量光伏并网，远距离外送，电能质量差等问题亟待解决。水电是清洁的可再生能源，且具备快速调节出力，蓄放能灵活等特点，水电对光伏进行补偿运行可有效地为上述问题提供解决方案。

为探索经济、高效的水光联合开发方式，本文以寻求受端落地电价最低为目标，优化水光互补运行模式，计算经济较优的水、光装机配比，并选取非洲具有代表性的水电工程——复兴大坝水电站和大英加水电站为案例，进行水光互补外送技术经济分析，验证相关结论。

1 研究思路及量化模型

1.1 研究思路

为确定水光互补大规模外送的经济开发方案，以受端落地电价最低为优化目标，构建考虑水电、光伏发电运行要求，优化水光互补运行模式，计算综合落地电价的量化模型；按照水电调节性能进行分类，依托量化模型，分别对给定装机的水电配以不同装机规模的光伏，进行多方案水光打捆远距离外送的技术经济计算，从而选择经济性较优的水光装机配比；应用水光配比结论，以大英加水电站、复兴大坝水电站为案例，分别进行水光互补打捆送出的经济指标计算，得出相关的经济指标。

1.2 量化模型

量化模型可根据水、光电站资源特性、输电规模及特性，对水光出力过程进行模拟，得到水电、光伏的上网电量、弃电量、输电损失、落地电量、输电通道利用率等参数，并结合电站、输电线路的投资及运行费用参数完成综合落地电价测算。

1.2.1水光互补运行要求

(1)在光伏出力高峰时段，水库蓄水，降低出力，充分消纳光伏电量；在光伏出力小的时段，根据受端用电负荷特性，调节水电出力满足受端用电要求。

(2)为保证下游用水，水电最小出力不低于强迫出力；同时，满足水量、库容的约束条件。

(3)打捆外送电力的出力特性尽可能匹配受端用电负荷要求。即组合电源的出力过程尽可能拟合受端负荷标幺曲线。

(4)为避免影响水电的水库综合利用效益的发挥，仍按水库设计调度规则运行，水库的日发电流量与单独运行保持一致，仅在日内对光伏进行互补调节。

1.2.2电量指标计算

为使组合电源的弃电量最小，输电通道利用率最大，对水光互补出力过程进行逐时段优化。光伏电站按照最大能力发电，即光伏为基荷，调节水电进行出力补偿调节。

上网电量的计算

(1)

式中，Esum为水光互补电源的年上网电量；Pt(i)为输电线路第i时段的最大输送容量；P(i)为光伏发电在第i时刻的最大出力；f(h，q)为水电站的单独运行时的调度规则；Phy(f(h，q)，i)为水电按照既定的日以上调度规则时第i时段的出力。

弃电量损失计算

(2)

1.2.3电价指标计算

电价指标采用LCOE(平准化度电成本)来表示，按照式(3)分别计算水电、光伏、输电线的LCOE：

(3)

式中，i为能源品种，在本文中分别为水电、光伏发电、输电线路；It，i为i能源在第t年的投资支出；Mt，i为i能源在第t年的运行费用支出；Et，i为i能源在第t年的上网电量或输电量；r为折现率；n是运行年限。

水光互补外送工程的综合落地单位度电成本LCOEd的计算

(4)

2 水光打捆装机配比研究

水、光装机配比的优化采用拟定不同方案测算落地电价，确定经济性最优的水、光装机配比。

2.1 季调节能力以上的水电

选取年调节水电站A，装机容量为6 000 MW，装机满发利用小时数为4 060 h，电站总投资103亿美元。配套的光伏基地B最大可开发容量为12 GW，年利用小时数为2 000 h，电站单位容量投资900美元。输电距离2 000 km，输电容量按水、光装机较大者确定，输电线路单位容量投资650美元。

计算方案为水电站A与不同装机规模的光伏打捆送出的落地电价测算。水电容量为6 000 MW，光伏装机容量在0～12 000 MW范围内选择，从0开始，以600 MW为步长逐步增加至12 000 MW，共21个计算方案。运用量化模型对21个方案进行技术经济测算，计算成果表明：各方案弃光率均低于3%。光伏上网电价、水电上网电价水平基本一致。而通道利用小时数随着光伏装机的增大，呈现先升后降的趋势，光伏装机6 000 MW方案的输电通道利用率最高(利用小时数为5 985)，输电价最低(0.016 2美元/(kW·h))，故装机配比1∶1的方案综合落地电价最低(0.047 1美元/(kW·h))，较水电单独外送电价降低16%，较光伏单独送出降低28%，具备明显的竞争优势。各方案运行技术经济指标分别见图1、2。

图1 各光伏装机方案弃光率和输电利用小时数

图2 各光伏装机方案测算经济指标

2.2 日调节水电

选择具有代表性日调节水电站B，光伏发电及输电线路参数不变。一般情况下，调节能力差的水电站利用小时数较高，送出线路的利用小时数已相对较高，打捆光伏的能力有限。

计算方案为水电站B与不同装机的光伏打捆外送的电价测算。水电容量为6 000 MW，光伏装机容量在0～3 000 MW范围内选择，从0开始，以300 MW为步长逐步增加至3 000 MW，共11个计算方案。

使用量化模型对上述方案进行技术经济指标的计算，结果表明：随着打捆光伏装机容量的增加，输电通道利用小时数由6 330 h增加值6 995 h，输电电价由0.021美元/(kW·h)降低至0.019 3美元/(kW·h)，光伏的弃电量从1.2亿kW·h增加至20.1亿kW·h逐步增加，光伏单位电度成本由0.028美元/(kW·h)增加至0.042 1美元/(kW·h)，综合落地电价在0.0495～0.051美元/(kW·h)范围内变化，当光伏装机为1 800 MW时，综合落地电价最低，为0.049 5美元/(kW·h)。水光配比1∶0.3的方案经济性最优，较水电单独送出电价降低3%，较光伏单独外送电价降低15%，各方案运行技术经济指标分别见图3、4。

图3 不同光伏装机方案弃光率和输电利用小时数

图4 不同光伏装机方案经济指标

3 案例分析

选取非洲的大型水电站复兴大坝水电工程、大英加水电工程，分别与大规模光伏基地打捆外送进行经济指标计算分析。方案特性如图5所示。

案例1，复兴大坝水电站与栋古拉光伏电站水光互补，打捆外送南欧的希腊和意大利。

案例2，大英加水电与摩洛哥光伏电站打捆外送西班牙。

3.1 案例1

复兴大坝位于埃塞尔比亚青尼罗河下游河段，水库调节库容约600亿m3，具备多年调节能力，水电站装机6 400 MW，多年平均发电量161.45亿kW·h，装机满发利用小时数2 502 h，单位电度成本为0.030 6美元/(kW·h)。栋古拉光伏基地位于苏丹北部，年辐照强度为2 300 kW·h/m2，技术可开发装机容量为280 GW，发电利用小时数为2 000 h。单位度电成本0.028美元/(kW·h)。

图5 非洲典型水光互补工程案例示意图

复兴大坝水电站及光伏电站装机利用小时数均不高，若采用单独送出的方式，输电通道利用率低，输电电价较高。考虑到复兴大坝调节能力强，且光伏电站位于水电外送通道上，考虑将复兴大坝电力打捆6 400 MW光伏容量，送电南欧，以提高方案的经济性。对水光互补过程进行模拟(如图6所示)，通过水电对光伏出力进行补偿调节，通道利用小时数提高到4 421 h，水光互补的输电电价较单独送出降低50%以上。另外，电能质量提高，高峰电量增加，若考虑受端峰谷电价差异，更能突出水光互补运行的经济效益。

图6 复兴大坝水光互补日出力过程

计算表明：水光互补送出的综合度电成本降低为0.067 2美元/(kW·h)，较水电单独送出降低0.019 4美元/(kW·h)，较光伏单独送出降低0.012 7美元/(kW·h)，大幅改善了项目的经济性。

3.2 案例2

大英加水电站位于刚果河干流中下游河段，电站最终装机规模为60 GW，多年平均发电量为390 TW·h，装机满发利用小时数为6 313 h，基本无调节能力。电站单位度电成本0.03美元/(kW·h)。北非摩洛哥扎格光伏基地太阳能年辐照强度为2 300 kW·h/m2，技术可开发装机容量为110 GW，发电利用小时数2 000 h。根据经济测算，光伏电站单独上网度电成本约0.028美元/(kW·h)。英加水电站调节性能差，大部分时段保持基荷运行，大幅降低出力将产生弃水，打捆光伏的能力较小，外送可调电量约3 800 MW·h。通过计算，打捆2 400 MW光伏可提高输电通道利用率和打捆电源经济性。大英加水电站送电8 000 MW至北非摩洛哥，打捆光伏发电容量2 400 MW，接续送往西班牙、葡萄牙。水光互补模拟运行典型日运行方式如图7所示。

图7 大英加水光互补运行典型日出力过程

经济指标计算成果表明，水光互补送出的落地综合度电成本降低为0.065 6美元/(kW·h)时，较水电单独送出的落地电价低0.001美元/(kW·h)。较光伏单独送出的落地电价低0.006 5美元/(kW·h)，改善了项目的经济性。

4 结 论

非洲、中南美和东南亚等地区不仅拥有丰富的水能资源，同时太阳能资源也非常丰富，采用水光互补的开发方式，一是可提高输电通道利用率，二是利用水库调节能力可减少打捆电源的弃电损失，从而降低打捆电源的受端落地电价，提高整体经济性。

(1)有调节能力的水电是水光互补的优质资源，在清洁能源基地的规划建设中应优先考虑开发利用。当水电站具备季调节以上的调节能力，搭配同等容量的光伏外送可大幅改善经济性，提高外送电能质量。以复兴大坝为例，打捆外送南欧的综合落地电价0.067 2美元/(kW·h)，相对水电单独送出方案降低0.019 4美元/(kW·h)。

(2)无调节能力的水电在一定条件下也可通过水光互补提升经济性。当光伏电价低于水电电价，且增加的外送通道建设投资小的条件下，无调节能力的水电也可适当打捆光伏。水光装机配比应根据水电利用小时数、水光电价等因素计算确定，一般地，水光配比不大于1∶0.3。以大英加水电站为例，8 000 MW水电与2 400 MW光伏打捆外送南欧，电价较水电单独外送可降低0.001美元/(kW·h)。