大家都在热议降电价。但其实除了降低增值税税费以外，推进价格改革、扩大跨区交易规模都有助于降价。
今天享能汇为大家带来《外送通道的能源配置方案和经济性分析》一文以拓宽思考面，文章将着重分析地区新能源特性，提出在保证最小弃电率条件下确定最佳风光火比例，在无补贴的情况根据多能源投资回报率，确定外送通道的能源电价，实现送发受多方共赢的方案。
研究思路
利用一年期间的位于天山南北的A、B个风场的每15分钟风速和天山南部一个装机50MWP光伏电站每15分钟理论运行功率、结合火电调峰率，模拟一个外送风光火能源打捆外送的基地，按日满负荷运行或低谷20%调峰固定曲线运行，年运行小时7920，风电年利用小时数2680小时，光伏年利用小时数1800小时，火电按全容量设计深度调峰运行条件下，1）分析火电不同的调峰率下对弃电率影响，2）风光的比例对弃电率的影响；3）线路满负荷和4）20%调峰运行对弃电率的影响；5）输送电量新能源比例的分析；6）在5%弃电率下不同风光火的比例下无补贴上网电价的分析。
新疆新能源的特点
1、 新能源的月度平均利用小时特性
图1：风电和光伏月度发电利用小时数
2、新能源日小时平均利用小时数特性
图2：风电和光伏日小时发电利用小时数
从年度看新能源负荷特点在4月到9月月度发电利用小时数较高，冬季的发电量少，春夏月份（4-7月）与秋冬季（11，12，1，2月）月度平均发电利用小时数相差一倍，春夏季新能源发电量多，冬季的发电量少，年度日中每小时利用小时数偏差不大，最大偏差20%，光伏和风电在每日10时到17时负荷重叠，存在较大的弃用率。
3、新能源不同组合负荷特性
新能源发电功率波动较大，离散度高，例如A风场全年功率低于10%时间3966小时，零功率时间2379小时，B风场全年功率低于10%时间3667小时，零功率时间2322小时，风场合并计算全年功率低于10%时间1693小时，零功率时间771小时，风火光1：1：0.5配置全年功率低于10%时间1589小时，零功率时间489小时，从新能源运行功率特性看，多地区新能源存在互补性，可以降低新能源的零功率和低负荷时间，80%以上负荷运行时间占比低于8.5%，火电必须深度调峰快速变负荷运行，以保证外送通道的负荷稳定，外送通道的火电必须按全容量配置，否则无法满足冬季外送负荷曲线要求和效益最大化的要求。冬季往往是受入的用电高峰和雾霾天气的高发期，外送通道冬季满负荷运行可以有效减轻受入地的环保压力。
火电调峰对新能源消纳的影响
图3线路满负荷运行火电调峰率与新能源弃用率关系
图3显示外送通道线路满负荷稳定运行时时，火电的调峰率越大，新能源的弃用率越小，调峰率高于80%以后，对新能源弃用率降低影响较小。当线路只输送风电单一新能源，风火1:1配置，在火电调峰率高于70%，弃风率即可低于5%；但输送风光多样能源时，在火电相同调峰率情况下弃用率高，光伏比例越高弃用率越高，在风火光1:1:0.5配置时，在火电调峰率高于80%，弃用率即可低于5%。
线路20%调峰（每日14小时）对新能源消纳的影响
图4：线路低谷20%调峰运行火电调峰率与新能源弃用率关系
现在外送通道运行时要求19点到次日9时14个小时20%调峰，此时段增加风电的弃风率。从图4可以看出在风火光1:1:0.5配置时，在火电调峰率高于80%，弃用率达到8.3%,增加2.6%，同时减少11.7%送电量。要减少弃用率到5%，火电的调峰率要达到90%或者增加10%外送通道容量的储能设备。送端的上网电价较低，增加储能设备投资收益率和降低弃用率的收益相差较大，经济上没有优势，同样容量储能装置在受端市场建设，可以充分发挥峰谷电价差的优势，获得较好的收益，同时在线路故障时可以起到调频、事故备用和应急电源的作用，还可以使外送通道线路满功率运行，安全和经济方面发挥的作用远大于送端市场的作用，送端市场要着重于如何提高火电机组的调峰率，充分发挥火电机组的调峰作用。
线路满负荷和低谷20%调峰运行的输电新能源占比分析
表5、6可以看出火电的调峰率提高，可以提高新能源的输电比例，光伏配置比例提高，也可以提高新能源输电比例，线路低谷20%调峰运行也可以提高新能源输电比例，主要因为火电利用数的降低，输送电量降低。在风火光1:1:0.5配置时，火电调峰率80%，新能源的送电比例可以达到42%以上。
在5%弃电率下风光火1：1：0.5配置的上网电价分析
在火电标煤单价300元/吨，投资造价3445元/千瓦,风电投资造价6500元/千瓦，光伏投资造价6400元/千瓦，风光火折旧年限分别为20，25，15年，利率4.2%，维持风光火收益率分别为10%，6%，10%的条件下，按照国家能源局下发的煤电项目预期投资回报率计算方法可以计算出不同利用小时数的火电上网电价，不同弃用率情况下的新能源上网电价。
图7 ：火电机组上网电价与年利用小时数关系
火电上网电价在设计年利用小时数5500小时最低0.213元/千瓦时，在年利用小时数3500小时上网电价0.273元/千瓦时，年利用小时低于3500小时后电价增加较快，年利用小时低于2500小时后上网电价0.338元/千瓦时，外送通道火电调峰率80%，在线路满负荷运行时火电年发电利用小时数4500小时，在线路低谷20%调峰运行时火电年发电利用小时数3576小时，在风光火打捆外送中，火电起到重要的调峰作用，必须考虑市场化补偿机制，已使风光火企业都取得合理的经济收益。
图8： 新能源价格与弃用率关系
在不考虑弃用条件下风电上网电价0.318元/千瓦时，光伏上网电价0.422元/千瓦时，弃用率每增加1%上网电价增加1%，光电上网价格比火电上网价格高0.2元/千瓦时，风电上网价格比火电上网价格高0.1元/千瓦时。
图9：风火光能源比例与弃用率关系
在弃用率5%条件下分别计算风火光不同配置下的电价，风火打捆电价最低，不调峰上网电价0.251元/千瓦时，20%调峰上网电价增加0.02元/千瓦时，光伏比例越高上网电价越高，在风火光1：1：0.5配置下，不调峰上网电价0.262元/千瓦时，20%调峰上网电价增加0.02元/千瓦时.输电线路调峰比不调峰上网电价增加0.02元/千瓦时。考虑0.12元/千瓦时输电费用，受电地区的落地价格将达到0.4元/千瓦时。外送通道非水可再生能源电价可以按照受入地的非水可再生能源平均上网电价减去输配电价确定，火电电价按受入地火电平均上网电价减去输配电价确定。送端上网电价按多能源电价加权平均确定。
结论
1、外送通道风光火配置比例，光伏配置比例越高，外送电量新能源比例越高，但弃用率会增加，充分考虑火电调峰率和新能源送电比例，风火光配置比例不宜高于1:1:0.5,火电必须全容量配置，否则无法满足冬季送电需求。根据各地不同的风光特性火电宜与风光新能源分布式布置，以利于充分利用线路容量，提高线路的负荷率。
2、外送线路应按依照核电不调峰运行设计，市场化方式给予受端市场调峰补偿，或在受端市场增加同等调峰容量的储能调峰装置，以降低新能源弃电率，实现发输受对方效益最大化。
3、配套火电的要求必须达到80%调峰率，提高调峰率可以降低弃用率，增加新能源输电比例，风火光配置比例不宜高于1:1:0.5，外送通道满负荷运行，弃用率低于5%，但要建立风光火的打捆的送电端市场化交易体系，多能源协同共赢，可持续发展。
4、从新能源特性来看，春夏季负荷较大，输送线路调峰能造成弃用率升高，受端市场必须能够在春夏季接受外来负荷，本地负荷不影响接待外来负荷。
5、在不考虑非水可再生能源补贴的条件下，新能源上网电价较高，要充分考虑受电地区的电价承受能力。
外送通道电源的建设选择要充分利用天山南北气候条件不同，利用现有的气候资料和光伏的运行特性的资料，利用同一地区风电和光伏的互补性，大风大多沙尘天气影响光伏的出力，优化新年能源电源点布局，降低新能源的同时率，充分发挥火电调峰特性，最大限度降低弃电率，实现风光火多能源共赢，可持续发展。
作者：丁峰 | 中煤国投哈密发电有限公司
