中國儲能網訊：6月23日，內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站4號機組完成所有調試試驗內容并投產，標志著該電站機組安裝調試工作全部結束，呼蓄電站全部投產發(fā)電。
呼蓄位于呼和浩特市北部，是三峽集團投資為主建設的第一座抽水蓄能電站，也是內蒙古自治區(qū)的第一個抽水蓄能電站項目。據三峽集團呼蓄公司總經理毛三軍介紹，呼蓄電站2006年8月正式通過國家發(fā)改委核準，2014年底1、2號機組投產，2015年6月3、4號機組投產，總裝機容量120萬千瓦。
截至2014年底，我國已建成24座抽水蓄能電站，總裝機容量2181萬千瓦。在24座抽蓄電站之中，呼蓄顯得“孤獨”而“另類”。由于歷史原因，在運抽水蓄能電站多由電網公司獨資或控股投資建設，呼蓄是目前唯一由非電網公司投資開發(fā)并已經建成且獨立運營的大型抽水蓄能電站。因此，呼蓄不僅為抽水蓄能電站建設管理體制機制多元化提供了借鑒，更重要的是，由于抽蓄之于我國電源結構調整的重要作用，為我國電力市場化改革提供了一個典型樣本。
呼蓄經驗：
風光水聯(lián)合優(yōu)化比調峰意義大
抽水蓄能電站作為電力系統(tǒng)中重要的儲能裝置，具有削峰填谷、調頻調相等功能，可有效減少負荷波動及風電并網對電網運行的沖擊，提升電網調峰能力和系統(tǒng)運行的靈活性。在風電等清潔能源大規(guī)模發(fā)展的同時，配套建設一定比例的抽水蓄能電站已成為行業(yè)共識。
呼蓄的運行給風電第一大省區(qū)內蒙古，特別是蒙西電網區(qū)域內的風電消納帶來了較大好處。毛三軍告訴《中國能源報》記者，2014年底1、2號機組投運后，根據測算，可調節(jié)減少棄風電量12.5億千瓦時。3、4號機組投運后，效果將進一步顯現(xiàn)。
利用抽水蓄能調節(jié)風電的波動性，內蒙古是最好的試驗田。截至2015年6月底，接入蒙西電網運行的風電和光伏電站累計1614萬千瓦，占全網裝機總容量的30%。其中并網風電1278萬千瓦，并網光伏335萬千瓦。呼蓄前2臺機組投運后效果顯著，整個電力系統(tǒng)的相關參與方都“嘗到了甜頭”。
但蒙西電網認為，僅讓抽蓄發(fā)揮調峰的作用似乎還不夠“解渴”，還應進一步挖掘潛力。蒙西電網相關人士告訴記者，從2014年開始，他們針對內蒙古地區(qū)當地風電發(fā)展的特點和電源特性，根據風電抽蓄聯(lián)合運行的時間匹配性和空間匹配性，在兩者的基礎上提出風電-抽蓄最佳容量配比的想法，研發(fā)的技術系統(tǒng)在設計中改變了將常規(guī)能源機組作為發(fā)電基荷的思想，而是將風電、光伏等納入電網發(fā)電基荷，通過合理安排火電機組的開機方式和抽蓄的優(yōu)化運行，綜合統(tǒng)籌，開展?jié)M足抽蓄電站與大規(guī)模風電聯(lián)合運行的調度決策分析，提前判斷分析和評估電網的運行狀態(tài)，最終達到最大化接納新能源的目的。
“內蒙古的特點是冬季風電大發(fā)，在這種情況下，通過預測和調度技術手段調和風光水優(yōu)化運行，用抽蓄平抑風電的波動，聯(lián)合優(yōu)化后的出力變成基荷，從而減少火電開機，減少化石能源消耗，更多接納新能源。從這個角度看，比單純的調峰更主動，技術創(chuàng)新意義更重大?！毕嚓P人士說。
呼蓄尷尬：
沒有市場交易，如何體現(xiàn)價值
讓毛三軍感到孤獨并困惑的是，抽水蓄能電站有利于調節(jié)電網結構，消納新能源，直接受益對象包括發(fā)電企業(yè)、電網和用戶，但呼蓄電站本身的經濟效益卻難以精確量化。
“產生的效益在某些情況下是明確的，如調峰填谷方面，如果實行峰谷電價，抽水蓄能電站進行調峰填谷時所產生的直接經濟效益是明確的，但在大多數情況下是模糊的。調峰填谷、調頻、調相，安全備用保障電網安全穩(wěn)定運行所產生的輔助功能效益是客觀存在的，但難以準確計算。而且由于抽蓄服務的是整個電力系統(tǒng)，目前也無法準確識別服務對象。”他說。
事實上，我國抽蓄的產業(yè)政策一直在調整。2014年，國家能源主管部門出臺了一系列有關抽水蓄能建設管理體制和電價機制的相關政策，包括《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》等。其中最重要的是明確，電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。兩部制電價中，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調峰填谷效益，彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。
呼蓄是該文件下發(fā)后投運的，因此按照“兩部制”電價執(zhí)行。電費核定為每年6.6億元。據了解，呼蓄的相關難題目前已經在推進解決中。容量電價部分，蒙西電網煤電聯(lián)動的差額和輸配分開改革騰出的價格空間，確定用于支付呼蓄抽發(fā)損耗3億元，剩余3.6億元尚在確定中，相關人士建議通過電量電價，即新能源輔助服務的方式體現(xiàn)。
“抽蓄價值體現(xiàn)的前提是必須要有新能源的交易。以此次電改為契機，通過建立市場化的交易平臺，回歸電力的商品屬性，讓愿意交易的主體參與到交易之中?！庇袡嗤耸勘硎荆皟让晒趴煽紤]建立可再生能源與抽蓄的市場化交易平臺試點，明確合理的交易規(guī)則。比方說，目前內蒙古能源局要求風電利用小時數達到2000小時，那么，如果企業(yè)愿意在2000小時以上多發(fā)，可以參與到交易平臺上，屆時，抽蓄服務的風電場明確，交易和調節(jié)也能有的放矢。這一點在技術上也是完全可行的。”
據稱，內蒙古區(qū)政府也有意下一步開展蒙西風電交易試點，建立交易平臺，增加風電與抽蓄以及自備電廠調峰和火電調峰等輔助服務交易。但權威人士指出，交易的規(guī)則設置非常重要，所有風電場全部參與平均分攤是一種思路，讓有主動性的企業(yè)參與部分調節(jié)也是一種思路。
調峰還是備用?
所在電力系統(tǒng)特點決定抽蓄定位
國家能源局日前發(fā)布的監(jiān)管報告顯示，華北、華東區(qū)域抽蓄電站2014年1-9月份發(fā)電利用小時數為518.8小時，抽水利用小時數為642.5小時。其中，絕大部分機組實際利用小時數大大低于設計小時數。十三陵抽蓄電站設計利用小時數1500小時，1-9月實際發(fā)電635.55小時;天荒坪設計利用小時數1674小時，1-9月實際發(fā)電717.72小時。
有業(yè)內人士認為，呼蓄迎來了改革的探索和契機，但其他抽蓄卻受制于各種因素，運行效率不高。銷售電價不調整的情況下，電網經營企業(yè)付給抽水蓄能電站的運行費用仍然由電網企業(yè)自己負擔，無法輸導給相關受益方，電網企業(yè)依舊缺乏建設和調度抽水蓄能電站的積極性。
“以目前的價格，最好的運行情況也只能是保本微利。算一算賬，顯然備用更經濟?！币晃徊辉竿嘎缎彰臉I(yè)內人士表示，較差的經濟性使得電網調度不愿意選用抽蓄去調峰，因此即使已經建好的抽蓄利用時間也少，靜靜地在那里做備用。“當然，如果某個電網的電源結構缺少調峰電源，那么即使抽蓄再貴也要用。但在有些電網，可以調用火電作為調峰電源，有便宜的為啥要選貴的?”
中國人民大學經濟學院教授吳疆告訴《中國能源報》記者：“抽蓄想要較好地實現(xiàn)調峰等功能，要么通過價格政策即政府補貼支持發(fā)展，要么通過運行政策即強化監(jiān)管電網的調度來實現(xiàn)。在調度不獨立的情況下，想要電網公司做好此事，必須加強監(jiān)管，例如明確規(guī)定裝機比例、運行小時數等具體標準?！?
在沒有明確的運行和調度規(guī)程，缺乏監(jiān)管的情況下，抽蓄的運行處于“相對散漫”的狀態(tài)，調度的自由裁量權很大，經濟性和調峰的急迫性發(fā)揮主要作用。但實際上，隨著我國能源產業(yè)的發(fā)展和能源結構的調整，電力系統(tǒng)需要更加安全可靠和綠色環(huán)保的電源結構，抽水蓄能電站的功能已經被賦予了新的內涵。水規(guī)總院一位資深抽蓄專家表示，由于電源結構、負荷特性、電力供需狀況和電力保障需求的實際情況存在差異，不同電網抽水蓄能電站實際發(fā)揮的作用應該有所側重，抽蓄的作用不能一概而論。
“華東電網規(guī)模大，系統(tǒng)峰谷差較大，系統(tǒng)內火電比重較高，核電和區(qū)外來電比重也逐年增加，對電能質量要求高。因此，抽蓄功能以調峰填谷為主，輔以調頻調相和備用;湖南、湖北電力系統(tǒng)內小水電比重大，且遠離負荷中心，負荷中心缺乏快速反應電源，因此抽蓄以承擔調頻調相、事故備用功能為主，輔以調峰填谷功能;東北、西北電網新能源發(fā)展迅速，電網規(guī)模小，消納能力有限，要保證遠距離外送，配置抽蓄更多發(fā)揮其儲能作用，輔以調峰調頻、事故備用等功能?！彼f。
“電網是抽蓄發(fā)揮作用的唯一載體，但抽蓄服務的對象是整個電力系統(tǒng)，因此抽蓄的功能定位要結合所在電網的特點與時俱進、完善發(fā)展。在目前的情況下，抽蓄的監(jiān)管和建設首先要明確其在不同電網中應該發(fā)揮什么作用，如何發(fā)揮作用，達到何種運行條件和標準，有的放矢、因地制宜。在此基礎上加強對電網調度的監(jiān)管和督促是可行的辦法?！币晃粯I(yè)內權威人士表示，抽水蓄能電站不是常規(guī)電源，而是能源結構調整、構建安全、經濟、清潔能源體系的重要措施，在各地目前紛紛上馬能源項目的當下，切不可一哄而上。抽蓄項目絕不是越多越好。
