靳亞東，董化宏，馬登清

（中國水電顧問集團(tuán)北京勘測設(shè)計(jì)研究院，北京 100024）

自2000年以來，中國風(fēng)電發(fā)展迅速。到2010年底，風(fēng)電總裝機(jī)容量達(dá)到44 733 MW，在風(fēng)電連續(xù)翻番的大好形勢下，部分新建成的風(fēng)電機(jī)組難以并網(wǎng)問題逐步顯現(xiàn)，即使已經(jīng)并網(wǎng)的風(fēng)電也面臨著頻繁限電的問題，難以保證風(fēng)電機(jī)組正常發(fā)電。尤其是近幾年風(fēng)電發(fā)展較快的內(nèi)蒙古、新疆、東北3省以及甘肅等地矛盾更加突出。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)致的送出能力的不足，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(duì)風(fēng)電消納能力的不足，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(gè)疑問，以下以東北電網(wǎng)為例進(jìn)行詳細(xì)分析。

1 東北電網(wǎng)現(xiàn)狀

東北電網(wǎng)包括黑龍江、吉林、遼寧3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3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)。

截至2011年3月底，東北電網(wǎng)總裝機(jī)89 259 MW。其中，風(fēng)電裝機(jī)12 763.5 MW，占全網(wǎng)裝機(jī)的14.30%：遼寧電網(wǎng)32 275.1 MW，風(fēng)電裝機(jī)3 880 MW，占遼寧電網(wǎng)裝機(jī)的12.02%；吉林電網(wǎng)裝機(jī)為20 346.7 MW，風(fēng)電2 208.8 MW，占吉林電網(wǎng)裝機(jī)的10.85%；黑龍江電網(wǎng)裝機(jī)19 652.1 MW，風(fēng)電裝機(jī)1 914.7 MW，占黑龍江電網(wǎng)裝機(jī)的9.74%；蒙東電網(wǎng)裝機(jī)16 985.1 MW，風(fēng)電裝機(jī)4 760 MW，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。而目前的東北電網(wǎng)，水電僅6 600 MW；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。

2 風(fēng)電棄風(fēng)情況

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3省及蒙東地區(qū)平均風(fēng)電棄電量達(dá)到發(fā)電量的1/3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。由此可見，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。

3 蓄能電站有利于風(fēng)電的消納

為了承擔(dān)與經(jīng)濟(jì)發(fā)展相適應(yīng)的社會(huì)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%。為此，我國加大了發(fā)展可再生能源的力度，特別是在風(fēng)電和太陽能發(fā)電方面，近幾年發(fā)展速度較快。但目前風(fēng)電的消納已經(jīng)成為制約風(fēng)電發(fā)展的 “瓶頸”，滯緩了風(fēng)電的發(fā)展步伐，建設(shè)抽水蓄能電站是解決這一問題的有效途徑之一。但蓄能電站本身只是電網(wǎng)中電能轉(zhuǎn)換的一種工具，在轉(zhuǎn)換電能過程中對(duì)電網(wǎng)起到一定的調(diào)節(jié)作用，而在轉(zhuǎn)換過程中還存在電能損失的問題，使得蓄能電站配合風(fēng)電運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性問題遭到質(zhì)疑。

4 經(jīng)濟(jì)性分析

以下以建設(shè)1 000 MW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。

4.1 測算條件

（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(jià)為蒙東地區(qū)風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià) 0.54 元/（kW·h）。

（3）蓄能電站按裝機(jī)1 000 MW，發(fā)電利用小時(shí)數(shù)6 h。

（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。

4.2 經(jīng)濟(jì)性分析

經(jīng)濟(jì)性分析主要考慮以下因素變化對(duì)蓄能電站經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響4種情況：

（1）不同抽水電價(jià)情況?？紤]抽水電價(jià)0.15、0.20、 0.25元/（kW·h）3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%。

（2）滿足全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%情況。根據(jù)測算，當(dāng)抽水電價(jià)為0.2 116元/（kW·h）時(shí)，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%。根據(jù)測算，滿足資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為10%、8%、0的3種情況，當(dāng)抽水電價(jià)為0.205 1元/（kW·h）時(shí)，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(jià)為0.219元/（kW·h）時(shí)，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(jià)為0.27元/（kW·h）時(shí)，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%。

（3）蓄能電站不同投資。蓄能電站投資為4 000元/kW和4 500元/kW時(shí)，維持全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%，則抽水電價(jià)分別為0.2 116元/（kW·h）和0.1 903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。

表1 蓄能電站經(jīng)濟(jì)性測算 （蓄能電站投資4 000元/（kW·h））

4.3 經(jīng)濟(jì)分析結(jié)論

（1）如果蓄能電站屬于電網(wǎng)企業(yè)，不考慮蓄能電站的動(dòng)態(tài)效益，抽水電價(jià)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0.211 6元/（kW·h）的電價(jià)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(jià)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(jià)達(dá)到0.27元/（kW·h），則資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為0，全部投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為4.94%，即抽水電價(jià)如果高于0.27元/（kW·h），蓄能電站將為零收益或負(fù)收益。

表2 蓄能電站經(jīng)濟(jì)性測算 （蓄能電站投資4 500元/（kW·h））

（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(dòng)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(jià)為0.12元/（kW·h），發(fā)電電價(jià)0.54元/（kW·h），蓄能電站將價(jià)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)，測算得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(jià)過高，維持其運(yùn)行需要相應(yīng)的電價(jià)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 kW·h零電價(jià)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(jià)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0.211 6元/（kW·h）的上網(wǎng)電價(jià)收益，較白白棄掉的風(fēng)電電量，收益還是很可觀的。

5 結(jié)語

（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(jià)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(jià)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）以上測算是在一定條件的基礎(chǔ)上進(jìn)行的，維持上述條件成立需要有關(guān)部門出臺(tái)相關(guān)的政策給予支撐。

（3）建議風(fēng)電企業(yè)積極參與抽水蓄能電站建設(shè)。