浅谈多能互补清洁能源基地开发规划

高 洁，朱方亮，卢有麟，顾建伟，王 旭

(1.水电水利规划设计总院，北京 100120；2.中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司，湖南 长沙 410014)

0 引 言

能源是国民经济的命脉，社会发展的动力。能源发展历来秉承系统思维，“十一五”构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，“十二五”构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系，“十三五”建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，“十四五”加快构建现代能源体系，二十大报告进一步提出建设新型能源体系。作为新型能源体系的重要载体[1]，新型电力系统以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑[2]。首先要从源端多能互补开始，发挥水、核、风、光、煤、气等多能源品种协同开发优势，推进提供电量支撑的间歇性新能源、不可调核电等与调节性电源互济，从资源、功能、经济性上实现互补最优。

1 多能互补概念演进

关于多能互补的概念，可追溯到2016年国家发展改革委、国家能源局《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》(发改能源〔2016〕1430号)。其中，多能互补集成优化包含2种模式，一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求的多能协同供应和能源综合梯级利用；二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势的风光水火储多能互补系统建设运行。前者强调用户侧综合能源利用，后者聚焦发电侧基地化开发。2021年，国家发展改革委、国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)认为，电力多能互补综合开发是统筹包括风光储一体化、水风光(储)一体化等各类电源的规划、设计、建设、运营，提出积极实施存量“风光水火储一体化”，稳妥推进增量“风光水(储)一体化”，探索增量“风光储一体化”。与此同时，通过电力“源网荷储”进一步整合电源侧、电网侧、负荷侧资源，在不同空间尺度，即区域(省)级、市(县)级、园区(居民区)级实现一体化。据此，电力多能互补开发包含多种电源组合，以清洁能源发电为主，且应用场景多变。宏观上，整个电网是一个多能互补系统，内部有西电东送、南北互济等电力互补；中观上，一个清洁能源基地是一个多能互补系统，根据资源禀赋一体化规划、综合开发、联合运行、统筹送出，并可与外部电网进行电力交换；微观上，一个具有两种以上能源电力组合的微电网是一个多能互补系统，可余电上网、电力下网。后续，多能互补还将向虚拟电厂、负荷聚合商等进一步延伸。本文面向新能源集约式大规模、高比例开发，主要探讨中观层面的多能互补基地化开发规划。

2 多能互补清洁能源基地开发

基地化开发的理念可追溯到原电力工业部基于20世纪80年代初全国水力资源普查成果，提出集中建设10个大型水电基地的设想[3]。此后，随着全国水能资源调查和规划成果积累，到2003年基本形成了十三大水电基地的总体格局。21世纪第2个十年，在摸清新能源资源禀赋的基础上，新能源开发规模跃升，形成了分布式与集中式开发并举的局面，尤其在西部北部具有集群特点、规模效应的地区，大力推动新能源集约式基地化开发。“十三五”时期，结合各类基地空间分布特点，开始探索基地内不同电源间资源互补、出力互补、经济互补。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确提出，建设一批多能互补的清洁能源基地，规划了金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，雅鲁藏布江下游水电基地等。《“十四五”能源领域科技创新规划》要求，依托水电基地调节能力，在流域风、光资源丰富地区，开展水风光储多能互补综合开发基地工程示范；将风光火(储)、风光水(储)、风光储一体化设计及运行技术示范列为重点任务。《“十四五”现代能源体系规划》提出优先利用存量常规电源实施“风光水(储)”“风光火(储)”等多能互补工程，将云贵川藏、青海水风光综合开发，金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游等清洁能源基地，雅鲁藏布江下游水电开发等作为能源发展的重点及基础设施工程。《“十四五”可再生能源发展规划》要求，构建可再生能源多能互补、因地制宜、多元迭代发展的新局面，进一步明确了统筹推进川滇黔桂、藏东南水风光综合基地和蒙新甘青等沙漠、戈壁、荒漠地区风电太阳能发电基地综合开发。

基地化一方面有助于大规模开发利用能源资源，另一方面也是应对我国能源资源与负荷需求逆向分布难题的重要途径。我国中东部地区能源消费量全国占比超过70%，生产量不足30%，造就了“西电东送、西气东输、北煤南运”的局面[4]。西部和北部的可再生能源和化石能源资源均较丰富，按照低碳转型要求，依托清洁能源基地开发，将大量清洁电量送至中东部地区。2022年，全国西电东送规模已达3亿kW。从早期西南水电基地送电华中东和两广，到正在规划建设大型风光电基地、周边清洁高效先进节能煤电、稳定安全可靠特高压输变电线路组成的新能源供给消纳体系，都揭示了多能互补基地重要的开发形式，即以新能源为电量主体，以周边调节电源提供容量支撑，以电力外送通道为重要载体。

3 多能互补清洁能源基地规划研究

多能互补清洁能源基地规划，首先，聚焦送端电源多能互补，通常是风光水火储两种及以上可再生能源电源的优化配置和联合运行；其次，考虑受端电力系统风光水火储电力电量实时平衡。在规划中综合考虑供给和消纳，统筹兼顾送端和受端。

3.1 送端多能互补

涉及2种及以上可再生能源电源，多能互补包含了光储、水光、水风光、风光储、水风光储、风光火储、风光水火储等多种组合形式。其中，新能源+火电的组合，必须考虑到输电通道可再生能源电量比例超过50%。

风电、光伏发电主要受地理地形、风速风向、辐照云量、气温气压等自然条件的影响较大。火电因机组、燃料及运输条件而异。新型储能由于技术路线不同，技术指标和经济性各异，比较有代表性的包括电化学储能(锂离子电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能)、压缩空气储能、重力储能、氢储能等，与所选设备设施关系密切。抽水蓄能通过筑坝修库利用水之势能，是水电特有的开发形式。根据《储能产业研究白皮书2023》，2022年我国已投运电力储能项目约5 980万kW，其中抽水蓄能4 579万kW，占比约77%。虽然抽水蓄能电站装机容量在2022年占比首次低于80%，但仍是头部品种，是水电资源匮乏、但具备抽水蓄能站点资源条件下，多能互补基地化开发中储能调节电源的首选。

3.1.1 总体思路

在自然要素和机组特性等边界条件确定后，多能互补清洁能源基地规划的难点之一在于水电。首先，水力发电通过筑坝修库，形成落差和库容，具有多年调节、年调节、不完全年调节、季调节、日调节等多种性能，可发挥长中短周期不同时间尺度补偿作用。如何将水库中长期调度与风光日内互补，进行长短期嵌套，同时保证出力优化和水量平衡，对传统水库调度提出新要求。第二，水电规模化开发形成了流域梯级水库电站布局，需要考虑上下游水力联系，并与周边风电、光伏发电互补，是对传统梯级水电站优化调度的进一步优化。第三，对于存量水库电站，是否需要考虑与风光互补，扩大装机；对于新建水库电站，如何考虑与风光互补确定水位、库容等特征参数，改进传统水利动能设计方法。第四，抽水蓄能电站通过水储能，在负荷高峰高电价时发电，不仅利用了低谷低价电抽水，而且还可利用风光富余电量抽水[5]。因此，抽水蓄能的运行方式更加灵活，从过去的一抽一发、一抽两发到两抽两发，甚至多抽多发，充分存储弃风弃光电量，抽发时点不固定，优化空间更大。第五，抽水蓄能电站需要考虑抽发优化和上下水库水量平衡，且目前多采用定速机组，抽水约束严格，对风光富余电量利用尚有限。目前比较常用的处理方式是，在传统(梯级)水电站调度的基础上，考虑水光、水风光、水风光储、风光水火储等多种互补形式[6-8]，后续有必要提炼思路，提出多能互补综合规划方法。

多能互补清洁能源基地规划的难点之二在于风光出力特性的准确表达。由于风光发电受微地形、局地气象影响显著，且长期观测资料匮乏，首先，新能源资料的时空代表性缺乏，难以获取代表性站址的长系列资料，分析选择代表性时段。第二，表征新能源出力特性的指标体系缺乏。在工程实践中有待建立一套基于风光典型年、典型日、典型时段选取，通过风电光伏发电出力—保证率—电量累积曲线、出力变幅、出力变率、极端出力时段、风光可靠出力、反调峰率、同时率等指标，反映新能源与其他电源发电互补特性的评价体系。

3.1.2 模型构建

送端基地多能互补建模，需要在规划阶段确定容量配置方案，运行阶段细化联合运行方式。

3.1.2.1 规划阶段

按照规划范围内风电、光伏发电、水电、火电、储能等各种不同容量组合拟定方案，对方案遍历比选，根据经济性最优，选出最佳组合方案。

投资建设运营全生命周期净现值最大化容量配置方案为

f1=max(NPV1，NPV2，…，NPVN)

(1)

(2)

式中，N为多能互补基地容量配置比选方案(以下简称“比选方案”)总数；T为比选方案全生命周期长度；NPV为各方案净现值；Bt为各方案第t年效益；Ct为各方案第t年费用；i为设定的基准收益率。

投资建设运营全生命周期成本最小化容量配置方案为

f2=min(LCOE1，LCOE2，…，LCOEN)

(3)

式中，LCOE为各方案的平准化度电成本。

3.1.2.2 运行阶段

基于多能互补电源组合方案，结合水电长期、中期、短期预报，风电光伏中长期、短期、超短期预测，细化中长期、日前、日内、实时联合运行方式及效益。上层模型首先考虑多能互补基地总效益最大、总成本最小、总出力与需求最匹配等多目标组合，以等效需求传递到下层模型，再计算某电源品种最优，如火电运行成本最低、风电光伏发电弃电率最小等[9]。建模的目标函数如下：

(1)多能互补基地发电效益最大时

(4)

式中，M为多能互补基地容量配置优选方案(以下简称优选方案)的互补电源种类数；i为优选方案中某一种电源，i∈{h，w，s，g，st}，分别代表水电、风电、光伏发电、火电、储能；Pi，t为第i种电源t时刻出力；pi，t为第i种电源t时刻电价；Δt为时段长。

(2)多能互补基地全生命周期成本最小时

(5)

(3)多能互补基地可再生能源弃电量最小时

(6)

式中，Et为第t时刻弃电量。

(4)多能互补基地总出力与需求偏差度最小时

(7)

3.2 受端实时平衡

由于送端方案涉及长中短期，因此受端电力系统分析包括电力、电量、调峰容量的年平衡和月平衡，以及小时级实时平衡，兼有容量规划和运行模拟的特点[10]。实时平衡分析主要采用稳态电力电量平衡的电力系统生产模拟技术[11]。在时序生产模拟中，按照优先消纳新能源的原则，首先计算净负荷曲线[12]。

日内平衡的考虑相对简单，首先在基荷安排水电强迫出力，再安排可调水电，后以储能调峰填谷，最后确定火电开机容量，并把火电最小技术出力安排在基荷，此时若出现有效容量不足或风光弃电，再重新调整火电，以减少火电促进新能源消纳，减排降碳。送端区外来电根据其属性，位于基荷或腰荷。通过堆积填充日负荷曲线，安排各类电源出力时序及其工作位置[13]。

在新能源占比不高时，传统电力电量平衡可简化到典型日、典型周。对于新能源高渗透率系统，不确定性因素导致典型场景增加，有必要建立优化模型，选出典型时段，确定各类电源的工作位置。如短周期优化目标主要是发电和购电经济性最优、弃电量最小等，中长期优化还应考虑水库调度、电力交换，以及全生命周期投资运行成本。较长周期的水位变化、检修安排、送受电计划可作为较短周期的边界条件[14]，从而简化计算量。

新型电力系统中关于新能源出力特性分析及其功率偏差计算、储能电源灵活的工作方式[15]、水电精准化建模需求、火电开机优化等，均给传统电力电量平衡计算带来挑战。

4 多能互补系统规划方法要点

4.1 送端多能互补

送端多能互补的关键是“方案比选”。多能互补方案优选的目标是经济性最优，旨在根据“多能”的资源禀赋，进行多电源“互补”配置，通过多方案经济性比较，得出最优容量配置。因此可将诸多问题转化为经济性问题。如为提高新能源消纳率，可将化石能源消耗量、风光弃电量转化为费用，并设置惩罚系数；为跟踪负荷曲线或匹配送电曲线，将弥补电量缺口的购电措施等计入成本，比较方案调整代价、外购电成本等。

4.2 受端实时平衡

受端系统以“实时平衡”为刚性约束。受端在考虑送端多能互补基地外来电力电量后，对整个电力系统的风光水火储各类电源，安排工作容量、负荷备用容量、事故备用容量、检修容量、空闲容量，以及与区外电力交换。系统的装机、总电量、调峰能力应严格满足电力、电量、调峰容量需求，具体包括有效容量平衡、电量平衡、检修平衡、备用平衡等多项刚性约束。考虑到全年以小时为步长进行8 760 h模拟，为简化运算，可以线性规划为主，对于非线性约束通常采用分段线性化方式处理，在开机安排等环节视需要进行整数规划。

5 结 语

多能互补的概念，可追溯到终端用户侧综合能源和发电侧清洁能源基地，从宏观上整个电力系统就是风光水火储各种电源多能互补；从中观上国家规划推动建设的金沙江、雅砻江、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地均是水风光、风光储典型多能互补基地；从微观上风光配储能、水光互补电站等也属多能互补应用。

本文主要探索中观层面的清洁能源基地开发，送端多能互补进行容量配置优化、联合运行优化，并兼顾考虑基地送电到受端市场消纳。研究发现，首先，多能互补基地的核心是调节性电源，以此支撑大规模间歇性可再生能源开发；难点在于如何精准反映流域梯级水电作用以及表征风电光伏发电出力特性。第二，多能互补基地容量配置方案优选应以经济性最优为主要目标，联合运行体现多目标需求。第三，多能互补基地开发需要兼顾受端电力系统电力电量实时平衡需求，选取典型时段进行电力生产模拟，初步分析电源工作位置和出力过程。