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電力市場視角下儲能技術的應用思考

2019-03-23    來源:中國節能網
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[ 導讀 ]:以電化學儲能參與電網側調峰為例,即便業主是擁有調度權的電網公司,單靠目前的市場機制,也不能做到項目盈利。因此在春節前后,兩大電網公司分別出臺支持儲能發展的指導意見,不約而同的提出:推動政府主管部門將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產
 以電化學儲能參與電網側調峰為例,即便業主是擁有調度權的電網公司,單靠目前的市場機制,也不能做到項目盈利。因此在春節前后,兩大電網公司分別出臺支持儲能發展的指導意見,不約而同的提出:推動政府主管部門將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產,通過輸配電價疏導。這相當于非壟斷環節納入壟斷環節,違背了市場公平原則,與電改初衷背道而馳。
 
同時,國網公司也明確要求:在國家尚未出臺新的鼓勵政策的情況下,各省級電力公司不參與電源側和客戶側儲能投資建設。可見,不差錢的國網公司也不看好這一塊。
 
一、新技術應用的困境
 
為了引出市場機制的重要性,首先對兩個新技術在國內應用推廣的困境進行了介紹,分別是以可再生能源為主的微電網和基于CCHP技術的微能源網。
 
前者雖然在十幾年來受到高校、科研院所、制造企業甚至國家能源主管部門的追捧,技術成果、專利、產品鑒定、示范項目不可謂不多,但最終的工程化應用卻少之又少。究其原因,就是沒有好的市場機制讓業主為其買單,或者是說不能給業主帶來價值。
 
后者是另外一種形式的微網,其天生的梯級利用特性與國家能源部門提倡的“多能互補、集成優化”不謀而合,但在缺少市場化電價的背景下,同樣難以實現盈利。天然氣的利用還是要用到刀刃上,要有一個好的機制把天然氣發電配置到最需要的地方,比如作為平衡機組、分布式能源供需平衡等等,這個機制不能是補貼機制,應該是市場機制。有了電力市場,實時電價、容量機制等可以保證大機組的燃氣電廠收益,分布式交易模式可以保證CCHP的收益。
 
對于目前階段的微網,建議:
 
1. 經濟性,找儲能的伴生品甚至替代品,比如余熱、余壓發電等;
 
2. 從需求入手,充分尊重負荷;
 
3. 考慮分布式交易,保證收益;
 
4. 考慮供冷供熱;
 
5. 可再生能源不僅僅是光伏和風電,地熱、生物質也是。
 
二、市場機制的重要性
 
1. 目前能源/電力的非商品屬性
 
十八大以來的能源/電力體制改革的出發點:讓市場發揮更大的作用,逐步回歸能源和電力的商品屬性。目前的非商品屬性包括:價格倒掛、交叉補貼、不合理的費用分攤等。
 
以價格倒掛為例,我國的電價結構和大部分市場化國家不同,居民電價比工業電價要低,下表為2018年9月1日實施的江蘇省銷售電價(表中需量電價為40,容量電價為30)。
有看官講了,居民電價便宜怎么就不符合商品屬性了,聽我道來。我在南京,揚子石化是南京的大型企業,計量關口表安裝在220kV進線側,兩部制收費模式。除承擔30元/(kW.月)的變壓器容量電價之外,還需要0.5968元/kWh的電量電價。第一檔電價下,220V單相接入的居民電價為0.5283元/kWh,便宜多了,還不需要容量費。220kV的電變成220V的電,在南京城區至少要經過220kV變壓器一臺、10kV變壓器一臺,還有就是環網柜、開閉所以及若干長度的電纜線路(10kV/380V)等等。在這過程中,220kV變壓器保護、10kV線路保護、若干DTU等還得負責保駕護航。忙活半天,電到了居民家里,反而便宜了。好比南京的鹽水鴨,寄到北京的郵費10元錢,寄到遼寧開原象牙山村,郵費只要5元錢。這是電力非商品屬性之一。
 
有看官又講了,電網公司忙活半天,把電送到居民家里,少收錢,不是好事嘛,電網公司真是良心企業。這就又引出了另外一個非商品屬性:交叉補貼問題。我國的交叉補貼問題非常復雜,很難講清楚,大致來說分為以下三類:
 
省(自治區、直轄市)內發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼;
 
高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼;
 
大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。
 
當然,1.9分的可再生能源電價附加不屬于交叉補貼!
 
交叉補貼扭曲了電的價值,電價信號不能真實反映市場上的供需關系,不利于企業健康發展,影響效率的同時并沒有達到公平的目的。在今天的中國,這一問題更為突出,假設沒有過多的交叉補貼,企業負擔會大大減輕,或許不需要總理連續兩年要求工商業電價下調10%。那取消了交叉補貼,低收入居民怎么辦?暗補改為明補,美國很多州就有生命線電價,政府掏錢!
 
如何處理交叉補貼問題是電改的大事,2015年電改九號文六個配套文件之一的《關于推進輸配電價改革的實施意見》,其中第三部分主要措施共計4條,分別是:逐步擴大試點范圍、認真做好輸配電價測算工作、分類推進交叉補貼改革、明確過渡時期電力直接交易的輸配電價政策。
 
本月初,發改委、能源局發布的《關于征求進一步推進電力現貨市場建設試點工作的意見的函》中,第(十一)條要求:電力現貨市場價格形成機制設計應避免增加市場主體之間的交叉補貼。
 
2. 電力市場的基本作用
 
1). 發現價格、提高全社會福利。
 
電力市場視角下儲能技術的應用思考
以A為起點的曲線為需求曲線,以D為起點的曲線為供應曲線。在完全競爭的市場環境下,G點為市場供需平衡點,此時全社會福利最高。ABG包圍的區域為消費者福利,BDG包圍的區域為生產者福利,ADG包圍的區域為全社會福利。
 
如果采取管制的電價,假設電價為P2,低于P0。生產者福利縮減為CDF,大大縮小。消費者福利為ACFE,是否增加呢?不一定,與生產者曲線密切相關。全社會福利指定是減小的,EFG對應減小的區域。
 
2). 實現資源優化配置,提高效率,包括能源利用效率和設備利用效率。
 
以投資為例,管制模式下,投資由政府引導,很容易出現周期性的過剩和短缺現象,如下圖:
 
我國這一問題尤其突出,面多了加水、水多了加面屢見不鮮,2016年煤電機組的斷崖式下馬就是最典型的例子。輕規劃、重審批導致了近年來光伏盲目發展,2017年底即完成了十三五的規劃目標,補貼壓力山大。
 
而在市場機制下,節點邊際電價可以從時間、空間維度精確的顯示資源的短缺狀態;容量市場等可靠性支持機制,則會有效的激勵未來資源的投資。
 
舉個特高壓和可再生能源消納的例子。
 
2017年,我國跨區輸電容量達到1.3億千瓦,超過了英國的裝機容量。截至2017年,我國特高壓投資620億美元。直流特高壓利用效率不到60%,交流不到20%。經濟效益何在?
 
同期的三棄率雖有緩解,“但離可再生能源健康發展的要求還有較大差距”。社會效益何在?
 
表中,可再生能源電量占比高的幾條線送的都是水電。
 
美國德州,2010年也出現過棄風嚴重的情況,全年棄風量達到潛在發電量的17.1%。
 
當時棄風的最大原因是輸電阻塞,但是ERCOT并不是僅使用輸電投資的簡單方式,而是配合以節點電價改革、FTR、負電價等市場化手段,吸引風機選址在自然資源與負荷中心之間達到平衡、有效引導風電機組經濟發電。
 
德州風電最高發電記錄是2016年2月18日創造的1402萬千瓦,同日風電最高滲透率大于45%。而風電裝機占全部裝機只有10%左右。
 
這段時間,德州為解決可再生能源的輸配投資為70多億美元。
 
同樣,在德國,自從制定核電退出計劃之后,可再生能源發電快速發展。2015年年底,德國總裝機容量近2億千瓦,風電與光伏總裝機為8500萬千瓦,但德國的棄風棄光率不超過1%。
 
至少在風電方面,德州與我國有類似的資源稟賦,風電主要在北部靠近北海的地區,用電負荷則是在中南部地區。曾經出現過輸電阻塞問題。
 
德國采取的方式也不是單靠增加投資,而是用到了新能源上網交易新政策、建設并網評估和規劃體系、增加新能源的主動可調節性、再調度、負荷響應等市場手段。
 
三、電化學儲能的三個應用場景分析
 
1、用戶側削峰填谷
 
削峰填谷的盈利模式是峰谷套利。利用較低的谷電價給儲能充電,用電高峰時段,把電放出去,賺個價差。該辦法實施起來簡單方便,甚至不需要知會供電公司。據測算,當前投資成本條件下,當峰谷價差達到0.7元/kWh,項目就可以盈利。
 
該模式不具備持久性,原因在于作為分時電價的一種,峰谷電價并不是自然存在的,存在的前提是用電量存在高峰、低谷時段。峰谷電價差“紅利”帶來的用戶側儲能項目增多,勢必會減少峰谷電量差,作為負反饋將導致“紅利”下降,至多維持在微薄盈利的水平。
 
或許實時電價會實現儲能充放電套利的目的,但依賴制度出臺、智能電表安裝、分布式能量管理或交易平臺的支持等幾方面的因素,實現難度極大。
 
用戶側儲能還有另一種盈利模式:在兩部制電價模式下,降低容量或需量費用實現降低綜合電價的目的。該模式在美國被稱為電網公司的“死亡螺旋”,終端用戶通過儲能等技術手段將本應承擔的輸配成本轉嫁到其他用戶頭上,其他用戶看到輸配電價增加就會照葫蘆畫瓢,最后導致電網公司用戶減少。可見,簡單、粗暴的采用該模式是不具持續性的。
 
2、火電廠調頻
 
2017年下半年,對于儲能來說,調頻是一個關鍵詞,山西頻繁出政策,科陸等廠家積極響應,掀起了一波儲能應用熱潮,不少人以為春天來了。
 
《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案》:調頻輔助服務市場建立初期,費用由所有發電企業按照實際上網電費分攤。隨著市場的不斷發展,可適時調整分攤機制,激勵供應商積極改造設備,進一步提高服務質量。
 
《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》由山西省能監辦在2017年10月底印發,其中規定調頻服務的申報價格為12-20元/MW:
 
電化學儲能由于其響應速度快、調節精度高、延遲時間短等特性,具備其實施的必要性。但目前的的市場機制缺乏有效的成本疏導機制,屬于發電企業之間零和博弈,不具備持續性。
 
隨著上馬項目的增多,很快山西省的調頻價格大幅縮水。短短幾個月之后,2017年底,報價范圍調整為5-10元/MW,導致很多項目不具備經濟可行性。
 
2018年8月31日,《京津唐電網調頻輔助服務市場運營規則》發布,調頻價格在0~12元/MW。
 
怎么辦呢?
 
組織調頻輔助服務市場組織;
 
取消行政定價;
 
市場主體申報;
 
集中競價、邊際出清;
 
通過“誰收益、誰分攤”機制進行成本疏導,與電量電價打包、價格傳導。廣東現貨市場已經走出第一步,分攤調頻輔助服務費用的市場主體包括:
 
其實,輔助服務的費用并不驚人,下面是PJM的批發電價組成,調頻只占0.5%,折算到銷售電價,可能只有0.2%。
 
對于可再生能源發電企業,通過電化學儲能解決功率、頻率、電壓穩定問題,滿足電網考核指標,是儲能的用武之地。可以實現可再生能源發電友好,有效參與中長期市場、提高消納比例。目前困擾這一應用的還是電池的價格,只要價格合適,該商業模式是長久有效的。
 
3、電網側調峰
 
2018年儲能項目空前至多,全年裝機(650MW)超過2017年底之前的歷史累計裝機(390MW)。電網側儲能新增裝機比重首次超過用戶側,躍居第一位,比達到42.85%,累計規模達266.8MW,其中以調峰為主。
 
據某地電化學儲能項目的公開資料,上馬的目的是為了解決夏季用電22萬kW的高峰缺口。
 
該地之前歷史高峰用電量是407萬千瓦(出現在2017年夏天),與預計2018年最高負荷相差40多萬千瓦。且該地自2017年下半年開始,GDP已經呈現頹勢,所在省2018年前三季度GDP情況如下圖,該地唯一負增長。
 
從結果來看,2018年夏天,該地的用電負荷并沒有達到預測的高峰,且相差甚遠:據供電公司介紹,入伏以來,受持續高溫籠罩,電網負荷穩步攀升。8月8日、9日及10日,電網的最高負荷分別為398.74萬千瓦(21:04)、395.21萬千瓦(21:30)和409.44萬千瓦(13:28),數據來自經濟網。可見該項目上馬的初衷是值得商榷的,也間接證明了上面的觀點,只有市場機制才可以實現資源的有效配置。
 
供應側改革的今天,電網正調峰是不迫切的。可再生能源發電滲透率的提高加上其間歇特性,負調峰反而是需要的。下圖是美國加州某日典型的“鴨形”曲線,縱坐標凈負荷=負荷-波動性可再生能源發電,橫坐標為日時段:
 
中午時分,光伏大發,此時由于生產線停工用電量下降,導致凈負荷急劇下降。此時為了保障光伏發電的充分利用,就需要常規火電快速減少處理,此即為負調峰。
 
國內也有,而且隨著光伏、風電增多,現象逐年嚴重,以下為山東電網的情況。
 
常規煤電機組可不是想減少出力就能減少的。
 
其一減不到位,下圖為我國煤電機組最低運行出力與德國、丹麥的對比,差距還是相當的大。
 
其二不劃算,電廠不愿意。其三,減出力速度跟不上,爬坡特性不滿足。于是,很多人考慮用電化學儲能來做電網側調峰。初衷是好的,技術也是有很多可取之處的,但還是缺乏有效的市場機制支持。
 
目前出臺的輔助服務政策:
 
1). 國家層面: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,2016/6/7。
 
2). 山西:關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知。
 
3). 南方:
 
4). 安徽:電儲能調峰單列,與深度調峰、啟停調峰并列
 
5). 江蘇:明年啟動的江蘇電力輔助服務(調峰)市場建設,啟停調峰交易:市場建設初期,市場參與主體為燃煤機組和儲能電站。
 
6). 華東:華東電力調峰輔助服務試點工作,貌似只有發電資源,沒有儲能。
 
7). 西北:第二階段有電儲能,第一階段提了一個虛擬儲能的概念。
 
以上政策,有的包含儲能,有的沒有。即使包含儲能的政策,提到調峰費用分攤的時候,都是由電廠分攤:
 
 
該分攤機制不符合市場精神,不能能體現公平效率的原則。
 
1.電廠按照調度日前安排、合同約定曲線供電,卻被分攤費用,不符合市場公平原則;
 
2.不利于火電機組的技術進步,靈活性改造,最終會對提高可再生發電比例產生不利影響。因為,至少在相當長的時期內,對可再生能源高滲透起到最大支持作用的仍是氣電或靈活性煤電機組。
 
那應當怎么做呢,可以采用現貨實時/平衡市場,價格機制解決問題
 
現貨市場采用雙結算機制:
 
R=R日前+R實時=Q日前*P日前+ P實時*(Q實時-Q日前)
 
R:機組總收入;
 
R日前:機組日前市場電量收入;
 
R實時:機組實時市場偏差電量收入;
 
Q日前:機組日前市場中標電量;
 
P日前:機組日前市場中標電價;
 
Q實時:機組實時市場上網電量;
 
P實時:機組實時市場結算電價;
 
出現鴨形曲線時,供大于求,P實時降低,機組會在P實時低到一個臨界點時,主動降低出力,以實現收益最大。
 
假設機組低負荷運行與理想負荷運行時的成本之差deltaC,則由于低負荷運行,機組收入變化:
 
R1 =R - deltaC*Q實時
 
R1= Q日前*P日前+ P實時*(Q實時-Q日前)-deltaC*Q實時
 
R1= Q日前*(P日前- P實時)+ Q實時*(P實時- deltaC)
 
供大于求,P實時減小,式中第1項隨P實時減小而增大。進入機組“不情愿”的低負荷出力階段(深度調峰)時,P實時<deltac,第2項為負值,按照經濟學理性人假設,機組會減少出力以最大化收益。< p="">
 
對于儲能來說,此時作為負荷報價,參與實時市場,以低電價甚至負電價充電。一方面實現收益最大化,另一方面有助于電網的實時平衡,于公于私,善莫大焉!
 
以上描述僅是理想描述,我國火電結構與國外相差甚大,比重最大的煤電機組是否能夠有效參與實時市場也是有難度的,也許還是要保留調峰輔助服務。此時,調峰和調頻的問題類似了,怎么分攤費用呢?如果還是“誰承擔、誰收益”,又是零和博弈了。如果是“誰引發、誰承擔”,其實和實時/平衡市場是類似的。
 
國外電力市場是沒有調峰輔助服務的,有的就是實時/平衡市場。機組調用時序是:調頻->實時市場->備用。調頻應對系統擾動(毛刺),實時市場應對負荷波動,備用應對異常或事故。
 
備用不等于實時市場或調峰,遼寧調峰政策激勵的太狠了,引起了備用的不足,所以最近又出臺了備用的輔助服務補償機制。
 
蒙西現貨市場建設方案,既有實時/平衡市場,也有調峰輔助服務。沒有仔細研究,不知兩者之間怎樣協調。
 
四、結論:缺少有效市場手段的支持,儲能等新技術目前還不具備工程化推廣的價值!
 
以電化學儲能參與電網側調峰為例,即便業主是擁有調度權的電網公司,單靠目前的市場機制,也不能做到項目盈利。因此在春節前后,兩大電網公司分別出臺支持儲能發展的指導意見,不約而同的提出:推動政府主管部門將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產,通過輸配電價疏導。這相當于非壟斷環節納入壟斷環節,違背了市場公平原則,與電改初衷背道而馳。
 
同時,國網公司也明確要求:在國家尚未出臺新的鼓勵政策的情況下,各省
 
關鍵詞: 儲能
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