中国风电与蓄能电站的建设

中国风电与蓄能电站的建设

0频繁限电问题2000年以来，中国林业发展迅速。2010年底，全球通风能力为44733mw，排名世界第一。在风速不断逆转的大好形势下，一些新成立的发电机很难连接网络。即使已经连接的电网也面临频繁限制电力的问题，因此很难保证正常运行的能源装置。特别是近年来，由于内蒙古、新疆、东北三省和甘肃等风电快速发展的矛盾，近年来发生了重大冲突。中国风电发展已经遇到了发展“瓶颈”,出现这种现象的主要原因为电网建设进度滞后而导致的送出能力不足,其次是风电运行的不稳定性而导致的用电市场对风电消纳能力不足,关键是电网电源结构不合理,调峰电源不足。建设抽水蓄能电站被认为是水电缺乏地区调整电源结构,解决风电弃电的有效途径,但蓄能与风电配合运行的经济性问题一直是个疑问,而且在目前的政策环境下,建设抽水蓄能电站的积极性普遍不高,以下以东北电网为例进行详细分析,从而就风电与蓄能电站的建设提出几点建议。1东北电网的总结1.1电网用电设备特性东北电网包括黑龙江、吉林、辽宁三省电网和蒙东电网(包括赤峰市、兴安盟、呼伦贝尔市、通辽市)。东北电网按其地理位置可分为三部分:内蒙古东部的伊敏电厂和黑龙江省电网构成北部电网,内蒙古东部的通辽市和吉林省电网构成中部电网,内蒙古东部的赤峰市和辽宁省电网构成南部电网。截止到2011年3月底,东北电网总装机89259MW,其中风电装机12763.5MW,占全网装机的14.30%。其中,辽宁电网32275.1MW,风电装机3880MW,占辽宁电网装机的12.02%;吉林电网装机20346.7MW,风电2208.8MW,占吉林电网装机的10.85%;黑龙江电网装机19652.1MW,风电装机1914.7MW,占黑龙江电网装机的9.74%;蒙东电网装机16985.1MW,风电装机4760MW,占蒙东电网装机的28.02%。东北及蒙东地区风电的日出力特性与电网负荷特性刚好相反,用电高峰期电网的出力小,负荷低谷反而出力大,因此带来电网调峰压力较大。而目前,东北电网水电仅6600MW,装机容量不大。东北电网火电机组约占85%,且约40%火电机组供热,供热机组比例全国最高;虽然风电应最优先上网,但供热机组关系冬季供热,随着供热机组逐年增加,电网调峰难度越来越大,电网低谷期间电源负荷平衡矛盾十分突出。1.2风电限电比例近年来随着风电规模的不断加大,风电弃电也越来越严重,2010年东北三省及蒙东地区平均风电弃电量达到发电量达三分之一之多。2011年辽宁电网风电的限电比例约为41.5%,吉林电网风电的限电比例约为47.5%,黑龙江电网风电的限电比例约为38%,东北电网风电的限电比例约为42.5%,蒙东电网风电的限电比例约为49%。其中通辽地区风电的限电比例4月份约为55%,风电弃电严重。增加电网调峰能力,解决风电弃电问题已经迫在眉睫。2建设主体和责任担当不明确抽水蓄能电站建设一度出现无序趋势,针对这种情况,国家发改委在2004年颁布了“国家发改委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知(发改能源71号)”,通知要求:“抽水蓄能电站原则上由电网企业建设和管理,其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定”。该文件下发后南方电网公司成立了调频调相公司,国网公司成立了国网新源控股有限公司专门负责所辖区域内抽水蓄能电站的建设管理,该文件在规范抽水蓄能有序建设方面发挥了积极作用。2007年国家发改委发布的“关于桐柏、泰安抽水蓄能电站有关问题的通知”(发改能源1513号),提出核定的抽水蓄能电站租赁费原则上由电网企业消化50%,发电企业和用户各承担25%。但在实际运行过程中,发电企业和用户承担的两个25%费用落实地区差异大,实际操作困难,电网企业建设抽水蓄能电站产生的费用较难得到弥补,缺乏激励机制,进一步发展动力不够。非电网企业建设蓄能电站虽不存在资金压力,但面临着政策、入网、电价等重重压力。因此抽水蓄能电站建设的积极性普遍不高,这在一定程度上制约了风电的发展。为了承担与经济发展相适应的社会责任,我国提出了减排目标,一是到2020年非化石能源在能源消费中的比重达到15%,二是2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%~45%。为了实现这一目标,我国需大力发展可再生能源,核电和风电是可再生能源的两大部分,日本福岛核电站事故后,核电的发展步伐可能受到影响,因此我们需快速疏通风电发展的“瓶颈”,促进风电的快速发展,保证减排目标的实现。3经济分析以下以建设1000MW抽水蓄能电站来解决风电弃电为例分析不同情况的经济性。3.1电上网电价比较(1)假设抽水蓄能电站抽水电量全部利用风电弃电量。(2)抽水蓄能发电上网电价为蒙东地区风电上网电价0.54元/kW·h。(3)蓄能电站按装机1000MW,发电利用小时数6小时。(4)银行短期贷款利率6.31%,长期贷款利率6.80%。(5)其他参数参照现行规范要求。3.2按频率控制+激光电路最优群落见表1经济性分析主要考虑以下因素变化对蓄能电站经济指标的影响:(1)不同抽水电价;(2)满足全部投资财务内部收益率8%;(3)满足资本金财务内部收益率10%、8%、0;(4)蓄能电站单位千瓦投资分别为4000元/kW和4500元/kW四种情况。1元/kwh考虑抽水电价0.15元/kW·h、0.20元/kW·h、0.25元/kW·h三种情况,根据测算,全部投资财务内部收益率和资本金财务内部收益率分别为:10.5%和16.69%,8.51%和10.75%,6.18%和3.25%。28%的投资内部收入为所有投资的内部收入根据测算,当抽水电价为0.2116元/kW·h时,电站全部投资财务内部收益率为8%,相应资本金财务内部收益率为9.1%。3电站资金内部转化率根据测算,当抽水电价为0.2051元/kW·h时,电站资本金财务内部收益率为10%,相应全部投资财务内部收益率为8.3%;当抽水电价为0.219元/kW·h时,电站资本金财务内部收益率为8%,相应全部投资财务内部收益率为7.71%;当抽水电价为0.27元/kW·h时,电站资本金财务内部收益率为0,相应全部投资财务内部收益率为4.94%。4抽船投资红岩三站计算蓄能电站投资为4000元/kW和4500元/kW时,维持全部投资财务内部收益率8%,则抽水电站分别为0.2116元/kW·h和0.1903元/kW·h,相差约3分钱。各种情况测算结果详见表1和表2。3.3蓄能电站的收益分析(1)如果蓄能电站属于电网企业,不考虑蓄能电站的动态效益,抽水电价仅考虑满足风电企业基本维护费和微量收益,电网以0.2116元/kW·h的电价收购风电弃电量,蓄能电站发电量以风电上网电价0.54元/kW·h结算,则蓄能电站全部投资内部收益率为8%。如果抽水电价达到0.27元/kW·h,则资本金财务内部收益率0,全部投资财务内部收益率4.94%,即抽水电价如果高于0.27元/kW·h,蓄能电站将为零收益或负收益。(2)如果蓄能电站属于风电发电企业,不考虑蓄能电站的动态效益,蓄能电站用自己的风电弃电量抽水,考虑支付电网的过网费约0.12元/kW·h,相当于蓄能电站抽水电价为0.12元/kW·h,发电电价0.54元/kW·h,蓄能电站将价值为零的风电弃电量转换为高峰优质电供给电网,测算的蓄能电站的收益率较高,全部投资内部收益率超过10%。(3)如果蓄能电站既不属于风电企业,也不属于电网公司,则蓄能电站如果利用风电弃电量抽水既要支付风电企业基本维护费又要支付过网费用共约0.33元/kW,抽水电价过高,维持其运行需要相应的电价政策支持。(4)通过蓄能电站的转换,风电企业自己建设蓄能电站情况,1度零电价风电弃电量考虑转换效率0.75后,仍可获得0.285元/kW·h上网电价的收益;即使蓄能电站属电网企业,风电企业风电弃电量仍可得到0.2116元的上网电价收益,较白白弃掉的风电电量,收益还是很可观的。4快速发展风电,积极推动风电制度改革(1)建设抽水蓄能电站来解决风电消纳能力问题是可行的。在蓄能电站经济指标适中,抽水电价合适的情况下,即使蓄能电站所发电量按现在的风电上网电价计算,电网企业或风电发电企业建设抽水蓄能电站将风电弃电量转换为电网优质电能也是经济的。(2)国家关于抽水蓄能电站建设的相关政策在短期内发生大的改变的可能性不大,为了尽快疏通风电入网通道,减轻电网公司的压力,风电、核电企业可捆绑建设抽水蓄能电站,并与电网协商通过减少风电弃风电量、减少核电参与调峰运行等方式回收蓄能电站建设资金。(3)加快电力体制改革,尽快实现峰谷分时电价,实现辅助服务有偿使用。抽水蓄能电站