中國風(fēng)電與蓄能電站的建設(shè)

中國風(fēng)電與蓄能電站的建設(shè)

0頻繁限電問題2000年以來，中國林業(yè)發(fā)展迅速。2010年底，全球通風(fēng)能力為44733mw，排名世界第一。在風(fēng)速不斷逆轉(zhuǎn)的大好形勢下，一些新成立的發(fā)電機(jī)很難連接網(wǎng)絡(luò)。即使已經(jīng)連接的電網(wǎng)也面臨頻繁限制電力的問題，因此很難保證正常運(yùn)行的能源裝置。特別是近年來，由于內(nèi)蒙古、新疆、東北三省和甘肅等風(fēng)電快速發(fā)展的矛盾，近年來發(fā)生了重大沖突。中國風(fēng)電發(fā)展已經(jīng)遇到了發(fā)展“瓶頸”,出現(xiàn)這種現(xiàn)象的主要原因?yàn)殡娋W(wǎng)建設(shè)進(jìn)度滯后而導(dǎo)致的送出能力不足,其次是風(fēng)電運(yùn)行的不穩(wěn)定性而導(dǎo)致的用電市場對風(fēng)電消納能力不足,關(guān)鍵是電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)不合理,調(diào)峰電源不足。建設(shè)抽水蓄能電站被認(rèn)為是水電缺乏地區(qū)調(diào)整電源結(jié)構(gòu),解決風(fēng)電棄電的有效途徑,但蓄能與風(fēng)電配合運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性問題一直是個疑問,而且在目前的政策環(huán)境下,建設(shè)抽水蓄能電站的積極性普遍不高,以下以東北電網(wǎng)為例進(jìn)行詳細(xì)分析,從而就風(fēng)電與蓄能電站的建設(shè)提出幾點(diǎn)建議。1東北電網(wǎng)的總結(jié)1.1電網(wǎng)用電設(shè)備特性東北電網(wǎng)包括黑龍江、吉林、遼寧三省電網(wǎng)和蒙東電網(wǎng)(包括赤峰市、興安盟、呼倫貝爾市、通遼市)。東北電網(wǎng)按其地理位置可分為三部分:內(nèi)蒙古東部的伊敏電廠和黑龍江省電網(wǎng)構(gòu)成北部電網(wǎng),內(nèi)蒙古東部的通遼市和吉林省電網(wǎng)構(gòu)成中部電網(wǎng),內(nèi)蒙古東部的赤峰市和遼寧省電網(wǎng)構(gòu)成南部電網(wǎng)。截止到2011年3月底,東北電網(wǎng)總裝機(jī)89259MW,其中風(fēng)電裝機(jī)12763.5MW,占全網(wǎng)裝機(jī)的14.30%。其中,遼寧電網(wǎng)32275.1MW,風(fēng)電裝機(jī)3880MW,占遼寧電網(wǎng)裝機(jī)的12.02%;吉林電網(wǎng)裝機(jī)20346.7MW,風(fēng)電2208.8MW,占吉林電網(wǎng)裝機(jī)的10.85%;黑龍江電網(wǎng)裝機(jī)19652.1MW,風(fēng)電裝機(jī)1914.7MW,占黑龍江電網(wǎng)裝機(jī)的9.74%;蒙東電網(wǎng)裝機(jī)16985.1MW,風(fēng)電裝機(jī)4760MW,占蒙東電網(wǎng)裝機(jī)的28.02%。東北及蒙東地區(qū)風(fēng)電的日出力特性與電網(wǎng)負(fù)荷特性剛好相反,用電高峰期電網(wǎng)的出力小,負(fù)荷低谷反而出力大,因此帶來電網(wǎng)調(diào)峰壓力較大。而目前,東北電網(wǎng)水電僅6600MW,裝機(jī)容量不大。東北電網(wǎng)火電機(jī)組約占85%,且約40%火電機(jī)組供熱,供熱機(jī)組比例全國最高;雖然風(fēng)電應(yīng)最優(yōu)先上網(wǎng),但供熱機(jī)組關(guān)系冬季供熱,隨著供熱機(jī)組逐年增加,電網(wǎng)調(diào)峰難度越來越大,電網(wǎng)低谷期間電源負(fù)荷平衡矛盾十分突出。1.2風(fēng)電限電比例近年來隨著風(fēng)電規(guī)模的不斷加大,風(fēng)電棄電也越來越嚴(yán)重,2010年東北三省及蒙東地區(qū)平均風(fēng)電棄電量達(dá)到發(fā)電量達(dá)三分之一之多。2011年遼寧電網(wǎng)風(fēng)電的限電比例約為41.5%,吉林電網(wǎng)風(fēng)電的限電比例約為47.5%,黑龍江電網(wǎng)風(fēng)電的限電比例約為38%,東北電網(wǎng)風(fēng)電的限電比例約為42.5%,蒙東電網(wǎng)風(fēng)電的限電比例約為49%。其中通遼地區(qū)風(fēng)電的限電比例4月份約為55%,風(fēng)電棄電嚴(yán)重。增加電網(wǎng)調(diào)峰能力,解決風(fēng)電棄電問題已經(jīng)迫在眉睫。2建設(shè)主體和責(zé)任擔(dān)當(dāng)不明確抽水蓄能電站建設(shè)一度出現(xiàn)無序趨勢,針對這種情況,國家發(fā)改委在2004年頒布了“國家發(fā)改委關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知(發(fā)改能源71號)”,通知要求:“抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)和管理,其建設(shè)和運(yùn)行成本納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核定”。該文件下發(fā)后南方電網(wǎng)公司成立了調(diào)頻調(diào)相公司,國網(wǎng)公司成立了國網(wǎng)新源控股有限公司專門負(fù)責(zé)所轄區(qū)域內(nèi)抽水蓄能電站的建設(shè)管理,該文件在規(guī)范抽水蓄能有序建設(shè)方面發(fā)揮了積極作用。2007年國家發(fā)改委發(fā)布的“關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站有關(guān)問題的通知”(發(fā)改能源1513號),提出核定的抽水蓄能電站租賃費(fèi)原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%,發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。但在實(shí)際運(yùn)行過程中,發(fā)電企業(yè)和用戶承擔(dān)的兩個25%費(fèi)用落實(shí)地區(qū)差異大,實(shí)際操作困難,電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)抽水蓄能電站產(chǎn)生的費(fèi)用較難得到彌補(bǔ),缺乏激勵機(jī)制,進(jìn)一步發(fā)展動力不夠。非電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)蓄能電站雖不存在資金壓力,但面臨著政策、入網(wǎng)、電價等重重壓力。因此抽水蓄能電站建設(shè)的積極性普遍不高,這在一定程度上制約了風(fēng)電的發(fā)展。為了承擔(dān)與經(jīng)濟(jì)發(fā)展相適應(yīng)的社會責(zé)任,我國提出了減排目標(biāo),一是到2020年非化石能源在能源消費(fèi)中的比重達(dá)到15%,二是2020年單位GDP二氧化碳排放量比2005年減少40%~45%。為了實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo),我國需大力發(fā)展可再生能源,核電和風(fēng)電是可再生能源的兩大部分,日本福島核電站事故后,核電的發(fā)展步伐可能受到影響,因此我們需快速疏通風(fēng)電發(fā)展的“瓶頸”,促進(jìn)風(fēng)電的快速發(fā)展,保證減排目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。3經(jīng)濟(jì)分析以下以建設(shè)1000MW抽水蓄能電站來解決風(fēng)電棄電為例分析不同情況的經(jīng)濟(jì)性。3.1電上網(wǎng)電價比較(1)假設(shè)抽水蓄能電站抽水電量全部利用風(fēng)電棄電量。(2)抽水蓄能發(fā)電上網(wǎng)電價為蒙東地區(qū)風(fēng)電上網(wǎng)電價0.54元/kW·h。(3)蓄能電站按裝機(jī)1000MW,發(fā)電利用小時數(shù)6小時。(4)銀行短期貸款利率6.31%,長期貸款利率6.80%。(5)其他參數(shù)參照現(xiàn)行規(guī)范要求。3.2按頻率控制+激光電路最優(yōu)群落見表1經(jīng)濟(jì)性分析主要考慮以下因素變化對蓄能電站經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響:(1)不同抽水電價;(2)滿足全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%;(3)滿足資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率10%、8%、0;(4)蓄能電站單位千瓦投資分別為4000元/kW和4500元/kW四種情況。1元/kwh考慮抽水電價0.15元/kW·h、0.20元/kW·h、0.25元/kW·h三種情況,根據(jù)測算,全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率和資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率分別為:10.5%和16.69%,8.51%和10.75%,6.18%和3.25%。28%的投資內(nèi)部收入為所有投資的內(nèi)部收入根據(jù)測算,當(dāng)抽水電價為0.2116元/kW·h時,電站全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8%,相應(yīng)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為9.1%。3電站資金內(nèi)部轉(zhuǎn)化率根據(jù)測算,當(dāng)抽水電價為0.2051元/kW·h時,電站資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為10%,相應(yīng)全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8.3%;當(dāng)抽水電價為0.219元/kW·h時,電站資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為8%,相應(yīng)全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為7.71%;當(dāng)抽水電價為0.27元/kW·h時,電站資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為0,相應(yīng)全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為4.94%。4抽船投資紅巖三站計(jì)算蓄能電站投資為4000元/kW和4500元/kW時,維持全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%,則抽水電站分別為0.2116元/kW·h和0.1903元/kW·h,相差約3分錢。各種情況測算結(jié)果詳見表1和表2。3.3蓄能電站的收益分析(1)如果蓄能電站屬于電網(wǎng)企業(yè),不考慮蓄能電站的動態(tài)效益,抽水電價僅考慮滿足風(fēng)電企業(yè)基本維護(hù)費(fèi)和微量收益,電網(wǎng)以0.2116元/kW·h的電價收購風(fēng)電棄電量,蓄能電站發(fā)電量以風(fēng)電上網(wǎng)電價0.54元/kW·h結(jié)算,則蓄能電站全部投資內(nèi)部收益率為8%。如果抽水電價達(dá)到0.27元/kW·h,則資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率0,全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率4.94%,即抽水電價如果高于0.27元/kW·h,蓄能電站將為零收益或負(fù)收益。(2)如果蓄能電站屬于風(fēng)電發(fā)電企業(yè),不考慮蓄能電站的動態(tài)效益,蓄能電站用自己的風(fēng)電棄電量抽水,考慮支付電網(wǎng)的過網(wǎng)費(fèi)約0.12元/kW·h,相當(dāng)于蓄能電站抽水電價為0.12元/kW·h,發(fā)電電價0.54元/kW·h,蓄能電站將價值為零的風(fēng)電棄電量轉(zhuǎn)換為高峰優(yōu)質(zhì)電供給電網(wǎng),測算的蓄能電站的收益率較高,全部投資內(nèi)部收益率超過10%。(3)如果蓄能電站既不屬于風(fēng)電企業(yè),也不屬于電網(wǎng)公司,則蓄能電站如果利用風(fēng)電棄電量抽水既要支付風(fēng)電企業(yè)基本維護(hù)費(fèi)又要支付過網(wǎng)費(fèi)用共約0.33元/kW,抽水電價過高,維持其運(yùn)行需要相應(yīng)的電價政策支持。(4)通過蓄能電站的轉(zhuǎn)換,風(fēng)電企業(yè)自己建設(shè)蓄能電站情況,1度零電價風(fēng)電棄電量考慮轉(zhuǎn)換效率0.75后,仍可獲得0.285元/kW·h上網(wǎng)電價的收益;即使蓄能電站屬電網(wǎng)企業(yè),風(fēng)電企業(yè)風(fēng)電棄電量仍可得到0.2116元的上網(wǎng)電價收益,較白白棄掉的風(fēng)電電量,收益還是很可觀的。4快速發(fā)展風(fēng)電,積極推動風(fēng)電制度改革(1)建設(shè)抽水蓄能電站來解決風(fēng)電消納能力問題是可行的。在蓄能電站經(jīng)濟(jì)指標(biāo)適中,抽水電價合適的情況下,即使蓄能電站所發(fā)電量按現(xiàn)在的風(fēng)電上網(wǎng)電價計(jì)算,電網(wǎng)企業(yè)或風(fēng)電發(fā)電企業(yè)建設(shè)抽水蓄能電站將風(fēng)電棄電量轉(zhuǎn)換為電網(wǎng)優(yōu)質(zhì)電能也是經(jīng)濟(jì)的。(2)國家關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)的相關(guān)政策在短期內(nèi)發(fā)生大的改變的可能性不大,為了盡快疏通風(fēng)電入網(wǎng)通道,減輕電網(wǎng)公司的壓力,風(fēng)電、核電企業(yè)可捆綁建設(shè)抽水蓄能電站,并與電網(wǎng)協(xié)商通過減少風(fēng)電棄風(fēng)電量、減少核電參與調(diào)峰運(yùn)行等方式回收蓄能電站建設(shè)資金。(3)加快電力體制改革,盡快實(shí)現(xiàn)峰谷分時電價,實(shí)現(xiàn)輔助服務(wù)有償使用。抽水蓄能電站