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儲能等靈活調節資源的成本特性及社會成本比較

作者:劉瑞豐等 來源:中國電力企業管理 發布時間:2020-01-16 瀏覽:
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中國儲能網訊:近年來,在國家推進清潔低碳轉型的戰略部署下,西北地區風電光伏迅速發展。目前,西北電網新能源總裝機容量9242萬千瓦,近電網最大負荷(8997萬千瓦)的103%,占總裝機近35%。新能源隨機性、波動性、間歇性對電力系統調峰提出嚴峻考驗,以系統調峰能力不足為代表的靈活調節資源短缺是致使西北區域棄風棄光問題不斷惡化的關鍵性約束條件之一。

隨著2020年特高壓青?!幽虾蜏蕱|—皖南直流工程的配套新能源大規模陸續投產,可以預期的是,2020年前西北區域將迎來一波較為集中的風電、太陽能并網高峰,會對西北地區連續多年持續好轉的新能源消納形勢產生新的影響。

近幾年,西北地區跨省調峰輔助服務市場的建設和運營在提高新能源利用率方面發揮了積極作用。但是,隨著新一輪新能源并網高峰的來臨,調峰輔助服務體系面臨難以支撐短時期、大規模的靈活調節資源需求快速增長的風險。為此,有必要開展促進靈活調節資源發展的體制機制研究,形成促進靈活調節資源發展的政策建議,促進電力行業的科學發展,提升西北區域新能源消納水平?;诖?,筆者提出建立靈活調節電力容量市場的設想,并對這一促進靈活調節資源發展的機制進行初步設計。

現行調峰輔助服務補償機制的有效性分析

目前,西北地區甘肅、寧夏、新疆、青海等主要省份調峰輔助服務市場、以及西北地區跨省調峰輔助服務市場均已運作,對于提高西北地區新能源利用率發揮了積極作用。但是,通過對西北區域調峰補償機制,包括服務獲取機制、調峰資源提供主體、費用分攤主體等三個主要方面,進行梳理與分析,發現現行補償機制在實際運行中也存在需要待改進及解決的問題。

一是在調峰輔助服務費用分攤中未足額考慮責權對等的問題。目前形成普遍共識的是,帶有隨機性與反調峰特性的新能源發電的快速發展是致使調峰問題突出的主要原因。但是在現有的補償費用分攤方式中,未能科學、合理地體現這種差異性,致使問題引致者并未完全承擔其應承擔的責任。但考慮到未來平價上網條件下西北區域風電、光伏收益不佳的現實情況,需要在體現責權分擔的基礎上,創新體制、機制,設計既體現公平合理又可適當兼顧新能源企業運營的調峰補償機制。

二是激勵信號滯后的問題。面對可能出現的新能源階躍式發展情況,僅依賴現有調峰輔助服務體系,存在市場信號、激勵信號滯后的問題,難以適應新能源項目快速發展的需要。

三是西北區域輔助服務分攤費用總體存在偏高問題。從2018年統計數據來看,電力輔助服務補償總費用橫向比較,全國補償費用最高的三個區域依次為西北、東北和華北區域。其中,西北區域電力輔助服務補償費用占上網電費總額比重最高,為3.17%,華中區域占比最低,為0.23%。

綜合上述考慮,在新能源快速發展的預判條件下,有必要啟動以調峰服務為主的靈活調節容量市場,向市場釋放超前的容量不足信號。一方面,部分靈活調峰容量投資通過容量市場回收,可以解決新能源發電企業補償承載力不足的問題;另一方面,由于政府部門掌握更為全面的新能源電源項目規劃情況,對未來一段時間內靈活調節容量資源的缺口可以實現相對準確的預判,通過合理市場需求的確定,可以對未來一段時間內靈活調節容量的總體市場規模進行合理引導,以實現新能源與靈活調節資源的匹配協調發展。需要指出的是,靈活調節容量市場與現有調峰輔助服務是互為補充的,并以不發生過度補償為邊界。

靈活性調節資源的涵義及分類

靈活性資源是指能夠增加能源供需系統柔性、彈性、靈活性,服務于用能系統動態供需平衡的資源。系統能夠通過靈活性資源的快速、準確的調控,實現自身的供需平衡,同時滿足多元化的能源供需要求。

目前,在理論研究和實踐探索中,各方面普遍的認知是,在未來高比例可再生能源場景下,風電、光伏的波動性和不確定性將超過負荷成為系統不確定的主要來源,需要大量的靈活性資源??紤]到西北區域已建成大規模新能源開發基地,并存在進一步加大開發力度的可能性,未來西北區域對靈活性調節資源的需求將較為旺盛。

按品類(品質、價值和服務)來分析,靈活調節資源主要是調峰、調頻及爬坡等三類。具體到西北電網,從負荷發展來看,西北電網負荷水平較低,負荷峰谷差較低,用電負荷調峰的靈活性資源需求并不大。西北地區尤其是青海電網水電資源豐富,是全西北電網的調頻中心,可為大電網提供所需的調頻、備用、無功/電壓、黑啟動等靈活調節資源。因此,西北地區對于調頻、備用、無功/電壓、黑啟動等作用的需求不大。從需求側角度分析,西北地區主要稀缺的靈活調節資源聚焦于調峰資源。

從靈活調節資源供給側角度分析,西北區域可用的調峰靈活資源品類包括:儲能資源、具有蓄水能力的水電、熱電解耦資源。其中,在各省區現行的調峰輔助服務市場設計中,熱電解耦資源、儲能資源均已納入補償范圍。傳統的水電機組參與系統調峰時,除了水頭變化帶來的發電量微小差異外,可近似認為其參與電力系統調峰的機會成本為零。因此,在現有的輔助服務補償中未將其納入有償補償范疇。但水電基坑預留(改造方案)則與傳統水電參與調峰存在差異,其參與調峰存在著增量成本問題,應將其統一納入調峰輔助服務補償范圍。

儲能等典型配置方案的成本特性

化學儲能典型配置方案的成本特性

選擇目前常用的電化學儲能技術路線——磷酸鐵鋰電池儲能、鉛碳電池儲能。在充電容量(50/45兆瓦)、放電容量(50/45兆瓦)、儲能裝置儲能容量(200兆瓦)、能源轉換效率(90%)等相同的情況下,磷酸鐵鋰電池儲能的靜態投資是鉛碳電池儲能的靜態投資的近1.5倍,經濟壽命是后者的2.5倍,(電池)使用壽命也是后者的2.5倍。

針對磷酸鐵鋰電池方案,主要技術要點如下:由50個1兆瓦/4兆瓦時集裝箱式儲能單元組成,磷酸鐵鋰電池DOD按90%考慮;廠家保證電池充放電次數大于6000,運行15年后容量不低于80%;儲能電站壽命按照25年設計,中途需更換電池1次。

針對鉛碳電池方案,鉛碳電池DOD按80%考慮,鉛碳電池充放電次數大于2000,運行壽命按照5年考慮。儲能電站壽命按照10年設計,中途需更換電池1次。

水電調峰典型配置方案的成本特性

在實際調峰運行中,通常以配置帶有調節能力的水電站作為典型配置方案。除此之外,考慮到部分水電站在建設之初普遍預留基坑可供后續加裝水電發電機、也可用于系統調峰,因此,基坑預留(加裝發電機)方案也被視為可以實際操作的水電站調峰改造方案。

根據目前的典型配置方案,新建1200兆瓦水電站的靜態投資約為120億元,相對應的單位千瓦造價為10220元/千瓦。而對于已有水電站基坑預留的改造方案,按照發電機本體及相關輔助設備拆解的方式計算,單位千瓦造價則為4730元/千瓦,有關發電企業給出的數據則更為樂觀,單位千瓦改造造價僅為2000元/千瓦。

對于傳統水電而言,機組提供調峰服務的成本主要包括:固定成本,主要包括機組因參與調峰而導致的機械損失和機組調峰過程中需要的各種行為的費用;機會成本,指機組因承擔調峰服務而少發電量引起的利潤損失。

通過對水電企業的實際調研,可以得出水電機組調峰的固定成本主要是調峰過程中頻繁調整出力引起的機械損失,包括機組的振動加大、轉軸磨損加重等。這部分費用一般在機組的折舊成本中已經有所考慮,因此,水電調峰的成本主要應考慮其調節過程中的機會成本。由于目前電力市場中中長期合約電量在合同周期內允許滾動調整,且尚未對電力曲線完成情況進行逐點考核,因此,水電機組的機會成本主要是指出力變化引起耗水率變化,進而發電量減少所致的利潤損失??紤]到實際水電調度中水頭預留相對合理,可以不考慮其機會成本。

對于基坑預留(改造方案),由于增加水電裝機并未實質性增加水電庫容與來水電量,對于水電站而言不會產生新的電量收益,其改造費用均需要通過調峰補償機制回收。因此,對其而言,調峰成本主要應該是改造費用在各年的分攤。

熱電解耦資源典型方案的成本特性

從配置方案來講,可實現調峰功能的儲熱方案主要是兩種,一種是熱電廠配置熱水罐儲熱方案,另外一種則是電極鍋爐與熱水罐配套儲熱方案。對于熱電廠配置熱水罐儲熱方案(7小時調峰)典型方案,其技術經濟參數為靜態投資10250萬元,供熱面積可以達到1000萬平方米,機組最低負荷率為40%,供暖季平均煤耗有所增加。對應于住宅場景的電極鍋爐與熱水罐配套儲熱方案,其主要技術經濟為靜態投資9375萬元,供熱面積40萬平方米。

儲能等靈活調節資源的社會成本比較

依據期初靜態投資、年成本、經濟壽命、調峰能力等為參數,測算和分析儲能等不同調峰資源的單位年調峰成本。計算公式為:

其中i為折現率,取十年期長期國債利率(3.30%);n為經濟壽命(年)。

相比較而言,熱電廠配熱水罐調峰的社會成本最低,為3萬元/兆瓦;其次是電極鍋爐配熱水罐方案,為11萬元/兆瓦;鉛碳電池儲能調峰的經濟性較差,單位年調峰成本為每年100萬元/兆瓦。雖然熱電廠熱電解耦調峰方案的社會成本最低,但并不代表其在調峰輔助服務市場競爭中必然占優,這與當前調峰輔助服務補償政策的設定有關(熱電機組盡管靈活性改造后最小負荷可從80%降至40%,但調峰政策中獲得補償的問題僅為50%至40%的部分)。因此,需要對各品類調峰資源在實際市場中的競爭排序進行單獨分析。

西北區域靈活調節資源的供給缺口主要集中于供暖季。因此,我們基于供暖季的應用場景,以當前調峰輔助服務規則為邊界條件,開展了多種靈活調節資源的市場競爭力分析。

一是當前實際運營的調峰輔助服務市場中,熱電機組、儲能、水電擴容等靈活調節資源主要以省區為單元,在各自省區內參與市場競爭,并不完全在統一市場開展競爭。這樣的競爭范圍并不利于不同類型調峰資源的集中優化。我們認為所有調峰資源需在統一平臺上開展市場競爭。

二是火電調峰電量計算規則暫不做調整,根據西北區域各省區政策約定,暫按負荷率低于50%的部分深度調峰電量計作調峰電量。

三是儲能、水電擴容、電極鍋爐按全部調峰電量計作調峰補償電量考慮,其中,儲能、電極鍋爐的購電單價按西北區域2018年平均上網電網計;儲能調峰電量按日調峰1.5次考慮,水電擴容調峰按日調峰8小時考慮(根據仿真計算,青海棄風棄光集中于9時~16時,約8小時)。

根據我們研究的結果,從調峰成本電價角度比較,熱電廠配熱水罐技術方案的調峰成本電價相對較低,僅為320元/千千瓦時(低于50%負荷率計補償電量),在調峰市場競爭中相對占優。按照部分電量獲得補償,則電極鍋爐配熱水罐的調峰成本電價次之。水電基坑預留按水電企業上報數據調峰成本電價最低,但按造價拆解調峰成本電價則處于居中的水平(均按日調峰8小時考慮)。而儲能的調峰成本電價則偏高,其中,磷酸鐵鋰電池儲能的調峰成本單價為761元/千千瓦時(按日調峰1.5次考慮),鉛碳電池儲能的調峰成本單價為1146元/千千瓦時(按日調峰1.5次考慮),導致其在調峰輔助服務市場競爭中排序靠后。

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年12期,作者劉瑞豐、賀元康、祁小芳供職于國家電網公司西北分部,王睿、劉慶、羅開顏供職于電力規劃設計總院

關鍵字:儲能成本

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