供电公司如何实现间歇性电源的经济消纳

宋红芳 金烨 郑琦

【摘 要】随着国家大力推进清洁能源建设，以风电、光电为代表的间歇性电源迎来快速发展。但大量间歇性电源的并网接入，对供电公司的电网规划、运行、检修以及经营将带来全方位的影响。在购电成本难以降低的情况下，做好间歇性能源有序发展规划、降低接入运维成本成为供电公司实现经济消纳的现实途径。

【关键词】间歇性电源 经济消纳 接入成本 运维成本

1间歇性电源发展趋势研判

随着全球能源短缺和环境污染等问题日益突出，包括风力发电和太阳能光伏发电在内的间歇性电源因其清洁、安全、便利、高效等特点，已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业。根据国家能源局印发的相关文件，我国将迎来风电和光电的快速发展。以浙江省为例，2010-2014年，浙江省风电和光电的装机容量持续保持快速增长的趋势。从表1可以看出，2010-2014年，浙江省风电装机容量从24.917万千瓦增长到72.992万千瓦，增幅达196%；而光伏发电更是呈现出爆发式增长态势，2014年装机容量为49.8386万千瓦，是2010年装机容量的150倍。

为了较为准确分析风电未来发展趋势，笔者通过对2010-2014年风电装机容量进行拟合，根据拟合曲线方程，得到2015-2018年风电装机容量规模（见表2）。从表2中可以看出，风电装机容量仍会保持较快增长。

光电装机容量数据波动巨大，无法通过数据拟合进行定量分析预测。通过查阅浙江省相关规划文件，2015-2017年，浙江省规划建设光伏装机容量448万千瓦，其中分布式276万千瓦，集中式172万千瓦。2018-2023年，规划建设光伏装机容量516万千瓦，其中分布式450万千瓦，集中式66万千瓦。由此判断，光电装机容量未来将继续呈现快速增长态势。

此外，风电、光电发电量占全社会用电量之比未来也将持续提高，目前浙江省风电、光电发电量占全社会用电量（表3）虽然不高，仅占0.44%，但根据以上风电、光电装机规模预测值和规划值，可以判断2018年风电、光电发电量占全社会用电量占比将达到2.5%左右。

基于上述分析，可以预见，随着国家大力推进清洁能源建设，以风电、光电为代表的间歇性电源将保持快速发展的趋势，未来对供电公司经营效益、运维成本等方面的影响将越来越大。因此，有必要对由间歇性电源发展带来的相关成本增加及其如何实现经济消纳等问题进行专门研究，为供电公司有效参与清洁能源发展决策提供参考。

2间歇性电源对供电公司的影响

2.1经济影响

为了准确分析间歇性电源电量对供电公司经济效益的影响，笔者以国网浙江省电力公司为例，将研究场景分为居民用户、工业用户、商业用户等3个典型场景，并对3个场景设置不同的比例，由此分析间歇性电源电量对浙江公司售电量、售电收入、利润总额的影响。如表4所示，笔者列出了不同的场景比例得到售电收入、售电利润可能的取值范围。（出于保密需要，表中的数据进行了技术处理）

2.2对电网规划的影响

负荷预测是配网规划设计的基础，能否准确地预测负荷是配网规划的前提条件。大量间歇性电源发电并网，加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式，增加了配网规划、电源布点等工作的难度。同时对配网结构产生深刻影响，包括电压调整、无功平衡和继电保护等在内的综合性问题将影响系统的运行。此外，由于大量间歇性电源发电并网，配网系统需要预留大量备用容量。所有这些，都是规划、设计人员不得不考虑的现实问题。

2.3对电网运行的影响

电网调度运行必须随时关注发电系统的运行情况，大量间歇性电源通过中低压配电网接入，使电网运行实时监测的范围需要有很大延伸。间歇性电源发电作为新的发电模式，实时监测的信息类型与传统发电模式有所区别，调控中心必须对原有的电网监测系统进行扩展、升级，大大延伸了监测的范围。

同时，大量间歇性电源接入大大增加配网系统故障的可能性，如何实现故障快速定位与快速隔离成为调控中心面临的一个新的难题。因此，加强技术手段的应用以及管理方法的改进，有助于提高调控中心的快速排障能力。

2.4对电网检修的影响

由于风电发电系统都是由建设单位独立运维，间歇性电源对电网检修的影响更主要体现在光伏发电系统的影响，特别是分布式光伏发电。分布式光伏对电网检修的影响主要体现在两个方面。首先，大量分布式光伏发电接入后，如何维持光伏发电设备的正常运行，以及在设备故障发生后，如何迅速地完成检修任务，这对供电公司运检人员的技术水平提出了新的要求；其次，对供电公司进行故障责任的界定带来了难题。客户用电系统发生故障后，客户无法区分是属于内部光伏设备故障还是外部电网故障。供电公司检修人员到场后，需要进一步确认故障来源。因光伏发电系统出现问题造成用电故障的，应由客户负责组织维修；因外部电网出现的故障，则由供电公司检修人员负责排除故障。

3实现间歇性电源经济消纳的途径分析

3.1降低购电成本没有现实可能性

要实现经济消纳，首先想到的就是购电成本有没有降低的可能性。下面对这一问题进行展开分析。

3.1.1光电价格成本构成

在国家层面，根据国家发改委最新政策，对浙江所属的III类太阳光资源区，对光伏电站，标杆上网价格统一为1.0元。高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。对分布式光伏发电，实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付。

在地方政府层面，根据浙江省政府最新政策文件，对光伏发电，在国家规定的基础上，省政府再补贴0.1元/千瓦时。到省内各市、县（区）层级，各地政府补贴幅度略有不同。以嘉兴市为例，对市本级已并网运行项目实行0.1元/千瓦时的电价补贴。

3.1.2风电价格成本构成

对风电价格，国家和地方层面现在均没有电价补贴。根据国家发改委最新政策，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。

通过以上分析可知，供电企业按照标杆上网电价统一收购风电和光电，在相关政策文件执行期间购电成本是无法降低的。因此，想通过降低购电成本实现经济消纳在短期内无法实现。

3.2有序发展间歇性电源是经济消纳的必然要求

既然购电成本短期内无法降低，而间歇性电源发展又是大势所趋，因此，引导间歇性电源有序发展成为供电公司实现经济消纳的必然要求。

一方面，应该对本地区的风电、光电等装机容量发展趋势作出研判，从宏观层面把握间歇性电源的发展趋势。同时密切关注相关产业动态，包括国家政策变动、风电、光伏产品价格等要素，同时与间歇性电源企业加强联系，了解其开发本地间歇性电源的意愿和动力，这对正确预判本地区间歇性电源发展趋势也非常重要。

另一方面，如前分析，大量间歇性电源接入对电网规划、电网运行、电网检修产生较大的影响。对供电公司而言，电网安全运行是首要考虑的因素。因此，对短期内大量要求并网发电的企业，供电公司应该加强引导，深入沟通接入并网方案，确保电网安全运行。

3.3降低接入运维成本是经济消纳的关键所在

通过前述间歇性电源的影响分析可知，大量间歇性电源的接入，对供电公司而言，必然面临接入成本、运维成本的增加。如何有效降低接入运维成本成为供电公司实现经济消纳的关键所在。

对风力发电，由于风力发电系统都是由项目建设单位独立运维，电力公司无需承担相应的接入成本和运维成本。

对光伏发电，降低接入运维成本问题稍显复杂，需要根据用户类型进行具体分析。

（1）居民用户：居民光伏发电一般只有2-5kW，根据业内专家经验，居民光伏电量是否上网区别不大，初期接入需要安装智能电表1只，接入成本不高，但这部分成本完全由电力公司承担，无法实现转移。

（2）工业用户：对完全自发自用的工业用户，不涉及电网改造，与普通居民用户较为相似，但对光伏系统的运维，电力公司可与光伏项目开发单位协商，由开发单位负责日常运维。对自发自用余量上网的工业用户，一旦大量出现此类用户，供电公司就需要对电网进行改造，相关接入成本当然由电力公司承担，但后期运维可由项目投资方或建设方负责，相应的成本也由其承担，这样可部分降低供电公司运维成本。

（3）大型光伏园区：大型光伏园区由于涉及大规模的分布式光伏发电项目建设，需要进行变电站和配电自动化设备改造等，这些成本均由电力公司承担，但在运维方面，可与相关方协商，将园区内所有光伏系统由项目建设方负责运维，降低供电公司的日常运维成本。