建设蓄能电站解决风电消纳经济性分析

靳亚东，董化宏，马登清

（中国水电顾问集团北京勘测设计研究院，北京 100024）

自2000年以来，中国风电发展迅速。到2010年底，风电总装机容量达到44 733 MW，在风电连续翻番的大好形势下，部分新建成的风电机组难以并网问题逐步显现，即使已经并网的风电也面临着频繁限电的问题，难以保证风电机组正常发电。尤其是近几年风电发展较快的内蒙古、新疆、东北3省以及甘肃等地矛盾更加突出。中国风电发展已经遇到了发展 “瓶颈”。出现这种现象的主要原因为电网建设进度滞后而导致的送出能力的不足，其次是风电运行的不稳定性而导致的用电市场对风电消纳能力的不足，关键是电网电源结构不合理，调峰电源不足。建设抽水蓄能电站被认为是水电缺乏地区调整电源结构，解决风电弃电的有效途径。但蓄能与风电配合运行的经济性问题一直是个疑问，以下以东北电网为例进行详细分析。

1 东北电网现状

东北电网包括黑龙江、吉林、辽宁3省电网和蒙东电网 （包括赤峰市、兴安盟、呼伦贝尔市、通辽市）。东北电网按其地理位置可分为3部分：内蒙古东部的伊敏电厂和黑龙江省电网构成北部电网，内蒙古东部的通辽市和吉林省电网构成中部电网，内蒙古东部的赤峰市和辽宁省电网构成南部电网。

截至2011年3月底，东北电网总装机89 259 MW。其中，风电装机12 763.5 MW，占全网装机的14.30%：辽宁电网32 275.1 MW，风电装机3 880 MW，占辽宁电网装机的12.02%；吉林电网装机为20 346.7 MW，风电2 208.8 MW，占吉林电网装机的10.85%；黑龙江电网装机19 652.1 MW，风电装机1 914.7 MW，占黑龙江电网装机的9.74%；蒙东电网装机16 985.1 MW，风电装机4 760 MW，占蒙东电网装机的28.02%。

东北及蒙东地区风电的日出力特性与电网负荷特性刚好相反，用电高峰期电网的出力小，负荷低谷反而出力大，因此带来电网调峰压力较大。而目前的东北电网，水电仅6 600 MW；火电机组约占85%，且约40%火电机组供热，供热机组比例全国最高；虽然风电应最优先上网，但供热机组关系冬季供热，随着供热机组逐年增加，电网调峰难度越来越大，电网低谷期间电源负荷平衡矛盾十分突出。

2 风电弃风情况

近年来，随着风电规模的不断加大，风电弃电也越来越严重。2010年东北3省及蒙东地区平均风电弃电量达到发电量的1/3之多。2011年辽宁电网风电的限电比例约为41.5%，吉林电网风电的限电比例约为47.5%，黑龙江电网风电的限电比例约为38%；东北电网风电的限电比例约为42.5%，蒙东电网风电的限电比例约为49%。其中，通辽地区风电的限电比例4月份约为55%，风电弃电严重。由此可见，增加电网调峰能力，解决风电弃电问题已经迫在眉睫。

3 蓄能电站有利于风电的消纳

为了承担与经济发展相适应的社会责任，我国提出了减排目标：一是，到2020年非化石能源在能源消费中的比重达到15%；二是，2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%～45%。为此，我国加大了发展可再生能源的力度，特别是在风电和太阳能发电方面，近几年发展速度较快。但目前风电的消纳已经成为制约风电发展的 “瓶颈”，滞缓了风电的发展步伐，建设抽水蓄能电站是解决这一问题的有效途径之一。但蓄能电站本身只是电网中电能转换的一种工具，在转换电能过程中对电网起到一定的调节作用，而在转换过程中还存在电能损失的问题，使得蓄能电站配合风电运行的经济性问题遭到质疑。

4 经济性分析

以下以建设1 000 MW抽水蓄能电站来解决风电弃电为例分析不同情况的经济性。

4.1 测算条件

（1）假设抽水蓄能电站抽水电量全部利用风电弃电量。

（2）抽水蓄能发电上网电价为蒙东地区风电上网电价 0.54 元/（kW·h）。

（3）蓄能电站按装机1 000 MW，发电利用小时数6 h。

（4）银行短期贷款利率6.31%，长期贷款利率6.80%。

（5）其他参数参照现行规范要求。

4.2 经济性分析

经济性分析主要考虑以下因素变化对蓄能电站经济指标的影响4种情况：

（1）不同抽水电价情况。考虑抽水电价0.15、0.20、 0.25元/（kW·h）3种情况， 根据测算， 全部投资财务内部收益率和资本金财务内部收益率分别为10.5%和16.69%，8.51%和10.75%，6.18%和3.25%。

（2）满足全部投资财务内部收益率8%情况。根据测算，当抽水电价为0.2 116元/（kW·h）时，电站全部投资财务内部收益率为8%，相应资本金财务内部收益率为9.1%。根据测算，满足资本金财务内部收益率为10%、8%、0的3种情况，当抽水电价为0.205 1元/（kW·h）时，电站资本金财务内部收益率为10%，相应全部投资财务内部收益率为8.3%；当抽水电价为0.219元/（kW·h）时，电站资本金财务内部收益率为8%，相应全部投资财务内部收益率为7.71%；当抽水电价为0.27元/（kW·h）时，电站资本金财务内部收益率为0，相应全部投资财务内部收益率为4.94%。

（3）蓄能电站不同投资。蓄能电站投资为4 000元/kW和4 500元/kW时，维持全部投资财务内部收益率8%，则抽水电价分别为0.2 116元/（kW·h）和0.1 903元/（kW·h），相差约3分钱。各种情况测算结果详见表1和表2。

表1 蓄能电站经济性测算 （蓄能电站投资4 000元/（kW·h））

4.3 经济分析结论

（1）如果蓄能电站属于电网企业，不考虑蓄能电站的动态效益，抽水电价仅考虑满足风电企业基本维护费和微量收益，电网以0.211 6元/（kW·h）的电价收购风电弃电量，蓄能电站发电量以风电上网电价0.54元/（kW·h）结算，则蓄能电站全部投资内部收益率为8%。如果抽水电价达到0.27元/（kW·h），则资本金财务内部收益率为0，全部投资财务内部收益率为4.94%，即抽水电价如果高于0.27元/（kW·h），蓄能电站将为零收益或负收益。

表2 蓄能电站经济性测算 （蓄能电站投资4 500元/（kW·h））

（2）如果蓄能电站属于风电发电企业，不考虑蓄能电站的动态效益，蓄能电站用自己的风电弃电量抽水，考虑支付电网的过网费约0.12元/（kW·h），相当于蓄能电站抽水电价为0.12元/（kW·h），发电电价0.54元/（kW·h），蓄能电站将价值为零的风电弃电量转换为高峰优质电供给电网，测算得蓄能电站的收益率较高，全部投资内部收益率超过10%。

（3）如果蓄能电站既不属于风电企业，也不属于电网公司，则蓄能电站如果利用风电弃电量抽水既要支付风电企业基本维护费又要支付过网费用共约0.33元/kW，抽水电价过高，维持其运行需要相应的电价政策支持。

（4）通过蓄能电站的转换，风电企业自己建设蓄能电站情况，1 kW·h零电价风电弃电量考虑转换效率0.75后，仍可获得0.285元/（kW·h）上网电价的收益；即使蓄能电站属电网企业，风电企业风电弃电量仍可得到0.211 6元/（kW·h）的上网电价收益，较白白弃掉的风电电量，收益还是很可观的。

5 结语

（1）建设抽水蓄能电站来解决风电消纳能力问题是可行的，在蓄能电站经济指标适中，抽水电价合适的情况下，即使蓄能电站所发电量按现在的风电上网电价计算，电网企业或风电发电企业建设抽水蓄能电站将风电弃电量转换为电网优质电能也是经济的。

（2）以上测算是在一定条件的基础上进行的，维持上述条件成立需要有关部门出台相关的政策给予支撑。

（3）建议风电企业积极参与抽水蓄能电站建设。