獨立電池儲能電站應用于新能源發電領域探討

2016-09-13 16:20 來源:未知 打印 掃碼手機看
  一·中國儲能在新能源發電中的應用現狀
  1. 中國儲能在新能源發電中的應用現狀
  中國與可再生能源相關的儲能應用,主要分為兩種類型。一類是用戶端分布式發電及微電網中儲能的應用,另一類是集中式風光電站(可再生能源并網)儲能應用。根據中關村儲能產業技術聯盟的不完全統計,截至2015年底,這兩類應用累計裝機規模已超過中國市場的80%,從項目個數上看,也遙遙領先其他應用。
  圖 1中國運行項目應用累計裝機分布
  資料來源:CNESA數據庫,2015
  圖 2中國運行項目應用累計個數分布
  資料來源:CNESA數據庫,2015
  我國風電、光伏消納困難的“三北”地區,主要為集中式風光電站,儲能應用于這一領域,主要的作用為削峰填谷、平滑出力、跟蹤計劃出力、輔助電網安全穩定運行等。目前較為大型的集中式風光電站儲能項目有:
  Ÿ 張北風光儲輸示范工程(一期)
  位于河北省張家口市張北縣,一期計劃建設風電10萬千瓦,光伏發電4萬千瓦,儲能2萬千瓦。2011年12月開始,儲能系統陸續投運,目前以投運的儲能19萬千瓦,具體為:比亞迪,磷酸鐵鋰6000kW/36000kWh;東莞新能源,磷酸鐵鋰,4000kW/16000kWh;萬向,磷酸鐵鋰,1000kW/2000kWh;中航鋰電,磷酸鐵鋰,3000kW/9000kWh;奧泰,鈦酸鋰,1000kW/500kWh;普能,全釩液流電池,2000kW/8000kWh;南都電源,鉛酸電池,1000kW/6000kWh;雙登,鉛酸電池,1000kW/6000kWh。
  Ÿ 國電和風北鎮風場儲能項目
  位于遼寧省錦州市北鎮市,風電裝機規模9.9萬千瓦,儲能8000千瓦。2015年1月投運,儲能系統具體為:東莞新能源,磷酸鐵鋰,3000kW/6000kWh;力神,磷酸鐵鋰,1000kW/2000kW;中航鋰電,磷酸鐵鋰,1000kW/2000kWh;大連融科,全釩液流電池,2000kW/4000kWh;超級電容,集星科技,1000kW/83.33kWh。
  Ÿ 龍源法庫臥牛石風電場項目
  位于遼寧省沈陽市,風電裝機規模5萬千瓦,儲能5000千萬。2013年2月投運,采用的儲能系統為:全釩液流電池,大連融科,5000kW/10000kWh。
  Ÿ 科陸電子風光儲項目
  位于甘肅省玉門市,光伏裝機規模1.5萬千瓦,風電裝機規模1萬千瓦,儲能規模1萬千瓦。2016年6月投運,采用的儲能系統為:磷酸鐵鋰,6000kW;磷酸鐵鋰(移動式儲能電站)4000kW。
  2. 中國儲能在新能源發電應用中面臨的問題
  目前中國儲能在新能源發電中應用時,面臨的最主要的問題是缺乏盈利模式。
  理論上,儲能可以改善風電質量,減輕電網壓力,參與電力市場提供輔助服務等,但這些應用,目前都沒有明確的參與機制與結算方式,因此價值不能正確衡量,并獲得相應回報。
  在目前情況下,參與風電場削峰填谷,是比較能清晰計算的儲能應用,以1kwh的鋰離子電池系統為例,簡要計算表明,削峰填谷尚不能使儲能獲得足夠的經濟收益:
  Ÿ 1kwh的鋰離子電池儲能系統,包含電池本體、電池管理系統、PCS等在內,國內造價大約為2500-3000元,按3000次循環,每次80%充放電深度計算,則不考慮其他成本,生命周期內度電成本大約為1.04元-1.25元();
  Ÿ 儲能參與削峰填谷,購電電價為棄風電價,售電電價為風電上網電價,假設棄風電價為零,系統充放電效率為90%,則儲能充放一度電的收益即為風電上網電價(;
  Ÿ 根據最新發布的《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》,2016年,我國風電上網電價按地區不同分別為0.47元/千瓦時、0.5元/千瓦時、0.54元/千瓦時。
  儲能應用于風電場削峰填谷,其度電成本高于上網電價至少0.5元,如沒有相關補貼政策,則完全沒有經濟利益可言。因此要推動儲能在風電場中應用,需要進步拓展儲能的應用,例如參與服務價值較高的電力輔助服務市場,為電網提供備用服務,收取容量費用等。
  另外,整合性儲能系統也為儲能電站的建設運營帶來了一定的困難。
  目前中國集中式風光電站儲能應用,基本上全部與某一風光電站配套建設(這里稱為整合型儲能系統)。整合型儲能系統,一方面投資建設由風光電站業主負責,大量投資成本的增加有可能會減緩儲能電站的建設步伐;另一方面,其生產運營由風光電站運營,因此電網不能從全局最優化的角度調度儲能資源,儲能可實現的功能大打折扣;再者,與風光電站捆綁運營時,還需區分風光電站和電網的收益,才能正確結算,因此對最后的付費機制的設定,也造成了一定的困難。
  為了解決以上難題,比亞迪提出了在集中式風光電站區域建設獨立電池儲能電站的構想,希望通過協調區域內風光電站和儲能電站的運行,在目前成本較高的前提下,最大程度上發揮儲能電站的價值,促進儲能商業化應用,幫助新能源解決消納難題。
  二·獨立電池儲能電站應用方式探討
  1. 獨立電池儲能電站解決方案介紹
  獨立電池儲能電站解決方案的總體構想如下:
  在新能源發電集中地區的330KV(或類似電壓等級)的母線上,選擇合適地點建立獨立的電池儲能電站(ESS),該ESS相當于小型抽水蓄能電站,ESS直接接受當地省級(或地區級)電網調度控制,省調(或地調)依據該母線各個風力發電站和光伏電站的出力預測以及實時母線電壓、頻率等情況,控制ESS的充電和放電,達到平滑輸出、調峰、調頻的目的。
  以甘肅橋灣330KV輸變電站為例,采用該方式,需要為橋灣地區600MW的風電配備120MW/240MW的獨立儲能電站。
  甘肅橋灣地區有4個風電場 (華潤橋灣第一風電場200MW、華能橋灣第二風電場200MW、橋灣第三北風電場 、橋灣第三北風電場100MW、橋灣第三南風電場100MW)將合建一座橋灣橋灣330kV升壓變電所,如圖4所示。
  目前橋灣風電場的出力波動較大,從小于15%的出力到大于80%的出力,一般每隔幾天都會發生一次,甚至日內都會出現從接近零出力到額定出力的大范圍波動。連續數日出力很小和很大的情況比較罕見,日出力波動30% -50% 比較常見。風電波動和不可以預測性,給甘肅骨干網造成了巨大的壓力。
  配置儲能系統對風電輸出功率波動進行平抑,綜合計算,將目前橋灣330kV變電站1min最大波動率3.6%,最大波動量21.6MW下降到8MW,需要配置儲能約120MW/240MWh。
  圖 3 橋灣及附近區域風電場分布情況
  資料來源:比亞迪
  1. 與現有方式的對比分析
  獨立電池儲能電站解決方案與現有的整合型儲能系統相比,具有以下優點:
  (1)可實現較多的功能
  由于獨立型儲能電站可由電網直接調度,與區域內多個風光電站協調運行,從原理上看,可類似于小型抽水蓄能電站,可為電網穩定安全運行提供多重服務。例如:調峰、調頻、備用、跟蹤計劃發電、平滑風電出力等。
  (2)儲能計量及價值核算相對簡單
  由于儲能電站獨立運營,相對整合型儲能系統,其調節電量容易統計,另外,在為電網提供輔助服務時,服務的種類及計量也相對容易,因此會一定程度上簡化儲能電站的運營難度,并促進儲能電站根據電力市場相關機制形成一定的商業模式。
  (3)投資主體清晰,評估容易
  獨立儲能電站與新能源發電站徹底分開,在投資界面上,主體清晰明確,因此其產權與收益也會相應明晰,如有儲能補貼,則補貼的主體也相應確實。另外,在進行投資評估時,由于主體明晰,投資評估的難度也會相應降低。這有利于提升投資人投資儲能電站的積極性,促進儲能項目的開展。
  (4)國家儲能補貼政策出臺更具針對性
  由于與發電設備分開,因此在出臺儲能補貼政策時,更容易明晰儲能本身的價值,以及確定補貼的方式與額度。另外,在排除發電設備的投資成本后,獨立儲能電站的投資體量也會大大下降,從而補貼的總體量也會相應下降。
  三·促進獨立電池儲能電站發展的建議
  為促進獨立電池儲能電站的發展,政府及電網企業應從以下幾方面進行布局:
  (一)明確獨立儲能電站的補貼或計費方式
  明確補貼或計費方式,對儲能系統,不僅是獨立儲能電站,建立商業模式至關重要。目前尚無明確的政策對儲能系統參與電力市場做出規定,包括參與方式、計費標準、補貼標準等。
  能源局6月發布的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》,準許10MW/40MWh以上的電儲能系統(含整合型儲能系統、獨立型儲能系統)參與輔助服務市場,提供調峰、調頻服務,但具體的結算方式并未制定。
  對于獨立儲能電站補貼及結算的方式,要避免只考慮一次性建設補貼。能促進電站持久運營的電價、補貼機制的制定可促進儲能電站在電網中長久發揮作用,可以考慮以下兩種形式:
  (1)采用類似于抽水蓄能的結算方式,設置價格機制
  獨立儲能電站從功能上講,與小型抽數蓄能電站類似,因此可以借鑒抽水蓄能的管理方式進行設定,從而形成可持續發展的經營模式。
  目前我國的抽水蓄能電站,經營模式及定價機制如下。
經營模式 電價機制 代表電站
單一電量電價模式 國務院價格主管部門核定抽水蓄能電站的上網電價,由電網公司統一支付其成本、利潤并負責還本付息,電站僅負責按調度要求運行。 北京十三陵抽水蓄能電站(電價0.8元/kWh)
響洪甸抽水蓄能電站(電價0.85元/kWh)
兩部制電價模式 按照電廠的可用容量及上網電量分別計付電費,包括容量電價和電量電價。其中容量電價用來回收抽水蓄能電站的固定成本、投資回報及稅金,電量電價用來回收抽水成本。 天荒坪抽水蓄能電站(容量電價470元/千瓦,按年支付;電量電價0.264元/千瓦時;抽水電價0.1829元/千瓦時)
租賃經營模式 由電網公司和發電企業聯合租賃,租賃費由抽水蓄能電站和電網公司、發電企業協商確定。 廣州抽水蓄能電站(一期120萬千瓦,廣東電網公司和廣東核電集團聯合租賃50%,香港抽水蓄能發展有限公司租賃50%;二期120萬千瓦全部由廣東電網公司租賃)
國家核定租賃經營模式 國務院價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則,核定抽水蓄能電站的年租賃費。租賃費一般由電網企業承擔50%,發電企業和用戶各承擔25%。 河北張河灣抽水蓄能電站
廣東惠州抽水蓄能電站
電網全資建設、經營模式 不核定電價,其成本納入當地電網運行費用統一核定。 2004年1月12日后審批的抽水蓄能電站
  表 1 中國抽水蓄能電站的經營模式及電價機制,資料來源:CNESA
  如采用容量電價的形式,假設容量電價為600元/(kW*年),上述橋灣變電站600MW風電120MW/240MWh儲能系統,在額外提供30%的建設費用(電站總投資約7.2億元,30%建設補貼約2.16億元)的情況下,預計投資回收年限為7年左右,對于投資者來說,將具有一定的吸引力。
  (2)納入電力系統輔助服務范疇,制定相關政策,促進儲能電站參與輔助服務
  《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》已經允許儲能參與電力輔助服務,但相關的結算機制并未確定。在現行主要以火電機組參與的電力輔助服務市場中,“三北”地區調峰的結算方式如下:
  表 2 “三北”地區調峰輔助服務現行結算方法
區域電網 深度調峰(有償調峰)結算 啟停調峰結算
華北電網 機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量,按照50元/MWh進行補償 單機容量在100MW以下(含100MW)的機組啟停調峰一次,按機組容量補償500元/MW;
單機容量在100MW以上的機組啟停調峰一次,按機組容量補償1000元/MW;
燃氣火電機組啟停調峰一次,按機組容量補償260元/MW;
水電機組啟停調峰一次,按機組容量補償7元/MW
東北電網 機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量,按照300元/MWh進行補償 10萬千瓦燃煤火電機組,啟停調峰每臺次補償6萬元
其他機組按照以下公式計算補償費用:
 
西北電網 機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量,按照100元/MWh進行補償 機組啟停調峰一次,按啟停機組容量每萬千瓦補償1600元/MW
  資料來源:CNESA
  同樣以橋灣變電站120MW/240MWh獨立儲能電站為例,假設一天參與兩次調峰,且儲存的電量在用電高峰時段按照風電上網電價賣出(按0.5元/kWh計算),充放電效率90%,一年按365天計算,則不同地區的收益情況如下表。
地區 年收益 投資回報期
(總投資7.2億元)
調峰收益 售電收益
華北電網 876萬元
()
7484萬元
()
8.6年
東北電網 5256萬元
()
7484萬元
()
5.7年
西北電網 1752萬元
()
7484萬元
()
7.8年
  如儲能電站進一步參與其他輔助服務,例如調頻輔助服務,經過優化設計,有可能獲得更多的收益,進而進一步縮短投資回報期。
  對于儲能系統來說,可以參與輔助服務市場,顯然可以促使儲能形成一定的商業模式,目前還沒有明確的儲能參與輔助服務市場的規則制定,但如果按照現行的模式,在一些地區已經具備盈利空間,未來應根據儲能的特點,制定適應的規則,促進儲能的應用。
  (二)制定更嚴格的風電、光伏準入規則,促進儲能應用
  例如對風電、光伏的電能質量制定嚴格的標準,促進儲能應用。目前的標準較為寬松,風電站、光伏電站在提高風電、光伏發電質量的問題上,動力不足。
  以風電的波動率為例,根據2005年發布的《風電場接入電力系統技術規定》,我國風電場的波動率的控制標準如下:
風電場裝機容量(MW) 10min有功功率變化最大限制(MW) 1min有功功率變化最大限制(MW)
<30 10 3
30-150 裝機容量/3 裝機容量/10
>150 50 15
  表 3 我國風電波動率控制標準
  張北風光儲輸示范項目的相關經驗表明,以上標準不足以促進儲能的應用。制定更嚴格的標準,在沒有儲能設備的參與的情況下,達標困難,例如每分鐘變化率2%,每十分鐘變化率7%, 這將大大促進風光電站應用儲能的積極性。
  (三)明確電網的責任
  在前期電網建設運營示范項目,積累相關調度管理經驗后,儲能電站的建設應該從電網釋放,儲能建設的投資方應向獨立于電網的第三方轉移,而電網將主要承擔以下責任:
  Ÿ 主動為儲能設施接入電網提供服務;
  Ÿ 電力調度機構負責并準確計量儲能電站電量、電力服務,按規定及時結算儲能電站收益;
  Ÿ 協調區域風電站與儲能電站的運營,提供相關電力數據,幫助研究、制定儲能電站的優化運行策略。
  Ÿ 結合運行情況,研究制定儲能電站并網標準,規范儲能電站運行;
  Ÿ 積極協助建立電力輔助市場。
  附錄:中國新能源發電發展現狀
  1. 中國新能源發電發展現狀
  新能源發電在中國發展迅速,裝機量大幅攀升。2009年至2015年間,風電、太陽能發電裝機規模從1762萬千瓦增長至16988萬千瓦,年復合增長率達到46%。另外,風電、太陽能發電裝機規模在總裝機規模中的比重也不斷增長,2009年至2015年間,從2%增至11%,新能源正逐漸成為中國重要的發電資源,其生產運行對電力系統的影響將不斷加深。
  圖 4 風電、太陽能發電累計裝機容量及裝機占比
  數據來源:中電聯
  但與此同時,可再生能源發電的利用情況卻不容樂觀,棄風、棄光、限電現象嚴重。能源局發布的相關數據顯示:
  l 2015年全年棄風電量339億千瓦時,全國平均棄風率達15%。“三北”地區棄風尤其嚴重,其中,內蒙古棄風率達18%,而甘肅、新疆、吉林棄風率均達到32%;
  l 2015年全年棄光電量46.5億千瓦時,全國平均棄光率達12.6%。棄光現象主要集中在西北地區,最為嚴重的甘肅、新疆,棄光率分別為30.7%、26%。
  提高可再生能源的消納量,減少棄風、棄光、限電量,已經成為目前亟待解決的問題。
  2. 現有的問題解決方式
  從國家到地方,先后出臺多個文件,促進風電、光伏的消納,提出并嘗試了多種辦法,以下為部分關注度比較高的手段:
  1) 風電等可再生能源清潔供暖
  2011年11月,我國第一個風電供暖示范項目在吉林洮南投運,2015年6月,國家能源局發布《關于開展風電清潔供暖工作的通知》,在內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、河北、新疆、山西試點風電供暖。
  風電供熱的操作方式為:風電企業按對應的供熱設施總用電量,低價向電網企業出售這部分電量,電網企業收取合理的輸電費用(含國家各種稅費)后,將這部分電量轉供給供熱單位。風電企業低價提供的供熱電量按當地風電電價補貼標準享受國家可再生能源發展基金的補貼。
  2) 可再生能源發電直接交易
  2016年初,國家能源局發布了《關于做好“三北”地區可再生能源消納工作的通知》,指出鼓勵可再生能源企業參與直購電,促進可再生能源的消納。
  3) 可再生能源制氫
  2016年兩會召開期間,李小琳建議促進“電轉氣”技術發展,電轉氣再次引起大家關注。其實電轉氣,尤其是可再生能源制氫,已被討論多年,我國從2012年起就開始探索建立耦合氫能系統的風電多能源利用模式。目前國家電網公司、神華集團、中節能集團等已經紛紛啟動了風電制氫的研究和示范項目。
  4) 儲能削峰填谷
  通過儲能削峰填谷,也是熱門話題。中國已建成多個風電儲能示范項目。
  5) 深化輔助服務補償機制
  提高輔助服務補償力度,完善推廣電力調峰市場機制,通過深化輔助服務補償機制挖掘當地電力系統調峰潛力,使常規電廠更多的提供輔助服務,從而促進可再生能源的消納,從原理上是合理且有效的手段。
  新一輪電改啟動后,已經陸續出臺了多個文件,表示將探索建立市場化的輔助服務分擔機制,例如《山西省電力體制改革綜合試點實施方案》中提到,2016年底前將制定山西電力市場輔助服務建設框架方案。
  上述方法在一定程度上對促進新能源的消納起到了積極的作用,但同時也存在著推廣應用的困難。例如:
  Ÿ 電蓄熱裝置會增加風電企業的成本;另外,在整個區域電力負荷有限的情況下,增加蓄熱裝置上網電量,將壓縮其他風電場的上網電量,從而整體消納水平提升效果被打折扣。
  Ÿ 直接交易的新能源電量占總棄風量的比例小,例如甘肅地區,2015年11月,棄風電量就達到7.07億千瓦時,直接交易量僅為棄風量的5.8%。若要通過直接交易促進新能源消納,還需擴大交易規模;
  Ÿ 可再生能源制氫,除技術問題外,穩定的、規模化的氫能市場,是這一應用模式推廣的關鍵,需要國家整體進行規劃。
  Ÿ 儲能削峰填谷,經濟收益還存疑問,近兩年項目建設速度已放緩,從示范向商業化應用轉變困難。
  Ÿ 電力輔助服務的改革還剛剛起步,未來還需靜待政策的進一步出臺。
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