“可再生能源+儲能”可大幅降低電力系統(tǒng)投資,但目前儲能大規(guī)模應(yīng)用還面臨著技術(shù)待突破、商業(yè)機制待完善等難題。建議借力電力體制改革,通過電價機制完善儲能投資回收機制和商業(yè)模式。
根據(jù)我國能源轉(zhuǎn)型工作的相關(guān)要求,電力系統(tǒng)中風(fēng)、光、核等非化石能源占比將持續(xù)提高。由于核電出力調(diào)節(jié)困難,風(fēng)、光等可再生能源具有間歇性特點,使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴(yán)峻,需要大量創(chuàng)新性技術(shù)支撐,廉價、環(huán)保、安全的儲能技術(shù)就是一個可行的選擇。
儲能技術(shù)包括物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型,目前建設(shè)規(guī)模最大的是以傳統(tǒng)抽水蓄能為代表的物理儲能。近年來,其他類型儲能技術(shù)得到了快速發(fā)展,特別是電化學(xué)儲能技術(shù),以其響應(yīng)速度快、建設(shè)周期短、能量轉(zhuǎn)換效率高等優(yōu)勢逐步開始應(yīng)用于調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域。近期,新型超級電容儲能技術(shù)取得了突破性進展。但是儲能的大規(guī)模應(yīng)用還面臨一些問題,本文主要從電化學(xué)儲能在電力系統(tǒng)中應(yīng)用的經(jīng)濟性角度進行探討。
儲能大規(guī)模應(yīng)用仍存諸多難題
儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景主要包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。
在發(fā)電側(cè),儲能設(shè)施可以平抑出力波動,改善電能質(zhì)量;調(diào)節(jié)電站出力,減少新能源電廠的棄風(fēng)棄光;參與系統(tǒng)輔助調(diào)頻等。在電網(wǎng)側(cè),儲能設(shè)施可以減少系統(tǒng)峰谷差,改善負(fù)荷曲線,減少部分峰荷機組和輸變電工程的建設(shè);參與系統(tǒng)調(diào)頻;作為黑啟動電源和重要負(fù)荷的保安電源等。在用戶側(cè),儲能設(shè)施可以利用峰谷電價差降低電度電費;減少供電負(fù)荷峰值,降低容量電費;為自身敏感設(shè)備提供備用電源等。
但儲能技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用還面臨多個問題。一方面,電化學(xué)儲能技術(shù)本身還存在成本、安全和環(huán)保問題,需要不斷突破和完善。另一方面,儲能設(shè)施的投資回收機制還不明朗,商業(yè)模式尚不完善。
目前,一些省區(qū)的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)市場已逐步開啟,儲能項目通過參與系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)獲利的可能性增大,但是調(diào)峰輔助服務(wù)的相關(guān)政策更多是從發(fā)電廠個體出發(fā),缺乏對電力系統(tǒng)整體經(jīng)濟性的考慮,同時《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確了儲能投資不得計入電網(wǎng)輸配電定價成本,電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展也受到制約,因此儲能的發(fā)展還需要相應(yīng)政策的進一步支持和電價機制引導(dǎo)。
分布式儲能可提升電力系統(tǒng)經(jīng)濟性
從全社會的角度出發(fā),建設(shè)大規(guī)模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置,可實現(xiàn)削峰填谷,降低系統(tǒng)最高負(fù)荷和峰谷差。既能減少電力系統(tǒng)主力調(diào)峰電廠的建設(shè),又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設(shè),降低系統(tǒng)總投資。當(dāng)減少的電源及電網(wǎng)側(cè)投資大于增加的儲能投資時,整體經(jīng)濟性較好。
以海南遠(yuǎn)景全社會2000萬kW負(fù)荷水平(電量1120億kWh)為例進行測算,以原規(guī)劃的氣電、核電為主的裝機方案作為基準(zhǔn)電源方案(含現(xiàn)有抽水蓄能裝機60萬kW),系統(tǒng)總裝機規(guī)模約2710萬kW。
適當(dāng)增加儲能裝置可優(yōu)化負(fù)荷曲線。
遠(yuǎn)景原始負(fù)荷曲線中夏季日最小負(fù)荷率為0.62,冬季日最小負(fù)荷率為0.46,日峰谷差較大。通過新增大規(guī)模儲能裝置替代同等功率氣電機組,在滿足電量總需求的前提下,通過用電負(fù)荷的削峰填谷,優(yōu)化負(fù)荷曲線。假定新增分布式儲能裝置的放電時間均為2小時,放電深度100%。
對以下三種場景分別進行電力電量平衡計算,結(jié)果如下:1)當(dāng)增加儲能裝置190萬kW/380萬kWh,替代190萬kW氣電機組時,通過新增的儲能裝置與原有抽蓄機組共同作用(下同),可使夏季日最小負(fù)荷率上升至約0.8,冬季日最小負(fù)荷率上升至約0.63,火電機組利用小時數(shù)得到提升。2)當(dāng)增加儲能裝置380萬kW/760萬kWh,替代380萬kW氣電機組時,可使夏季日最小負(fù)荷率上升至約0.9,冬季日最小負(fù)荷率上升至約0.75。此時火電機組利用小時數(shù)大幅提升,煤電達(dá)到6500多小時,氣電達(dá)到4000多小時。3)當(dāng)增加儲能裝置570萬kW/1140萬kWh,替代570萬kW氣電機組時,可使夏季和冬季的日最小負(fù)荷率均上升至約0.9,見圖1。此時核電機組和煤電機組除停機檢修時間外,基本均處于滿發(fā)狀態(tài),氣電機組和儲能既承擔(dān)發(fā)電任務(wù)又承擔(dān)系統(tǒng)備用容量。
儲能價格下降越多,產(chǎn)生的全社會經(jīng)濟性越好。
增加儲能裝置減少了系統(tǒng)內(nèi)調(diào)峰電源裝機規(guī)模,提高了系統(tǒng)內(nèi)機組的利用小時數(shù),綜合考慮電源建設(shè)投資、運營年限、燃料費和運行費等因素后,計算電源側(cè)年費用。具體參數(shù)選取如下:
1)燃?xì)怆姀S單位造價取3000元/千瓦,經(jīng)營期25年,年固定運行費率取項目建設(shè)投資的3%,機組平均氣耗取0.2立方米/千瓦時,天然氣氣價取2.5元/立方米;燃煤火電標(biāo)煤單價取600元/噸。2)核電廠單位造價取15500元/千瓦,經(jīng)營期30年,年固定運行費率取項目建設(shè)投資的4%,核燃料單價取0.06元/千瓦時。3)光伏電站單位造價取5000元/千瓦,經(jīng)營期取25年,年運行費取項目建設(shè)投資的2.4%。4)儲能電站單位造價取1000-3000元/千瓦時,經(jīng)營期取10年,年運行費取項目建設(shè)投資的5%,發(fā)電效率取90%。
根據(jù)計算結(jié)果,當(dāng)儲能綜合造價降至2500元/千瓦時及以下時,以儲能替代氣電裝機的方式可降低電源側(cè)的總年費用。當(dāng)儲能綜合造價在3000元/千瓦時及以上時,以儲能替代氣電裝機的方式在電源側(cè)的經(jīng)濟性較差。
當(dāng)通過增加儲能裝置使系統(tǒng)日最小負(fù)荷率趨近于1時,常規(guī)電源機組都已得到充分利用,此時再新增儲能裝置已無法替代氣電機組,此時繼續(xù)增加儲能裝置的經(jīng)濟性將變差。
建設(shè)分布式儲能裝置后,可降低系統(tǒng)最高負(fù)荷,減少高壓電網(wǎng)輸電變工程的建設(shè),減少電網(wǎng)側(cè)投資。新增190萬kW/380萬kWh儲能裝置,相比基準(zhǔn)電源方案可減少電網(wǎng)投資22.5億元,年費用減少2.7億元;儲能裝置容量增加至570萬kW/1140萬kWh時,相比基準(zhǔn)電源方案可減少電網(wǎng)投資68.6億元,年費用減少8.1億元。
綜合電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)投資后,分析全社會的經(jīng)濟性。
若儲能綜合造價為3000元/千瓦時,新增儲能裝置容量達(dá)到380萬kW/760萬kWh,全社會總年費用可降低7.7億元,平均每度電價格可降低0.007元/千瓦時;若儲能綜合造價降至2500元/千瓦時,全社會總年費用可降低15.2億元,平均每度電價格可降低0.014元/千瓦時。儲能價格下降越多,全社會經(jīng)濟性越好,社會所有參與者均可從中獲益,關(guān)鍵在于紅利如何分配。
建議通過電價機制放大儲能作用
在現(xiàn)有的電力體制下,儲能除了通過調(diào)頻輔助服務(wù)獲利、用戶側(cè)儲能通過峰谷電價差獲利等商業(yè)模式較為清晰外,其他應(yīng)用場景的儲能投資回收機制和商業(yè)模式還不完善。但是我國的電力體制改革仍在穩(wěn)步推進,各項制度也在不斷創(chuàng)新和完善中,對于未來的電價策略,我們建議:
首先,通過前面的分析可以看出,大規(guī)模儲能可以減少輸配電網(wǎng)投資,與輸配電服務(wù)有較大的關(guān)聯(lián)性,如果將儲能設(shè)施建設(shè)投資納入輸配電成本,對于電網(wǎng)降低建設(shè)成本也能起到正向激勵作用。但《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電網(wǎng)側(cè)儲能投資不能計入電網(wǎng)輸配電定價成本,這項規(guī)定的出發(fā)點是考慮到電網(wǎng)公司是提供輸配電服務(wù)的供應(yīng)商,而儲能既可以作為負(fù)荷又可以作為電源,還可以提供輔助服務(wù),因此儲能的投資與輸配電服務(wù)的相關(guān)性較難界定,需要進一步研究。
其次,大規(guī)模儲能可以改善系統(tǒng)負(fù)荷曲線,降低系統(tǒng)峰谷差,減少尖峰負(fù)荷值,因此可以減少大型調(diào)峰機組的建設(shè),同時提高已有主力電源裝機的利用小時數(shù),提高已有主力電源的經(jīng)濟效益,降低發(fā)電成本和上網(wǎng)電價。因此可以通過計劃或市場方式將上網(wǎng)電價下降總量的一部分用于激勵儲能設(shè)施的建設(shè),其余部分可用于降低用戶側(cè)終端銷售電價,實現(xiàn)全社會(包括電源、電網(wǎng)、儲能、用戶)的多方互動共贏。
再次,制定電源、電網(wǎng)、用戶聯(lián)動的分時電價機制,健全價格激勵和約束手段,使節(jié)約能源資源與保護生態(tài)環(huán)境成為單位、家庭、個人的自覺行動,促使電力系統(tǒng)的各參與者自發(fā)建設(shè)儲能裝置、主動參與系統(tǒng)調(diào)峰,促進儲能行業(yè)的健康發(fā)展。
最后,當(dāng)前新能源電站建設(shè)儲能裝置的積極性不高,這是因為國家從支持新能源發(fā)展的角度,要求電網(wǎng)全額收購其發(fā)電量,并且由電網(wǎng)承擔(dān)新能源發(fā)電波動的平衡義務(wù)。這對市場的其他參與者不公平,因此可加強對新能源電站發(fā)電的偏差考核,以價格手段促使新能源電站建設(shè)儲能裝置以化解風(fēng)險,提高新能源發(fā)電的滲透率。
建設(shè)分布式儲能可以提高風(fēng)、光、核等非化石能源的可調(diào)度能力,從而提升新能源的消納能力,有助于加快能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略的實施。同時隨著儲能造價的不斷降低,以大規(guī)模儲能替代氣電等調(diào)峰機組并減少電網(wǎng)輸配電工程建設(shè)對全社會的經(jīng)濟性越來越明顯,建議主管部門從宏觀角度考慮儲能的投資回收方式,兼顧全社會紅利的合理分配,形成良好的市場運營機制,明晰各方的權(quán)利、責(zé)任和義務(wù),促進儲能的健康有序發(fā)展,促進全社會的互動共贏。
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