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国外新能源发展及调峰调频电源建设经验启示

日期:2017-08-03 来源:网络整理 责编:采集侠 字号:【 】    打印 阅读:200

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。

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