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其中i为折现率,取十年期长期国债利率(3.30%);n为经济寿命(年)。
相比较而言,热电厂配热水罐调峰的社会成本最低,为3万元/兆瓦;其次是电极锅炉配热水罐方案,为11万元/兆瓦;铅碳电池储能调峰的经济性较差,单位年调峰成本为每年100万元/兆瓦。虽然热电厂热电解耦调峰方案的社会成本最低,但并不代表其在调峰辅助服务市场竞争中必然占优,这与当前调峰辅助服务补偿政策的设定有关(热电机组尽管灵活性改造后最小负荷可从80%降至40%,但调峰政策中获得补偿的问题仅为50%至40%的部分)。因此,需要对各品类调峰资源在实际市场中的竞争排序进行单独分析。
西北区域灵活调节资源的供给缺口主要集中于供暖季。因此,我们基于供暖季的应用场景,以当前调峰辅助服务规则为边界条件,开展了多种灵活调节资源的市场竞争力分析。
一是当前实际运营的调峰辅助服务市场中,热电机组、储能、水电扩容等灵活调节资源主要以省区为单元,在各自省区内参与市场竞争,并不完全在统一市场开展竞争。这样的竞争范围并不利于不同类型调峰资源的集中优化。我们认为所有调峰资源需在统一平台上开展市场竞争。
二是火电调峰电量计算规则暂不做调整,根据西北区域各省区政策约定,暂按负荷率低于50%的部分深度调峰电量计作调峰电量。
三是储能、水电扩容、电极锅炉按全部调峰电量计作调峰补偿电量考虑,其中,储能、电极锅炉的购电单价按西北区域2018年平均上网电网计;储能调峰电量按日调峰1.5次考虑,水电扩容调峰按日调峰8小时考虑(根据仿真计算,青海弃风弃光集中于9时~16时,约8小时)。
根据我们研究的结果,从调峰成本电价角度比较,热电厂配热水罐技术方案的调峰成本电价相对较低,仅为320元/千千瓦时(低于50%负荷率计补偿电量),在调峰市场竞争中相对占优。按照部分电量获得补偿,则电极锅炉配热水罐的调峰成本电价次之。水电基坑预留按水电企业上报数据调峰成本电价最低,但按造价拆解调峰成本电价则处于居中的水平(均按日调峰8小时考虑)。而储能的调峰成本电价则偏高,其中,磷酸铁锂电池储能的调峰成本单价为761元/千千瓦时(按日调峰1.5次考虑),铅碳电池储能的调峰成本单价为1146元/千千瓦时(按日调峰1.5次考虑),导致其在调峰辅助服务市场竞争中排序靠后。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年12期,作者刘瑞丰、贺元康、祁小芳供职于国家电网公司西北分部,王睿、刘庆、罗开颜供职于电力规划设计总院
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