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调峰问题向供发电端并存转变 抽水蓄能亟待上位

来源: 中电资讯网编辑: 颜新华 日期:13.02.01 [发表评论]
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中电资讯网记者 颜新华  

  电力系统调峰问题以往主要聚焦在供电侧和消费端。现在,越来越多的有识之士开始关注日益凸显的发电侧调峰难题。抽水蓄能电站在发电侧的调峰作用也被空前放大。“在新能源大规模接入电网的新形势下,加快发展抽水蓄能电站,解决发电端调峰问题形势紧迫。”在1月24日举行的2013中国水电新春恳谈会上,由全国人大财经委员会副主任汪恕诚率先提及的加快发展抽水蓄能话题,引起了与会代表共鸣。

  加快发展抽水蓄能电站也在决策层面得到回应:国务院新近印发的《能源发展“十二五”规划》对发展抽水蓄能电站提出了明确要求,“十二五”时期,开工建设抽水蓄能电站4000万千瓦,到2015年,全国抽水蓄能电站装机达到3000万千瓦。

  调峰问题向供、发电端并存转变

  长期以来,区域经济发展出现的用电峰谷、季节性差异及日用电差异出现的用电峰谷,使调峰问题多集中在供电端,这也推动了电力的需求侧管理成为行业关注重大课题。

  但近年来,大型新能源基地尤其是千万千瓦级风电基地、大规模太阳能发电基地的建成并网,给电网调峰带来了很大困难,“这迫使大家要更加关注发电端的调峰问题。这是一个新课题,以后新能源发展速度还会加快,规模会更大,必须高度重视调峰问题。”汪恕诚表示。

  在汪恕诚看来,解决发电端调峰问题,加快建设抽水蓄能电站是重要办法之一。

  长江三峡集团企业董事长曹广晶也对汪恕诚的观点表示高度认同,他以德国为例进行阐述,德国的政策是2020年关闭国内所有核电机组,改为大力发展风电和太阳能发电在内的新兴能源。

  “他们同样面临新能源发电的调峰问题,德国的策略是大力发展抽水蓄能电站,据我所知,他们大坝委员会的一名负责人现在是拿着德国地图,在全国区域内找适合建抽水蓄能电站的地点。我国现在接入电网的新能源规模越来越大,加快抽水蓄能电站建设,很迫切。我相信这一点定会很快提到决策层的议事日程上。”

  破解发展瓶颈需三条腿走路

  在我国庞大的电力装机中,抽水蓄能电站不仅规模弱小,且发展速度缓慢。

  “与当前新能源已形成的装机规模和快速发展形势相比,现在抽水蓄能电站的装机规模显然不够。据我所知,目前全国抽水蓄能电站规模加起来也就2000万千瓦左右。主要还是这几年的发展速度太慢了。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者。

  抽水蓄能电站装机规模到底多大才能满足调峰需求?业界普遍观点是,根据我国电力需求和电力结构的具体国情,抽水蓄能装机应该占发电总装机的5%左右才算合理。

  截至2012年底,我国电力总装机为11.4亿千瓦,这意味着一个合理的抽水蓄能电站装机规模应是5700万千瓦。当前我国2000万千瓦左右的抽水蓄能电站显然与合理规模相差甚远。

  是什么制约了抽水蓄能电站发展?记者获悉,原因被普遍界定在体制和电价两个方面:体制上,根据国家有关政策,抽水蓄能电站只能由电网经营企业全资建设;电价上,由于抽水蓄能电站抽水时本身要消耗电能,导致成本过高,而我国峰谷电价不到位,使“抽水蓄能建一个赔一个”。

  “现在很多人呼吁放开经营主体限制、同时给抽蓄电站合理的电价政策,但   我觉得这样做将导致在投资驱动下,大家一拥而上来建抽蓄电站,最终势必将增加的成本转嫁到用户头上。”张博庭对记者说。

  在现有体制和政策下,如何才能推动抽水蓄能电站快速发展?汪恕诚提出的观点是:适当降低当前水电站的发电利用小时数,提高水电站调峰能力。

  张博庭较为系统地提出了三项措施:一是继续鼓励电网企业在需要的区域多建抽水蓄能电站;二是对目前的常规水电站进行技术改造,使之具备一定的抽水蓄能电站功能;三是对一些尚待开发的水电资源大力提倡建设为混合式抽水蓄能电站,“这种混合式的抽水蓄能电站在我国已经有了成功的案例,潘家口和白山抽水蓄能电站就是比较好的试点。技术上也不难,只要在设计中合理地利用梯级电站,把某些机组换成可逆式的就可以了。”

责任编辑:海思思 投稿邮箱:网上投稿

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