大規模水光互補遠距離外送工程經濟性研究與案例分析

鄧振辰，謝越韜，肖晉宇，楊 揚

(1.中國電建集團中南勘測設計研究院有限公司，湖南 長沙 410014；2.水電水利規劃設計總院，北京 100120；3.全球能源互聯網發展合作組織，北京 100032)

0 引 言

當前，能源低碳化、清潔化發展的趨勢日益彰顯，規?；鍧嵞茉吹拈_發在能源安全和能源治理中發揮著越來越重要的作用。近年來，光伏發電規模增長迅猛，成本快速下降，有望成為最具價格競爭力的可再生能源電力，但隨著開發的深入，也面臨一系列挑戰——大容量光伏并網，遠距離外送，電能質量差等問題亟待解決。水電是清潔的可再生能源，且具備快速調節出力，蓄放能靈活等特點，水電對光伏進行補償運行可有效地為上述問題提供解決方案。

為探索經濟、高效的水光聯合開發方式，本文以尋求受端落地電價最低為目標，優化水光互補運行模式，計算經濟較優的水、光裝機配比，并選取非洲具有代表性的水電工程——復興大壩水電站和大英加水電站為案例，進行水光互補外送技術經濟分析，驗證相關結論。

1 研究思路及量化模型

1.1 研究思路

為確定水光互補大規模外送的經濟開發方案，以受端落地電價最低為優化目標，構建考慮水電、光伏發電運行要求，優化水光互補運行模式，計算綜合落地電價的量化模型；按照水電調節性能進行分類，依托量化模型，分別對給定裝機的水電配以不同裝機規模的光伏，進行多方案水光打捆遠距離外送的技術經濟計算，從而選擇經濟性較優的水光裝機配比；應用水光配比結論，以大英加水電站、復興大壩水電站為案例，分別進行水光互補打捆送出的經濟指標計算，得出相關的經濟指標。

1.2 量化模型

量化模型可根據水、光電站資源特性、輸電規模及特性，對水光出力過程進行模擬，得到水電、光伏的上網電量、棄電量、輸電損失、落地電量、輸電通道利用率等參數，并結合電站、輸電線路的投資及運行費用參數完成綜合落地電價測算。

1.2.1水光互補運行要求

(1)在光伏出力高峰時段，水庫蓄水，降低出力，充分消納光伏電量；在光伏出力小的時段，根據受端用電負荷特性，調節水電出力滿足受端用電要求。

(2)為保證下游用水，水電最小出力不低于強迫出力；同時，滿足水量、庫容的約束條件。

(3)打捆外送電力的出力特性盡可能匹配受端用電負荷要求。即組合電源的出力過程盡可能擬合受端負荷標幺曲線。

(4)為避免影響水電的水庫綜合利用效益的發揮，仍按水庫設計調度規則運行，水庫的日發電流量與單獨運行保持一致，僅在日內對光伏進行互補調節。

1.2.2電量指標計算

為使組合電源的棄電量最小，輸電通道利用率最大，對水光互補出力過程進行逐時段優化。光伏電站按照最大能力發電，即光伏為基荷，調節水電進行出力補償調節。

上網電量的計算

(1)

式中，Esum為水光互補電源的年上網電量；Pt(i)為輸電線路第i時段的最大輸送容量；P(i)為光伏發電在第i時刻的最大出力；f(h，q)為水電站的單獨運行時的調度規則；Phy(f(h，q)，i)為水電按照既定的日以上調度規則時第i時段的出力。

棄電量損失計算

(2)

1.2.3電價指標計算

電價指標采用LCOE(平準化度電成本)來表示，按照式(3)分別計算水電、光伏、輸電線的LCOE：

(3)

式中，i為能源品種，在本文中分別為水電、光伏發電、輸電線路；It，i為i能源在第t年的投資支出；Mt，i為i能源在第t年的運行費用支出；Et，i為i能源在第t年的上網電量或輸電量；r為折現率；n是運行年限。

水光互補外送工程的綜合落地單位度電成本LCOEd的計算

(4)

2 水光打捆裝機配比研究

水、光裝機配比的優化采用擬定不同方案測算落地電價，確定經濟性最優的水、光裝機配比。

2.1 季調節能力以上的水電

選取年調節水電站A，裝機容量為6 000 MW，裝機滿發利用小時數為4 060 h，電站總投資103億美元。配套的光伏基地B最大可開發容量為12 GW，年利用小時數為2 000 h，電站單位容量投資900美元。輸電距離2 000 km，輸電容量按水、光裝機較大者確定，輸電線路單位容量投資650美元。

計算方案為水電站A與不同裝機規模的光伏打捆送出的落地電價測算。水電容量為6 000 MW，光伏裝機容量在0～12 000 MW范圍內選擇，從0開始，以600 MW為步長逐步增加至12 000 MW，共21個計算方案。運用量化模型對21個方案進行技術經濟測算，計算成果表明：各方案棄光率均低于3%。光伏上網電價、水電上網電價水平基本一致。而通道利用小時數隨著光伏裝機的增大，呈現先升后降的趨勢，光伏裝機6 000 MW方案的輸電通道利用率最高(利用小時數為5 985)，輸電價最低(0.016 2美元/(kW·h))，故裝機配比1∶1的方案綜合落地電價最低(0.047 1美元/(kW·h))，較水電單獨外送電價降低16%，較光伏單獨送出降低28%，具備明顯的競爭優勢。各方案運行技術經濟指標分別見圖1、2。

圖1 各光伏裝機方案棄光率和輸電利用小時數

圖2 各光伏裝機方案測算經濟指標

2.2 日調節水電

選擇具有代表性日調節水電站B，光伏發電及輸電線路參數不變。一般情況下，調節能力差的水電站利用小時數較高，送出線路的利用小時數已相對較高，打捆光伏的能力有限。

計算方案為水電站B與不同裝機的光伏打捆外送的電價測算。水電容量為6 000 MW，光伏裝機容量在0～3 000 MW范圍內選擇，從0開始，以300 MW為步長逐步增加至3 000 MW，共11個計算方案。

使用量化模型對上述方案進行技術經濟指標的計算，結果表明：隨著打捆光伏裝機容量的增加，輸電通道利用小時數由6 330 h增加值6 995 h，輸電電價由0.021美元/(kW·h)降低至0.019 3美元/(kW·h)，光伏的棄電量從1.2億kW·h增加至20.1億kW·h逐步增加，光伏單位電度成本由0.028美元/(kW·h)增加至0.042 1美元/(kW·h)，綜合落地電價在0.0495～0.051美元/(kW·h)范圍內變化，當光伏裝機為1 800 MW時，綜合落地電價最低，為0.049 5美元/(kW·h)。水光配比1∶0.3的方案經濟性最優，較水電單獨送出電價降低3%，較光伏單獨外送電價降低15%，各方案運行技術經濟指標分別見圖3、4。

圖3 不同光伏裝機方案棄光率和輸電利用小時數

圖4 不同光伏裝機方案經濟指標

3 案例分析

選取非洲的大型水電站復興大壩水電工程、大英加水電工程，分別與大規模光伏基地打捆外送進行經濟指標計算分析。方案特性如圖5所示。

案例1，復興大壩水電站與棟古拉光伏電站水光互補，打捆外送南歐的希臘和意大利。

案例2，大英加水電與摩洛哥光伏電站打捆外送西班牙。

3.1 案例1

復興大壩位于埃塞爾比亞青尼羅河下游河段，水庫調節庫容約600億m3，具備多年調節能力，水電站裝機6 400 MW，多年平均發電量161.45億kW·h，裝機滿發利用小時數2 502 h，單位電度成本為0.030 6美元/(kW·h)。棟古拉光伏基地位于蘇丹北部，年輻照強度為2 300 kW·h/m2，技術可開發裝機容量為280 GW，發電利用小時數為2 000 h。單位度電成本0.028美元/(kW·h)。

圖5 非洲典型水光互補工程案例示意圖

復興大壩水電站及光伏電站裝機利用小時數均不高，若采用單獨送出的方式，輸電通道利用率低，輸電電價較高?？紤]到復興大壩調節能力強，且光伏電站位于水電外送通道上，考慮將復興大壩電力打捆6 400 MW光伏容量，送電南歐，以提高方案的經濟性。對水光互補過程進行模擬(如圖6所示)，通過水電對光伏出力進行補償調節，通道利用小時數提高到4 421 h，水光互補的輸電電價較單獨送出降低50%以上。另外，電能質量提高，高峰電量增加，若考慮受端峰谷電價差異，更能突出水光互補運行的經濟效益。

圖6 復興大壩水光互補日出力過程

計算表明：水光互補送出的綜合度電成本降低為0.067 2美元/(kW·h)，較水電單獨送出降低0.019 4美元/(kW·h)，較光伏單獨送出降低0.012 7美元/(kW·h)，大幅改善了項目的經濟性。

3.2 案例2

大英加水電站位于剛果河干流中下游河段，電站最終裝機規模為60 GW，多年平均發電量為390 TW·h，裝機滿發利用小時數為6 313 h，基本無調節能力。電站單位度電成本0.03美元/(kW·h)。北非摩洛哥扎格光伏基地太陽能年輻照強度為2 300 kW·h/m2，技術可開發裝機容量為110 GW，發電利用小時數2 000 h。根據經濟測算，光伏電站單獨上網度電成本約0.028美元/(kW·h)。英加水電站調節性能差，大部分時段保持基荷運行，大幅降低出力將產生棄水，打捆光伏的能力較小，外送可調電量約3 800 MW·h。通過計算，打捆2 400 MW光伏可提高輸電通道利用率和打捆電源經濟性。大英加水電站送電8 000 MW至北非摩洛哥，打捆光伏發電容量2 400 MW，接續送往西班牙、葡萄牙。水光互補模擬運行典型日運行方式如圖7所示。

圖7 大英加水光互補運行典型日出力過程

經濟指標計算成果表明，水光互補送出的落地綜合度電成本降低為0.065 6美元/(kW·h)時，較水電單獨送出的落地電價低0.001美元/(kW·h)。較光伏單獨送出的落地電價低0.006 5美元/(kW·h)，改善了項目的經濟性。

4 結 論

非洲、中南美和東南亞等地區不僅擁有豐富的水能資源，同時太陽能資源也非常豐富，采用水光互補的開發方式，一是可提高輸電通道利用率，二是利用水庫調節能力可減少打捆電源的棄電損失，從而降低打捆電源的受端落地電價，提高整體經濟性。

(1)有調節能力的水電是水光互補的優質資源，在清潔能源基地的規劃建設中應優先考慮開發利用。當水電站具備季調節以上的調節能力，搭配同等容量的光伏外送可大幅改善經濟性，提高外送電能質量。以復興大壩為例，打捆外送南歐的綜合落地電價0.067 2美元/(kW·h)，相對水電單獨送出方案降低0.019 4美元/(kW·h)。

(2)無調節能力的水電在一定條件下也可通過水光互補提升經濟性。當光伏電價低于水電電價，且增加的外送通道建設投資小的條件下，無調節能力的水電也可適當打捆光伏。水光裝機配比應根據水電利用小時數、水光電價等因素計算確定，一般地，水光配比不大于1∶0.3。以大英加水電站為例，8 000 MW水電與2 400 MW光伏打捆外送南歐，電價較水電單獨外送可降低0.001美元/(kW·h)。