大家都在熱議降電價。但其實除了降低增值稅稅費以外，推進價格改革、擴大跨區(qū)交易規(guī)模都有助于降價。
今天享能匯為大家?guī)怼锻馑屯ǖ赖哪茉磁渲梅桨负徒?jīng)濟性分析》一文以拓寬思考面，文章將著重分析地區(qū)新能源特性，提出在保證最小棄電率條件下確定最佳風光火比例，在無補貼的情況根據(jù)多能源投資回報率，確定外送通道的能源電價，實現(xiàn)送發(fā)受多方共贏的方案。
研究思路
利用一年期間的位于天山南北的A、B個風場的每15分鐘風速和天山南部一個裝機50MWP光伏電站每15分鐘理論運行功率、結(jié)合火電調(diào)峰率，模擬一個外送風光火能源打捆外送的基地，按日滿負荷運行或低谷20%調(diào)峰固定曲線運行，年運行小時7920，風電年利用小時數(shù)2680小時，光伏年利用小時數(shù)1800小時，火電按全容量設計深度調(diào)峰運行條件下，1）分析火電不同的調(diào)峰率下對棄電率影響，2）風光的比例對棄電率的影響；3）線路滿負荷和4）20%調(diào)峰運行對棄電率的影響；5）輸送電量新能源比例的分析；6）在5%棄電率下不同風光火的比例下無補貼上網(wǎng)電價的分析。
新疆新能源的特點
1、 新能源的月度平均利用小時特性
圖1：風電和光伏月度發(fā)電利用小時數(shù)
2、新能源日小時平均利用小時數(shù)特性
圖2：風電和光伏日小時發(fā)電利用小時數(shù)
從年度看新能源負荷特點在4月到9月月度發(fā)電利用小時數(shù)較高，冬季的發(fā)電量少，春夏月份（4-7月）與秋冬季（11，12，1，2月）月度平均發(fā)電利用小時數(shù)相差一倍，春夏季新能源發(fā)電量多，冬季的發(fā)電量少，年度日中每小時利用小時數(shù)偏差不大，最大偏差20%，光伏和風電在每日10時到17時負荷重疊，存在較大的棄用率。
3、新能源不同組合負荷特性
新能源發(fā)電功率波動較大，離散度高，例如A風場全年功率低于10%時間3966小時，零功率時間2379小時，B風場全年功率低于10%時間3667小時，零功率時間2322小時，風場合并計算全年功率低于10%時間1693小時，零功率時間771小時，風火光1：1：0.5配置全年功率低于10%時間1589小時，零功率時間489小時，從新能源運行功率特性看，多地區(qū)新能源存在互補性，可以降低新能源的零功率和低負荷時間，80%以上負荷運行時間占比低于8.5%，火電必須深度調(diào)峰快速變負荷運行，以保證外送通道的負荷穩(wěn)定，外送通道的火電必須按全容量配置，否則無法滿足冬季外送負荷曲線要求和效益最大化的要求。冬季往往是受入的用電高峰和霧霾天氣的高發(fā)期，外送通道冬季滿負荷運行可以有效減輕受入地的環(huán)保壓力。
火電調(diào)峰對新能源消納的影響
圖3線路滿負荷運行火電調(diào)峰率與新能源棄用率關(guān)系
圖3顯示外送通道線路滿負荷穩(wěn)定運行時時，火電的調(diào)峰率越大，新能源的棄用率越小，調(diào)峰率高于80%以后，對新能源棄用率降低影響較小。當線路只輸送風電單一新能源，風火1:1配置，在火電調(diào)峰率高于70%，棄風率即可低于5%；但輸送風光多樣能源時，在火電相同調(diào)峰率情況下棄用率高，光伏比例越高棄用率越高，在風火光1:1:0.5配置時，在火電調(diào)峰率高于80%，棄用率即可低于5%。
線路20%調(diào)峰（每日14小時）對新能源消納的影響
圖4：線路低谷20%調(diào)峰運行火電調(diào)峰率與新能源棄用率關(guān)系
現(xiàn)在外送通道運行時要求19點到次日9時14個小時20%調(diào)峰，此時段增加風電的棄風率。從圖4可以看出在風火光1:1:0.5配置時，在火電調(diào)峰率高于80%，棄用率達到8.3%,增加2.6%，同時減少11.7%送電量。要減少棄用率到5%，火電的調(diào)峰率要達到90%或者增加10%外送通道容量的儲能設備。送端的上網(wǎng)電價較低，增加儲能設備投資收益率和降低棄用率的收益相差較大，經(jīng)濟上沒有優(yōu)勢，同樣容量儲能裝置在受端市場建設，可以充分發(fā)揮峰谷電價差的優(yōu)勢，獲得較好的收益，同時在線路故障時可以起到調(diào)頻、事故備用和應急電源的作用，還可以使外送通道線路滿功率運行，安全和經(jīng)濟方面發(fā)揮的作用遠大于送端市場的作用，送端市場要著重于如何提高火電機組的調(diào)峰率，充分發(fā)揮火電機組的調(diào)峰作用。
線路滿負荷和低谷20%調(diào)峰運行的輸電新能源占比分析
表5、6可以看出火電的調(diào)峰率提高，可以提高新能源的輸電比例，光伏配置比例提高，也可以提高新能源輸電比例，線路低谷20%調(diào)峰運行也可以提高新能源輸電比例，主要因為火電利用數(shù)的降低，輸送電量降低。在風火光1:1:0.5配置時，火電調(diào)峰率80%，新能源的送電比例可以達到42%以上。
在5%棄電率下風光火1：1：0.5配置的上網(wǎng)電價分析
在火電標煤單價300元/噸，投資造價3445元/千瓦,風電投資造價6500元/千瓦，光伏投資造價6400元/千瓦，風光火折舊年限分別為20，25，15年，利率4.2%，維持風光火收益率分別為10%，6%，10%的條件下，按照國家能源局下發(fā)的煤電項目預期投資回報率計算方法可以計算出不同利用小時數(shù)的火電上網(wǎng)電價，不同棄用率情況下的新能源上網(wǎng)電價。
圖7 ：火電機組上網(wǎng)電價與年利用小時數(shù)關(guān)系
火電上網(wǎng)電價在設計年利用小時數(shù)5500小時最低0.213元/千瓦時，在年利用小時數(shù)3500小時上網(wǎng)電價0.273元/千瓦時，年利用小時低于3500小時后電價增加較快，年利用小時低于2500小時后上網(wǎng)電價0.338元/千瓦時，外送通道火電調(diào)峰率80%，在線路滿負荷運行時火電年發(fā)電利用小時數(shù)4500小時，在線路低谷20%調(diào)峰運行時火電年發(fā)電利用小時數(shù)3576小時，在風光火打捆外送中，火電起到重要的調(diào)峰作用，必須考慮市場化補償機制，已使風光火企業(yè)都取得合理的經(jīng)濟收益。
圖8： 新能源價格與棄用率關(guān)系
在不考慮棄用條件下風電上網(wǎng)電價0.318元/千瓦時，光伏上網(wǎng)電價0.422元/千瓦時，棄用率每增加1%上網(wǎng)電價增加1%，光電上網(wǎng)價格比火電上網(wǎng)價格高0.2元/千瓦時，風電上網(wǎng)價格比火電上網(wǎng)價格高0.1元/千瓦時。
圖9：風火光能源比例與棄用率關(guān)系
在棄用率5%條件下分別計算風火光不同配置下的電價，風火打捆電價最低，不調(diào)峰上網(wǎng)電價0.251元/千瓦時，20%調(diào)峰上網(wǎng)電價增加0.02元/千瓦時，光伏比例越高上網(wǎng)電價越高，在風火光1：1：0.5配置下，不調(diào)峰上網(wǎng)電價0.262元/千瓦時，20%調(diào)峰上網(wǎng)電價增加0.02元/千瓦時.輸電線路調(diào)峰比不調(diào)峰上網(wǎng)電價增加0.02元/千瓦時?？紤]0.12元/千瓦時輸電費用，受電地區(qū)的落地價格將達到0.4元/千瓦時。外送通道非水可再生能源電價可以按照受入地的非水可再生能源平均上網(wǎng)電價減去輸配電價確定，火電電價按受入地火電平均上網(wǎng)電價減去輸配電價確定。送端上網(wǎng)電價按多能源電價加權(quán)平均確定。
結(jié)論
1、外送通道風光火配置比例，光伏配置比例越高，外送電量新能源比例越高，但棄用率會增加，充分考慮火電調(diào)峰率和新能源送電比例，風火光配置比例不宜高于1:1:0.5,火電必須全容量配置，否則無法滿足冬季送電需求。根據(jù)各地不同的風光特性火電宜與風光新能源分布式布置，以利于充分利用線路容量，提高線路的負荷率。
2、外送線路應按依照核電不調(diào)峰運行設計，市場化方式給予受端市場調(diào)峰補償，或在受端市場增加同等調(diào)峰容量的儲能調(diào)峰裝置，以降低新能源棄電率，實現(xiàn)發(fā)輸受對方效益最大化。
3、配套火電的要求必須達到80%調(diào)峰率，提高調(diào)峰率可以降低棄用率，增加新能源輸電比例，風火光配置比例不宜高于1:1:0.5，外送通道滿負荷運行，棄用率低于5%，但要建立風光火的打捆的送電端市場化交易體系，多能源協(xié)同共贏，可持續(xù)發(fā)展。
4、從新能源特性來看，春夏季負荷較大，輸送線路調(diào)峰能造成棄用率升高，受端市場必須能夠在春夏季接受外來負荷，本地負荷不影響接待外來負荷。
5、在不考慮非水可再生能源補貼的條件下，新能源上網(wǎng)電價較高，要充分考慮受電地區(qū)的電價承受能力。
外送通道電源的建設選擇要充分利用天山南北氣候條件不同，利用現(xiàn)有的氣候資料和光伏的運行特性的資料，利用同一地區(qū)風電和光伏的互補性，大風大多沙塵天氣影響光伏的出力，優(yōu)化新年能源電源點布局，降低新能源的同時率，充分發(fā)揮火電調(diào)峰特性，最大限度降低棄電率，實現(xiàn)風光火多能源共贏，可持續(xù)發(fā)展。
作者：丁峰 | 中煤國投哈密發(fā)電有限公司
