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        建設(shè)蓄能電站解決風(fēng)電消納經(jīng)濟性分析

        2011-07-26 03:32:40靳亞東董化宏馬登清
        水力發(fā)電 2011年10期
        關(guān)鍵詞:蒙東裝機經(jīng)濟性

        靳亞東,董化宏,馬登清

        (中國水電顧問集團北京勘測設(shè)計研究院,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)象的主要原因為電網(wǎng)建設(shè)進度滯后而導(dǎo)致的送出能力的不足,其次是風(fēng)電運行的不穩(wěn)定性而導(dǎo)致的用電市場對風(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)電配合運行的經(jīng)濟性問題一直是個疑問,以下以東北電網(wǎng)為例進行詳細(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89 259 MW。其中,風(fēng)電裝機12 763.5 MW,占全網(wǎng)裝機的14.30%:遼寧電網(wǎng)32 275.1 MW,風(fēng)電裝機3 880 MW,占遼寧電網(wǎng)裝機的12.02%;吉林電網(wǎng)裝機為20 346.7 MW,風(fēng)電2 208.8 MW,占吉林電網(wǎng)裝機的10.85%;黑龍江電網(wǎng)裝機19 652.1 MW,風(fēng)電裝機1 914.7 MW,占黑龍江電網(wǎng)裝機的9.74%;蒙東電網(wǎng)裝機16 985.1 MW,風(fēng)電裝機4 760 MW,占蒙東電網(wǎng)裝機的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;火電機組約占85%,且約40%火電機組供熱,供熱機組比例全國最高;雖然風(fēng)電應(yīng)最優(yōu)先上網(wǎng),但供熱機組關(guān)系冬季供熱,隨著供熱機組逐年增加,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)電運行的經(jīng)濟性問題遭到質(zhì)疑。

        4 經(jīng)濟性分析

        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1 000 MW,發(fā)電利用小時數(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)濟性分析

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

        (1)不同抽水電價情況??紤]抽水電價0.15、0.20、 0.25元/(kW·h)3種情況, 根據(jù)測算, 全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率和資本金財務(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)滿足全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率8%情況。根據(jù)測算,當(dāng)抽水電價為0.2 116元/(kW·h)時,電站全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率為8%,相應(yīng)資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為9.1%。根據(jù)測算,滿足資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為10%、8%、0的3種情況,當(dāng)抽水電價為0.205 1元/(kW·h)時,電站資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為10%,相應(yīng)全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率為8.3%;當(dāng)抽水電價為0.219元/(kW·h)時,電站資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為8%,相應(yīng)全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率為7.71%;當(dāng)抽水電價為0.27元/(kW·h)時,電站資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為0,相應(yīng)全部投資財務(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,維持全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率8%,則抽水電價分別為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)濟性測算 (蓄能電站投資4 000元/(kW·h))

        4.3 經(jīng)濟分析結(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態(tài)效益,抽水電價僅考慮滿足風(fēng)電企業(yè)基本維護費和微量收益,電網(wǎng)以0.211 6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),則資本金財務(wù)內(nèi)部收益率為0,全部投資財務(wù)內(nèi)部收益率為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。

        表2 蓄能電站經(jīng)濟性測算 (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)基本維護費又要支付過網(wǎng)費用共約0.33元/kW,抽水電價過高,維持其運行需要相應(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 kW·h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0.211 6元/(kW·h)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。

        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)濟的。

        (2)以上測算是在一定條件的基礎(chǔ)上進行的,維持上述條件成立需要有關(guān)部門出臺相關(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)。

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