水电站调峰价值分析及其补偿机制研究

毛 田，莫帅帅，程兰芬，张祺顺，邹 金，陈 立，吴 伟，李 毅

(1.直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院有限责任公司)，广东 广州 510663；2.华能澜沧江能源销售有限公司，云南 昆明 650206)

0 引 言

近年来，电网尖峰负荷不断攀升，电网峰谷差逐年增大，电网调度对发电机组深度调峰能力的需求日趋凸显。受制于发电能源结构，我国传统调峰手段包括火电和燃油燃气机组，火电机组作为调峰主力，频繁参与深度调峰不仅会降低其使用寿命，更会增加其运行煤耗，拉低火电机组运行效益。相比火电，水电机组开停机灵活，调节性能好，成本低廉，调峰深度高[1-3]，可对电网调峰运行形成有力支撑。

长期以来，水电调峰被认为不存在成本，基本为无偿调用，缺乏合理的补偿机制。担负调峰任务的水电站，因水电发电量较少，水电调峰回报低，客观上降低了其市场效益和竞争力[4]。实际运行中，水电机组电网调峰运行会引起不可忽视的机组振动、转轴磨损等固定成本以及造成发电量减少等机会成本。因此，水电机组无偿调峰模式将极大影响水电参与调峰的积极性，导致此类电厂不愿承担调峰任务，无法充分激发水电调峰的潜力，不利于整个电网的稳定运行[5- 6]。未来新型电力系统构建背景下，风电、光伏等新能源大规模并网，电网灵活性调峰资源需求剧增，研究建立水电调峰的经济补偿机制，考虑对水电站的调峰运行给出合理的经济补偿，充分体现水电调峰价值，可更进一步促进发挥龙头水库的调峰能力和优势[7-9]。

本文通过对小湾和糯扎渡(“两库”)梯级电站无调节方式下的电力系统运行进行仿真模拟，研究分析“两库”电站对系统起到的调峰效益，挖掘分析“两库”电站在调峰方面发挥的积极作用，调研梳理“两库”电站现有市场环境下调峰机制的现状与不足，提出“两库”电站调峰相关补偿机制及建议，为建立合理的水电调峰补偿机制以及促进发挥龙头水库的调峰能力提供科学依据。

1 “两库”电站调峰价值分析

小湾水电站是国家十五重点工程、国家西电东送骨干电源和重点工程，工程装机4 200 MW，总库容150亿m3，调节库容99亿m3；糯扎渡水电站是国家西电东送、云电外送的重要骨干项目，装机5 850 MW，总库容237亿m3，调节库容113亿m3。“两库”电站具有多年调节能力[10]。为定量分析“两库”电站的调节能力对全系统的清洁能源消纳的影响，将“两库”电站替代修改为同容量的无调节能力水电站，电站的出力特性采用典型径流式电站的平均出力曲线，即假定“两库”电站不具备调节能力。此外，由于梯级电站特性，与小湾水电站相关联的漫湾、大朝山水电站，与糯扎渡水电站相关联的景洪水电站也将失去调节能力，这些水电站的出力特性同样也采用径流式电站的平均出力曲线。分别以2022年及2025年的云南规划方案为基础案例，在此基础上对“两库”电站无调节能力情况下的系统运行进行模拟。

1.1 中长期“两库”电站电力平衡价值

“两库”电站有、无调节能力方案下系统的电力平衡变化见图1。从图1可知，“两库”电站无调节能力方案下，系统逐月最大负荷日的电力盈余均有所降低，且在2025年的5月、6月、7月、10月出现了少量电力缺口，说明“两库”电站可有效支撑系统电力平衡。

1.2 火电出力受限下的清洁能源消纳效益

在“两库”电站无调节能力方案下进一步考虑火电机组的出力限制，对云南电网2022年和2025年的运行情况进行模拟，分析清洁能源的消纳情况。2022年和2025年，风、光、水的逐月弃电量见图2。从图2可知，在“两库”电站无调节能力情况下，火电机组的调节能力受限将会导致系统的调节能力进一步减弱，在汛期月份，清洁能源出现了较为严重的弃电现象。在弃电严重的汛期月份(7月～9月)，2022年累计弃电63.06亿kW·h，分别为弃风27.55亿kW·h、弃光3.56亿kW·h、弃水31.93亿kW·h；2025年累计弃电49.13亿kW·h，分别为弃风34.96亿kW·h、弃光9.1亿kW·h、弃水5.07亿kW·h。从上述结果可知，在火电出力受限的情况下，“两库”电站的调节作用将发挥更加重要的作用，更大程度促进新能源的消纳。

1.3 典型日“两库”电站调峰价值

2025年枯期(2月)、汛期(7月)月份的最大负荷日的云南电网各类电源的运行位置见图3、4。从图3、4可知：

(1)当“两库”电站具有库容调节能力，其运行出力可以进行控制，因此其在系统中承担的是峰荷位置，而无调节时则只能承担基荷的作用。

(2)在枯期(2月份)，由于“两库”电站在枯期进行发电，减少库容，其整体出力相较无调节方案更大，且其通过调整负荷高峰和低谷出力为系统贡献了调峰能力，而火电在枯期月份基本只承担基荷作用，且在无调节方案下火电的出力更高。

(3)在汛期(7月份)，“两库”电站同样能发挥其调节作用，在系统峰荷位置运行。而在无调节能力方案下，“两库”电站出力承担基荷作用，此时系统调峰困难，部分火电机组开始调峰，但调峰能力仍然不足，系统在低谷时段仍然出现了弃水和弃风。

综上，“两库”电站的调节能力有效支持了系统调峰需求，促进了风电、光伏以及水电等清洁能源的消纳，尤其在汛期，系统调峰压力较大，“两库”电站可以减少其在负荷低谷时段出力，以减少负荷低谷时段清洁能源弃电。

1.4 新能源极端出力情形下“两库”电站调峰价值

为考虑新能源极端出力可能对系统运行造成的影响，以风电为例，在2025年2月系统负荷需求最低月份，考虑风电出现极端出力情形下风电出力变化见图5。从图5可知，风电出力在负荷较低的夜间，最高达容量的80%，而在负荷较高的白天，最低出力仅为容量的30%。

对风电极端出力场景下的系统进行运行模拟，以2月周一工况为例进行说明，系统各类电源的出力变化见图6。从图6可以看出，风电极端出力情形下，火电机组整体出力将降至较低水平，水电为配合系统调峰，则在负荷低谷时段降低了出力，负荷高峰时段提升了出力，但由于新能源整体出力较高，且反调峰作用明显，系统仍然出现了一定的弃风。尽管风电极端出力情形下系统仍然产生了弃风，但相比于基础方案，“两库”电站在风电极端出力情形下参与调峰的容量更高，在一定程度上减少了系统的弃风。

2 水电调峰政策分析

2.1 调峰政策调研

目前，国内针对水电调峰的市场机制较少，华北已建立电力调峰辅助服务市场，并自2018年12月启动试运行，重庆、江苏、河南、广西、贵州等地也相继发布了电力调峰辅助服务规则，但均未将水电纳入调峰补偿。2020年1月，国家能源局西北监管局发布《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则》[11-12]，明确水电机组可以“群”模式纳入西北省间调峰市场，向调峰资源不足省区提供调峰服务。根据黄河上中游大型水库运行特点，设计了“水电丰枯双向参与”的方式，在丰、枯期根据水电发电差异性，灵活转换水电机组的市场角色。同时，结合水电梯级调节特性，机组以“群”模式参与市场，从而实现梯级水电柔性、高效、节能调整。水电有偿调峰可参与日前市场和日内市场，水电有偿调峰电量采用“日平衡，月收口”的模式在月内平衡，确保不影响水库计划。

2.2 “两库”电站调峰政策现状

2017年12月底，国家能源局南方监管局正式印发《南方区域“两个细则”(2017版)》，2018年7月开始正式实施。南方区域能源监管机构依法对区域内并网发电厂运行管理及考核情况实施监管，主要考核内容包括黑启动、日发电计划曲线执行偏差、一次调频、自动发电控制(AGC)、母线电压曲线合格率、调峰及旋转备用、AVC等。2020年12月，国家能源局南方监管局印发《南方区域“两个细则”(2020版)》，2021年4月开始正式实施[13-14]。现有“两个细则”仅对燃煤、生物质、燃气、燃油机组参与调峰进行补偿，对水电参与调峰和相关补偿未作说明。两个细则规定：

(1)有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。燃煤和生物质机组深度调峰指有功出力在其额定容量50%以下的调峰运行方式，核电机组深度调峰指有功功率在并网调度协议规定的最小技术出力以下的调峰运行方式。燃煤机组、生物质机组、燃气机组、燃油机组启停调峰指由于调峰需要而停运后(由于电厂原因停机除外)并在72 h再次启动本机组或同一电厂内其他机组的调峰方式。

(2)燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%～50%之间的，按照3×R4元/(MW·h)的标准补偿；深度调峰出力在额定容量 40%以下的，按照 6×R4元/(MW·h)的标准补偿。核电机组深度调峰出力在额定容量50%至并网调度协议约定的正常调节出力下限之间的，按照3×R4元/(MW·h)的标准补偿；深度调峰出力在额定容量50%以下的，按照6×R4元/(MW·h)的标准补偿。

2.3 存在问题分析

相比于火电机组，水电机组开停机迅速、灵活，且调峰深度(考虑弃水调峰)接近100%，具有优越的调峰性能。对于水电机组，长期以来认为其调峰不存在成本，全部无偿调用，其实不然。水电机组调峰的固定成本主要是调峰过程中频繁调整出力引起的机械损失，包括机组振动加大、转轴磨损加重等。这部分费用一般在机组的折旧成本中已经计及，不需要单独补偿。但在水电机组调峰时，由于机组出力变化会引起耗水率变化，发电量减少，从而导致利润损失，即水电机组调峰存在机会成本，且数目较大，不可忽视。

近年来，南方电网峰谷差逐年增大，同时在风电、光伏大规模并网的情况下，整个电网的稳定运行面临严峻考验，电网调度对机组深度调峰能力的需求日趋凸显。在此背景下，水电机组无偿调峰模式将极大影响水电参与调峰的积极性，无法充分激发水电调峰的潜力和调峰优势，一定程度上不利于整个电网的稳定运行。

3 “两库”电站调峰政策建议

糯扎渡、小湾等龙头水电站的投运，显著改善了流域电站的调节性能，对缓解汛期水电调峰难问题发挥了积极作用。通过对小湾、糯扎渡水电站有、无调节能力2种情况下的系统运行进行模拟，并对系统的调峰平衡结果进行分析可知，小湾、糯扎渡水电站具有灵活的调节能力，可以根据系统负荷情况控制其运行出力，增加了系统的整体调峰空间，从而达到枯期多发电、汛期少弃水的效果，有利于促进全系统的清洁能源消纳。从实际运行情况看，“两库”电站投产后大幅提高了电力外送能力和可靠性，并为受电省份承担了大量的调峰义务，在枯水期西电东送日送电负荷峰谷比最高可达1∶0.2，极大缓解了广东地区调峰压力。然而，在现行政策下，“两库”电站调峰应用方面的价值并未得到充分体现。因此，建议积极探索建立水电调峰机制，对水电机组参与调峰进行补偿，促进发挥龙头水库的调峰能力。

3.1 对水电站调峰进行经济补偿

担负调峰和备用任务的水电站，有利支撑了电网安全稳定运行，但却因发电量减少、得到的回报偏低，降低了其经济效益和竞争力，造成此类电厂不愿承担调峰任务，对电网运行不利。“两库”电站具有良好的调节特性，相对于火电和其他能源，调峰成本便宜，在调峰容量充裕时可考虑优先安排，建议研究建立水电调峰的经济补偿机制，考虑对水电站调峰运行给出合理的经济补偿。主要包括：①开展水电消纳的边际补偿准则研究，建立水电参与调峰的补偿规则和计算方法；②打破简单地按电量计价的方式，研究水电参与受端电网调峰等辅助服务的峰谷差异化价格机制，理顺峰谷电价和丰枯电价，以价格为驱动，体现水电调峰价值和优势，引导送端电站或电网主动调整水电输送计划，尽可能响应受端精细化负荷调节要求；③水电在多个受端的网间电力分配问题是多个利益主体相互博弈和利益均衡的问题，在研究网省和网网协调问题过程中，需同时研究网间电力互济的调峰阈值和补偿规则，充分考虑馈入水电在不同电网不同时段的价值差异，均衡各电网调峰效益。

3.2 引入调峰权交易机制

调峰权是一种向下调峰容量购买选择权，调峰权拥有者(购买方)有权在约定的时间内向调峰权的出售方按约定的数量和时段购买其向下调峰容量，并按约定的价格支付调峰容量的使用费用。在约定的时间内，调峰权购买方可自由选择是否购买调峰权出售方的调峰容量，但调峰权出售方不退还调峰权的购买费用。调峰权以竞标方式购售，价格由提供调峰服务的机组确定。

引入调峰权交易机制实现调峰容量的独立购售，构建基于价值的竞争性交易，一方面可充分发挥发电出力调节范围大的机组的优势，增加额外收益；另一方面也可避免调节能力不足的机组频繁启停，降低运行成本，提高运行效率。

3.3 建立云南调峰市场

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议明确指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统的提出意味着未来新能源将保持持续快速增长。云南具有相对丰富的风光资源，其风光资源均属于全国II类地区，根据《南方电网“十四五”智能电网规划研究报告》，云南风电资源潜在可开发容量约4 972万kW，而具有较好开发价值的光伏发电容量约5 000万kW，风、光资源将继续得到发展，同时新能源大量接入也给电网调峰带来了巨大压力。鉴于“两库”电站优良的调峰性能和调峰效益，为更好应对新能源发展规划，建议探索建立云南调峰市场，将具备调节性能的水电纳入调峰市场。

4 结 语

糯扎渡、小湾等龙头水电站的投运，显著改善了流域电站的调节性能，对于缓解汛期水电调峰难的问题发挥了积极作用。研究表明，“两库”电站的调节能力有效支持了系统调峰需求，促进了风电、光伏以及水电等清洁能源的消纳，其调峰能力年均可减少系统清洁能源弃电量56.1亿kW·h(考虑火电机组调节能力受限情况下)。

为充分体现和发挥“两库”电站调峰服务价值，促进发挥龙头水库的调峰能力，提出了水电调峰机制相关建议，将水电纳入《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》有偿调峰服务范围；参照华北等区域建立电力调峰辅助服务市场；探索引入调峰权交易等机制。