抽水蓄能电站发展问题及应对措施探讨

发布时间：2021-08-07 12:17

　　抽水蓄能电站在电力系统中发挥了显著的静态效益和动态效益,是电力系统不可缺少的调节工具。在发展过程中出现了造价攀升、经济性下降、被天然气调峰电站替代、电价疏导机制不完善等问题。针对制约抽水蓄能发展问题的探讨,建议严控抽水蓄能造价、市场过渡期建立费用分摊补偿机制以及建立完善的辅助服务市场等应对措施。 

【文章来源】：水电与新能源. 2020,34(10)

【文章页数】：5 页

【部分图文】：

2012～2017年蓄能电站单机日均运行小时数图

2015～2017年,广蓄电站单机年均启动次数达到1 000～1 300次,惠蓄电站单机平均年启动次数约600次。2012～2017年广蓄电站和惠蓄电站单机平均年启动次数如图2所示。1.3 发电量

以南方区域抽水蓄能电站为例。清蓄电站单位造价4 000元/kW,深蓄单位造价5 000元/kW,梅蓄单位造价6 000元/kW,阳蓄单位造价6 500元/kW。广东抽水蓄能电站虽然整体造价控制合理,但受设备、建安、征地、移民赔偿等成本上升的影响,抽水蓄能电站的建设成本呈明显上涨态势。单位建设成本持续攀升,相比燃气机组等调峰电源,抽水蓄能电站的经济性下降明显,竞争优势减弱。以天然气调峰电站和抽水蓄能电站进行经济性比较。由于天然气调峰电站的年固定费用低于抽水蓄能机组,而天然气调峰电站的单位电量可变运行费用高于抽水蓄能,因此天然气调峰电站与抽水蓄能的发电成本与年发电利用小数有关,表3给出了两类电源在不同发电利用小时数下的年费用,图3为两类电源的经济性比较。由图3可见:燃气机组具有造价低、年固定费较小的优势,年利用小时数较低时,经济上有优势。当年利用小时数较高时,由于气价高达3元/Nm3,天然气调峰电站的年可变运行费用在整个年费用中占比较大,天然气调峰电站的年费用增长较快。

【参考文献】：
期刊论文
[1]英国电力容量市场设计及对中国电力市场改革的启示[J]. 侯孚睿,王秀丽,锁涛,张文韬,姚力,宫本辉.  电力系统自动化. 2015(24)
[2]电力市场环境下的发电容量充裕性 (一)单一能量市场情形[J]. 鲁刚,文福拴,薛禹胜,钟志勇,黄杰波.  电力系统自动化. 2008(20)



本文编号：3327785