给储能一个清晰的定位:物尽其用

这些年储能在电力系统内一直是价格接受者,如何量化储能价值的问题一直没有得以解决。从过去的经验来看,固有机制和结算方式不利于让储能融入到电力系统内。以大型调峰储能电站为例
摩尔光伏     2017-7-18 15:28:16

6月,青海省发改委印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》,规划2017年青海建设330万千瓦(3.3GW)风电项目,并且要求各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置。7月,住建部下发《风光储联合发电站设计规范(征求意见稿)》并公开征求意见,征集意见稿里面规定储能在不同运行模式下的配比。上述两个文件的发布对于推动储能产业发展具有积极意义,但业内也存在一些争议,焦点主要集中在是否有必要配置储能、储能系统应当分散安装于每个风电场还是建设集中式调峰储能电站等两个方面。针对储能在可再生能源领域的应用,笔者借助“CNESA业内观点”的平台谈谈个人看法,希望与大家共同探讨交流。

IEA将风电和光伏统称为VariableRenewableEnergy,即VRE。作为风电和光伏的统称,VRE很好的概括并体现了风电和光伏发电的特点。而解决VRE的消纳问题,关键则在于电力系统柔性是否充足。柔性一词在欧美国家较为常用,根据IEA的定义,柔性(Flexibility)是描述一个电力系统应对可预期的或者不可预期的变化的能力,以此保证发电和用电的平衡。也就是说柔性是描述一个电力系统应对突发“不平衡事件”的能力,体现为单位时间内向上或向下输出一定功率的能力。当电力系统出现负荷波动或不确定性,以及发电机组突然停机脱网等特殊情况时,电力系统都需要通过柔性源加以应对。随着可再生能源发电规模的增加,电力系统的柔性能力显得愈发重要。为什么提供柔性能力的是柔性源而不是发电机组呢?因为柔性源不只是发电机组,还包括现货市场(通过电价信号引导负荷)、需求响应(demandresponse)、储能和区域间联络线(跨区或者跨国电力交易)等多种方式,如下图所示。

来源:Harnessing Variable Renewables:a guide to the balancing challenge

北方冬季,火电机组由于需要承担供暖的任务而不能停机。因此即使在火电最小出力方式下,依然会由于负荷不足而引发弃光或者大面积弃风的问题,也就是通常所说的“调峰缺口大”或者“反调峰压力大”,这种情况在东北地区尤为突出。在西北,问题稍有不同,由于本地风电和光伏的装机容量远大于本地负荷,西北地区经常会出现可再生能源过发(Over-Generation)的情况,VRE消纳主要寄希望于送出通道的建立。

不论哪种情况,随着VRE穿透率的提高,或者说若想进一步提高穿透率,单纯增加调峰机组是不够的。一方面,近几年火电机组的发电小时数已经逐年降低,而VRE限电的问题并没有随之缓解;另一方面,中国VRE穿透率的水平远不及安装量的发展速度。因此,我们必须考虑通过增加新的手段,进一步提高电力系统柔性。实际上,政府近年来已经做了很多工作,所有尝试过的手段都能在上图中找到对应项,例如推广电采暖和电动汽车可以通过增加新负荷提高机组的反调峰能力,通过电力交易可以鼓励用电、提高VRE的消纳。然而事实却是我们的努力似乎还不够,这主要是因为不同的穿透率下需要的柔性源是不同的,即穿透率越高需要的柔性源的成本越高,如下图所示。很显然,储能是灵活性最高的一种柔性源,因此也是实现高比例可再生能源的必备技术。

来源:NREL,The Roleof Energy Storage with Renewable Electricity Generation

说到这里就不得不说两个关键问题了,第一是大规模可再生能源领域储能系统的安装位置和如何应用的问题,即储能系统应当分散安装在不同风电场(或者光伏电站)还是建设大型独立式调峰储能电站,储能系统的应用方式是放在电场内、在限电时段进行电池充电还是用于系统调峰、给系统提供柔性支持?

举个例子,整个电力系统就是一个水池,水面的高度代表着电力系统的频率,有N个进水管和N个出水管,进水管包括大量不可控的可再生能源发电站、可控的发电机组和储能系统,出水管包括可控的负荷和不可控的负荷。对于所有可控的柔性源(包括储能)来说,他们的任务是保证水面的高度控制在50Hz,而不是某个VRE进水管的流速,因此没有必要去调控具体某一个进水管。从这个角度来说,即使储能分散地安装在风电场或者光伏电站,统一接受调度指令仍然是最高效的运行方式。如若安装在可再生能源发电站内的储能系统只是在限电时进行充电,这样不仅低效,而且限电不是每天都发生的,还会降低储能系统的年收益。所以,从这个角度来说,我个人是支持建设大型调峰储能电站的,接受电力系统的统一调度或者参加辅助服务市场是行之有效的运行方式。

第二是储能电站的定价机制。如果政府鼓励各方建设储能电站,那么就要解决定价的问题,大概有两种情况,一是储能电站作为一种电网调节的基础设施,类似于抽水蓄能电站;二是通过电价或者辅助服务市场的手段,让储能同其他技术同台竞技。前者需要通过固定的充放电电价让储能电站的投资回报得以保证,比如说可以参考抽水蓄能的两部制电价,政府要明确投资的主体、要明确电价机制保证储能电站的投资回报;后者首先要通过行政手段确立本地的可再生能源发展目标,通过市场竞争明确调峰调频辅助服务等应用的价值、价格,这一点已经在东北电力辅助服务市场得到了验证。相信当调峰的价格能让储能电站的收益大于成本时,储能电站的需求必然随之增加。总之,我们不能只要求建设储能,更要引导好如何应用储能,考虑好如何让储能得到合理的收益。

结语

笔者从事储能行业多年,一直在思考几个问题,在这里跟大家分享一下:

第一,储能到底有多贵?提高清洁能源在能源消耗总量中的占比是发展新能源的根本目标,若要提高这一比例,不仅应当着力提高新能源的装机容量,更应该重视新能源穿透率的提高。跨区电力交易、通过电价信号引导负荷促进可再生能源消纳等都是解决可再生能源限电问题的经济有效的手段。但是在此基础上,若要进一步提高VRE穿透率,势必需要更多的柔性源,储能正是其中一种行之有效的柔性源。提及储能,通常首先会被冠以“很贵”的帽子。然而贵贱是相对的,一个地区的穿透率在何种水平下需要配置储能是各种柔性源竞争之后的结果。目前储能在可再生能源领域的应用普遍存在一个矛盾状况,即一方面弃风弃光大量存在,另一方面现有的储能和可再生能源结合项目又都“算不过经济账”,浪费了各方大量的人力财力。对此,笔者认为,为推动储能等柔性源的应用需要政府给予合理的政策引导,制定可再生能源穿透率的发展计划、推动配额制的出台等都是可以尝试的手段。在政策制度和市场环境基础上,应用何种技术就可以由具体应用场景的需求和该技术的经济性直接决定。

第二,确立储能应用模式是讨论储能商业模式和投资回报的前提,那么储能如何使用才能最有效地消纳可再生能源?对此,笔者认为,更多的可再生能源上网意味着会减少或替代传统燃煤机组,那么在目前的成本和穿透率下,储能和可再生能源发电若要联合应用,首先选择替代的传统燃煤机组就应该是尖峰机组。传统燃煤机组不管做热备用或者尖峰机组都要工作在部分负荷输出的状态下,最小运行方式一般在额定出力的50%-60%之间,也就是要占40%-50%的负荷。而储能做热备用或者备用尖峰机组时,不仅可以在线不放电,而且在系统需要向下的出力时还可以充电。对比燃煤机组和储能系统用作尖峰机组,尖峰机组平时出力在50%-100%之间,负荷尖峰时满负荷出力;而储能系统平时不出力,只有在负荷尖峰时满负荷放电。对于相同容量的储能和燃煤机组来说,前者的出力范围是后者的将近4倍。因此,若要提高储能的经济性,如何应用储能以发挥其对电力系统的最大价值就显得尤为重要。在现实工作中,对于可再生能源领域的储能应用,我们研究的关注点过多的放在了存储弃风弃光方面,相对上述应用,该应用的价值很明显会低很多。借上述对比分析,笔者主要表达两个观点,一是相关机构在规划储能项目之前首先需要明确储能的应用价值,否则只能在错误的道路上越走越远;二是虽然近几年电池的价格已经大幅下降,但是从“很贵”到单靠削峰填谷就能赚钱不会是一蹴而就的,储能行业将会是一个逐步发展的过程,随着成本的降低会有越来越多的应用走向商业化,相关商业化应用场景和模式还是需要我们认真挖掘。

第三,这些年储能在电力系统内一直是价格接受者,如何量化储能价值的问题一直没有得以解决。从过去的经验来看,固有机制和结算方式不利于让储能融入到电力系统内。以大型调峰储能电站为例,它不仅可以实现削峰填谷、促进新能源消纳,而且对于整个电力系统,也会在线路投资、提高其他火电机组效率等方面创造价值。而峰谷电价并不能全面衡量和反映其真实价值。相对于欧美国家,我国在这方面的工作相对滞后,希望未来全行业加强合作,只有能够清晰地认识到储能的价值,才可能制定出合理的定价机制。

本文作者杨洋,长期从事储能产业,具有多年储能项目和应用研究从业经验。


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