中国电力报:国外调峰调频电源发展经验启示
2016-08-19   来源:中国电力报  浏览次数:

  国网能源研究院 能源战略与规划研究所 元博 冯君淑

  《中国电力报》2016年8月13日第11版

  随着我国经济社会的发展,电力系统规模不断扩大,用电负荷和峰谷差持续加大,随机性、间歇性新能源大规模开发,对调峰调频电源发展提出了新的要求。上半年我国平均弃风率高达21%,同比上升6个百分点,弃风原因与电源结构及调峰能力、风光规模布局、电网条件、体制机制等都有密切联系。统筹规划、建管并重、适度加快调峰调频电站建设,对保障我国电力系统安全稳定经济运行、增加新能源电力消纳具有重要意义。本文总结了国外发展调峰调频电源的经验,分析了我国当前抽水蓄能电站建设运行的政策,并提出了相关建议。

  国外新能源发展及调峰调频电源建设经验

  根据资源条件和建设经济性,各国发展调峰电源的侧重不同。日本是世界范围内抽水蓄能装机容量最大、占比最高(11.1%)的国家,其电源结构以火电为主(占比60%以上),核电次之(占比20%以上),常规水电较小(占比不足10%)。

  过去,日本高比例的抽水蓄能电站主要配合核电运行,未来将以配合核电和新能源运行为主。美国天然气资源丰富、管网发达,燃气电站是调峰调频电源的主力,在装机结构中的占比达40%以上。近十几年来,美国新增装机容量几乎全部来自天然气发电,其它类型的电源基本维持不变。

  调峰调频电源在不同的电网中利用方式不同,发挥的作用也不尽相同。

  以美国为例,不同抽水蓄能电站的年发电利用小时数差别巨大,最高可达1953小时,在系统中主要承担调峰填谷、促进电力系统合理经济运行的任务;有一半的抽水蓄能电站年发电利用小时数少于1000小时,最少仅34小时,这些电站在系统中除参与调峰,还承担保安电源功能,以及发挥调频、调相、提高电压稳定性和供电质量的作用。法国是世界上核电装机占比最高的国家,为保障核电相对平稳高效运行,其抽水蓄能电站主要用于削峰填谷运行。

  通过采用峰谷电价、辅助服务费用、租赁经营等多种形式,可以保证调峰电源投资能够取得合理回报并维持正常运营。国外调峰调频电站经营收入主要有三种,一是依赖峰谷电价差。国外高峰电价一般可达低谷电价的8~10倍,抽水蓄能、燃气电站等具备在电力市场中竞争并保证合理收益的能力;二是辅助服务市场付费。依托较为完善的电力市场机制,从辅助服务市场获得深度调峰、紧急事故备用、调频等动态收益,如英国部分抽蓄电站年运营收入中辅助服务费用占比可达一半。三是电网企业付给电站租赁费。租赁费包含固定运行与维护成本、购电费等,普遍采取保本微利的原则核定,利润率在6%左右。

  我国调峰调频电源建设现行政策分析

  我国天然气资源相对缺乏,已建及在建的燃气电站主要为联合循环供热机组,主要任务是满足供电和供热需求,调峰能力非常有限。因电价政策等原因,适用于调峰的单循环机组基本没有市场生存空间。而抽水蓄能站址资源丰富,调节性能优良,是当前我国调峰调频电源的主力。目前,我国针对调峰调频电源的政策基本处于空白,仅对抽水蓄能电站的建设运行制定了相关政策,主要有以下几个方面:抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主。根据国家有关政策文件要求,原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站,建设运行成本纳入电网运行费用。杜绝电网企业与发电企业合资建设抽水蓄能电站项目,严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目。电网企业全资建设有利于抽水蓄能的有序开发和运行管理,但也存在地方配套积极性不足、投资主体单一、建设速度较缓等问题。

  抽水蓄能电站现阶段实行两部制电价政策。按照发改价格[2014]1763号文要求,电力市场形成前,抽水蓄能电站实行两部制电价电价按照合理成本加准许收益的原则核定,其中容量电价主要弥补固定成本和准许收益,电量电价主要弥补运行抽发损耗。政策提出抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算,并作为销售电价调整因素统筹考虑。虽然明确了抽水蓄能电费纳入销价疏导的原则,但具体疏导方式、执行细则等尚不明晰。

  对已建抽水蓄能电站的运行考核在逐步加强。近两年来,国家能源主管部门相继发文,要求加强对抽水蓄能电站调度运行情况的监管与考核,重点加强拉闸限电和弃风弃水弃光地区蓄能电站调峰运行的监管。随着我国蓄能电站存量规模的扩大,如何充分发挥蓄能电站调峰填谷、促进新能源消纳等功能,提高电站利用效率是政策关注的重点。下一步将“制定考核和监管具体办法,明确运行效果考核指标、标准及监管措施和要求”,对于合理安排抽水蓄能电站运行具有重要意义。

  政策建议

  一是从电价政策上支持鼓励多种调峰电源的建设,满足未来发展需求。

  如通过峰谷电价促进单循环燃气调峰电站的建设,扩大调峰电源市场生存空间。与此同时,电池等储能设备也是调峰调频的一种手段,具备较强的削峰填谷和快速响应能力,未来技术突破、经济性提高后将有巨大的应用潜力,应予以关注。

  二是能源主管部门在制定能源电力发展“十三五”规划过程中,根据电力系统整体需要、项目建设周期、站址资源条件等因素,合理确定“十三五”及中长期抽水蓄能发展规模、布局、时序,提出未来一段时期各省区抽水蓄能建设总量空间,以指导地方政府和相关能源企业的规划和建设安排。

  三是制定出台两部制电价的执行细则,明确电网企业建设运行抽水蓄能电站费用的疏导办法。目前,每座120万千瓦抽水蓄能电站,年运营成本(含抽发损耗)费用接近7亿元,电网企业面临较大的支付压力。

  虽然目前有关政策文件提出了电价疏导原则,但实际执行中存在疏导不及时、调价不到位等问题。制定出台抽水蓄能电站费用核算及疏导细则,有利于解决目前费用实际由电网承担又得不到有效疏导的困局,缓解电网公司经营压力,提高各方积极性和蓄能电站利用的效率。

  四是要因网制宜研究制定抽水蓄能电站的合理运行方式,建议从抽水蓄能电站承担的主要功能出发,制订差异化的考核指标,引导抽水蓄能电站的运行方式优化,发挥综合效益。

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