八师石河子市光伏发电产业发展风险及对策研究

李景云

新疆天富金阳新能源有限责任公司 新疆 石河子 832000

为认真贯彻落实“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念,落实可再生能源消纳责任制,努力建设安全清洁高效智能的能源系统,实现更大范围配置能源资源,加快清洁能源建设,八师石河子市预计2021年清洁能源占比调整至10%,替代煤炭40万吨,;2025年清洁能源占比调整至21.2%、替代煤炭81.3万吨。为实现这一目标,需大规模配置光伏发电装机,预计到2025年需新增光伏发电装机3吉瓦。现简要分析八师石河子市光伏发电产业发展过程中面临的风险并提出对策建议。

1 八师石河子市光伏发电产业发展概况

1.1 新疆太阳能资源状况 从太阳辐射的成分看,新疆的直接辐射年总量为2600～4033MJ/m2,占太阳总辐射45%～65%。北疆3l00～24198.76MJ/m2,南疆2500～3200MJ/m2,东疆最多3700～4000MJ/m2。直接辐射量随季节变化明显,一般以7月或6月最多,12月最少,最多月是最少月的3～7倍,纬度越高,直接辐射量的季节差异越明显新疆太阳能资源十分丰富,年辐射总量达5430～6670MJ/m2,年辐射总量比我国同纬度地区高10%～15%,比长江中下游地区高15%～25%。石河子市属于太阳能资源全国Ⅱ类地区,根据《太阳能资源评估方法》(QX/T 89-2008),属于太阳能辐射丰富地区。根据本市域内现有光伏电站的统计数据,太阳年辐射为2001.5KWh/m2月,当地一般光伏电站的等效峰值日照小时数为2001.5h。

1.2 八师石河子市电网状况 八师石河子主电网总体呈网格型,大致可分为中南部负荷中心、东北部莫索湾片区和西北部下野地片区。其中,北部与中南部输电断面通过3回220k V线路互联,东北部与西北部通过1回220k V线路互联。八师石河子电网220千伏线路53条,长度583.52千米;110千伏线路67条,长度928.79千米;35千伏线路共90条,长度651.78千米。供电区域7762平方公里,拥有石河子垦区220千伏大环网为骨干、110千伏电网为辅助的电网系统,逐步打造安全、稳定、可靠城市智能电网。

1.3 装机情况 截至2019年底,新疆电力总装机9319万千瓦,其中光伏发电装机1026万千瓦,占总装机的11%。2019年国网调度口径新疆全网发电量3159.18万千瓦时,其中光伏发电量128.63亿千瓦时,占总发电量的4%。新疆2019年弃光电量10.21亿千瓦时,弃光率7.3%,首次降至10%以下。石河子电网总装机为606.1万千瓦,其中:水电装机总容量为23.1万千瓦;火电装机总容量为574.5万千瓦;光伏装机总容量为7万千瓦;垃圾焚烧发电装机为1.5万千瓦。

2 八师石河子市发展光伏发电项目面临的风险

2.1 建设用地不足风险 建设地面集中式光伏电站,每100万千瓦需土地约3.5万亩,且要求每个集中连片的地块至少为5000亩。同时,为降低光伏发电的电价,需要土地价格尽量低(参考其他地区光伏用地,应低于5元/亩·年)。目前还没有确定的土地位置和价格,影响光伏项目推进。

2.2 消纳能力影响电网稳定安全运行的风险 八师光伏规划装机700万千瓦,正常运行时因光照大幅变化而引起出力短时波动可达70%,即490万千瓦,占八师电网最大负荷的80%,对电网安全稳定运行将造成巨大压力。

目前业内普遍认为,在不需额外技术手段(火电深度调峰改造、储能等)辅助的条件下,光伏消纳限制的边界条件即光伏渗透率为25%。也就是说当光伏电源(分布式)全年提供的电量占系统负荷全年耗电总量的25%以下时,不会威胁现有电网体系的安全稳定运行。依照此理论结合2018年供电量情况,可以得出表1:

表1 八师石河子市最大光伏装机规模测算表

2.3 电网调峰困难大的风险 公共电网最大发电负荷237.0万千瓦,最小99.06万千瓦。石河子电网属于典型的大机小网,单机电源大、且自备电厂装机比重大,调峰机组数量少且质量低、尤其不具备电热解耦特性,公网机组均为热电联产机组,均遵循“以热定电”原则,在关停10万等级小机组之后,调峰能力进一步弱化。晚高峰负荷时,因光伏不出力而需火电机组大发,但午高峰负荷时,因光伏大发而需火电大幅降低运行出力,即“火电为光伏调峰”。然而,过低的出力要求可能导致机组无法稳定燃烧。此外,随着机组运行出力降低,将引起运行煤耗上升、污染物排放增加及运行寿命缩短等问题。

由表2可知:

表2 八师石河子市调峰空间测算表

仅天富公网机组调峰:则对光伏的消纳容量为10万千瓦左右。超过该值,则会在冬季供暖期有可能发生光伏限电情况,夏季则最多消纳100万光伏装机。天富公网机组+天铝合盛机组:在天铝、合盛自备电厂全部参与公网机组调峰,且保证调峰质量的情况下,则对光伏消纳规模区间为134-224万千瓦。天富电网+天业电网:若将天业机组统筹纳入,则光伏消纳规模区间为191-282万千瓦。若考虑国网220k V联络线约有30万左右调峰能力,则石河子电网调峰区间进一步增加至221-312万千瓦左右。

2.4 电价传导能力不足的风险 按照5吉瓦规模计算,在不考虑土地投资及光伏发电站限电的情况下,按照销售电价0.25元/千瓦时,25年总发电量16166225万千瓦时,年平均利用小时数约1293.3小时。贷款利率6%,进行财务分析得出项目资本金内部收益率4.52%,项目全投资内部收益率4.89%。

项目收益较为可观。因光伏出力频繁波动,导致火电大量频繁地为其调峰,造成火电机组运行成本增加约10%。以上测算未包含输电费用,约占12%左右。光伏全电价(光伏电价+输电费用+调峰成本)仍然高于火电电价,且难以传导至终端用户,造成电网收益下降,风险增加。

3 对策建议

3.1 政策支持 统一协调,由师市相关部门牵头,协调各方,落实光伏建设可利用土地,以便于从各地块中选择最适合的位置建设光伏电站,也利于及配套电网改造。

政府提供地价、税收优惠、财政贴息等政策,并帮助企业获取国家开发银行、农业发展银行环保及新能源专项贷款,支持企业在本地延长光伏产业链,扩大产能,提高产值。

3.2 采取综合一体化电网安全稳定措施 在光伏电站及汇集站配置功率快速控制装置(系统)及稳定控制装置(稳定控制装置集成次同步振荡紧急控制功能),并对电网现有的稳定控制系统进行升级改造。将配置的常规PMU装置改为宽频测量装置,并进行现有WAMS主站的功能升级。在系统研究的基础上,在光伏汇集站配置一定容量的集中动态无功补偿装置(SVG)。

3.3 要求自备电厂参与电网调峰 师市出台自备电厂参与调峰的强制性政策文件,或出台调峰辅助补偿机制,要求八师各自备电厂参与调峰,提高八师光伏接纳能力。

3.4 对现有电价体系进行优化 为提高八师整个能源系统的经济性和效率,需要对电源、电网、用户各环节的成本和价格进行统一考虑,通过电价体系的优化,促进各方利益的平衡和电力系统内各参与方的均衡及可持续发展。