建設蓄能電站解決風電消納經濟性分析

靳亞東，董化宏，馬登清

（中國水電顧問集團北京勘測設計研究院，北京 100024）

自2000年以來，中國風電發(fā)展迅速。到2010年底，風電總裝機容量達到44 733 MW，在風電連續(xù)翻番的大好形勢下，部分新建成的風電機組難以并網問題逐步顯現，即使已經并網的風電也面臨著頻繁限電的問題，難以保證風電機組正常發(fā)電。尤其是近幾年風電發(fā)展較快的內蒙古、新疆、東北3省以及甘肅等地矛盾更加突出。中國風電發(fā)展已經遇到了發(fā)展 “瓶頸”。出現這種現象的主要原因為電網建設進度滯后而導致的送出能力的不足，其次是風電運行的不穩(wěn)定性而導致的用電市場對風電消納能力的不足，關鍵是電網電源結構不合理，調峰電源不足。建設抽水蓄能電站被認為是水電缺乏地區(qū)調整電源結構，解決風電棄電的有效途徑。但蓄能與風電配合運行的經濟性問題一直是個疑問，以下以東北電網為例進行詳細分析。

1 東北電網現狀

東北電網包括黑龍江、吉林、遼寧3省電網和蒙東電網 （包括赤峰市、興安盟、呼倫貝爾市、通遼市）。東北電網按其地理位置可分為3部分：內蒙古東部的伊敏電廠和黑龍江省電網構成北部電網，內蒙古東部的通遼市和吉林省電網構成中部電網，內蒙古東部的赤峰市和遼寧省電網構成南部電網。

截至2011年3月底，東北電網總裝機89 259 MW。其中，風電裝機12 763.5 MW，占全網裝機的14.30%：遼寧電網32 275.1 MW，風電裝機3 880 MW，占遼寧電網裝機的12.02%；吉林電網裝機為20 346.7 MW，風電2 208.8 MW，占吉林電網裝機的10.85%；黑龍江電網裝機19 652.1 MW，風電裝機1 914.7 MW，占黑龍江電網裝機的9.74%；蒙東電網裝機16 985.1 MW，風電裝機4 760 MW，占蒙東電網裝機的28.02%。

東北及蒙東地區(qū)風電的日出力特性與電網負荷特性剛好相反，用電高峰期電網的出力小，負荷低谷反而出力大，因此帶來電網調峰壓力較大。而目前的東北電網，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；雖然風電應最優(yōu)先上網，但供熱機組關系冬季供熱，隨著供熱機組逐年增加，電網調峰難度越來越大，電網低谷期間電源負荷平衡矛盾十分突出。

2 風電棄風情況

近年來，隨著風電規(guī)模的不斷加大，風電棄電也越來越嚴重。2010年東北3省及蒙東地區(qū)平均風電棄電量達到發(fā)電量的1/3之多。2011年遼寧電網風電的限電比例約為41.5%，吉林電網風電的限電比例約為47.5%，黑龍江電網風電的限電比例約為38%；東北電網風電的限電比例約為42.5%，蒙東電網風電的限電比例約為49%。其中，通遼地區(qū)風電的限電比例4月份約為55%，風電棄電嚴重。由此可見，增加電網調峰能力，解決風電棄電問題已經迫在眉睫。

3 蓄能電站有利于風電的消納

為了承擔與經濟發(fā)展相適應的社會責任，我國提出了減排目標：一是，到2020年非化石能源在能源消費中的比重達到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，特別是在風電和太陽能發(fā)電方面，近幾年發(fā)展速度較快。但目前風電的消納已經成為制約風電發(fā)展的 “瓶頸”，滯緩了風電的發(fā)展步伐，建設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中電能轉換的一種工具，在轉換電能過程中對電網起到一定的調節(jié)作用，而在轉換過程中還存在電能損失的問題，使得蓄能電站配合風電運行的經濟性問題遭到質疑。

4 經濟性分析

以下以建設1 000 MW抽水蓄能電站來解決風電棄電為例分析不同情況的經濟性。

4.1 測算條件

（1）假設抽水蓄能電站抽水電量全部利用風電棄電量。

（2）抽水蓄能發(fā)電上網電價為蒙東地區(qū)風電上網電價 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）其他參數參照現行規(guī)范要求。

4.2 經濟性分析

經濟性分析主要考慮以下因素變化對蓄能電站經濟指標的影響4種情況：

（1）不同抽水電價情況。考慮抽水電價0.15、0.20、 0.25元/（kW·h）3種情況， 根據測算， 全部投資財務內部收益率和資本金財務內部收益率分別為10.5%和16.69%，8.51%和10.75%，6.18%和3.25%。

（2）滿足全部投資財務內部收益率8%情況。根據測算，當抽水電價為0.2 116元/（kW·h）時，電站全部投資財務內部收益率為8%，相應資本金財務內部收益率為9.1%。根據測算，滿足資本金財務內部收益率為10%、8%、0的3種情況，當抽水電價為0.205 1元/（kW·h）時，電站資本金財務內部收益率為10%，相應全部投資財務內部收益率為8.3%；當抽水電價為0.219元/（kW·h）時，電站資本金財務內部收益率為8%，相應全部投資財務內部收益率為7.71%；當抽水電價為0.27元/（kW·h）時，電站資本金財務內部收益率為0，相應全部投資財務內部收益率為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，維持全部投資財務內部收益率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。各種情況測算結果詳見表1和表2。

表1 蓄能電站經濟性測算 （蓄能電站投資4 000元/（kW·h））

4.3 經濟分析結論

（1）如果蓄能電站屬于電網企業(yè)，不考慮蓄能電站的動態(tài)效益，抽水電價僅考慮滿足風電企業(yè)基本維護費和微量收益，電網以0.211 6元/（kW·h）的電價收購風電棄電量，蓄能電站發(fā)電量以風電上網電價0.54元/（kW·h）結算，則蓄能電站全部投資內部收益率為8%。如果抽水電價達到0.27元/（kW·h），則資本金財務內部收益率為0，全部投資財務內部收益率為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收益。

表2 蓄能電站經濟性測算 （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電棄電量抽水，考慮支付電網的過網費約0.12元/（kW·h），相當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電棄電量轉換為高峰優(yōu)質電供給電網，測算得蓄能電站的收益率較高，全部投資內部收益率超過10%。

（3）如果蓄能電站既不屬于風電企業(yè)，也不屬于電網公司，則蓄能電站如果利用風電棄電量抽水既要支付風電企業(yè)基本維護費又要支付過網費用共約0.33元/kW，抽水電價過高，維持其運行需要相應的電價政策支持。

（4）通過蓄能電站的轉換，風電企業(yè)自己建設蓄能電站情況，1 kW·h零電價風電棄電量考慮轉換效率0.75后，仍可獲得0.285元/（kW·h）上網電價的收益；即使蓄能電站屬電網企業(yè)，風電企業(yè)風電棄電量仍可得到0.211 6元/（kW·h）的上網電價收益，較白白棄掉的風電電量，收益還是很可觀的。

5 結語

（1）建設抽水蓄能電站來解決風電消納能力問題是可行的，在蓄能電站經濟指標適中，抽水電價合適的情況下，即使蓄能電站所發(fā)電量按現在的風電上網電價計算，電網企業(yè)或風電發(fā)電企業(yè)建設抽水蓄能電站將風電棄電量轉換為電網優(yōu)質電能也是經濟的。

（2）以上測算是在一定條件的基礎上進行的，維持上述條件成立需要有關部門出臺相關的政策給予支撐。

（3）建議風電企業(yè)積極參與抽水蓄能電站建設。