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储能技术大规模应YE2电机用需电价政策支持

时间:2020-03-26 01:24

  “可再生能源+储能”可大幅降低电力系统投资,但目前储能大规模应用还面临着技术待突破、商业机制待完善等难题。建议借力电力体制改革,通过电价机制完善储能投资回收机制和商业模式。

  根据我国能源转型工作的相关要求,电力系统中风、光、核等非化石能源占比将持续提高。由于核电出力调节困难,风、光等可再生能源具有间歇性特点,使得电力系统在调峰、调频等方面所面临的挑战将越来越严峻,需要大量创新性技术支撑,廉价、环保、安全的储能技术就是一个可行的选择。

  储能技术包括物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等多种类型,目前建设规模最大的是以传统抽水蓄能为代表的物理储能。近年来,其他类型储能技术得到了快速发展,特别是电化学储能技术,以其响应速度快、建设周期短、能量转换效率高等优势逐步开始应用于调峰调频领域。近期,新型超级电容储能技术取得了突破性进展。但是储能的大规模应用还面临一些问题,本文主要从电化学储能在电力系统中应用的经济性角度进行探讨。

  储能大规模应用仍存诸多难题

  储能技术在电力系统中的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。

  在发电侧,储能设施可以平抑出力波动,改善电能质量;调节电站出力,减少新能源电厂的弃风弃光;参与系统辅助调频等。在电网侧,储能设施可以减少系统峰谷差,改善负荷曲线,减少部分峰荷机组和输变电工程的建设;参与系统调频;作为黑启动电源和重要负荷的保安电源等。在用户侧,储能设施可以利用峰谷电价差降低电度电费;减少供电负荷峰值,降低容量电费;为自身敏感设备提供备用电源等。

  但储能技术的大规模应用还面临多个问题。一方面,电化学储能技术本身还存在成本、安全和环保问题,需要不断突破和完善。另一方面,储能设施的投资回收机制还不明朗,商业模式尚不完善。

  目前,一些省区的调峰调频辅助服务市场已逐步开启,储能项目通过参与系统调频服务获利的可能性增大,但是调峰辅助服务的相关政策更多是从发电厂个体出发,缺乏对电力系统整体经济性的考虑,同时《输配电定价成本监审办法》明确了储能投资不得计入电网输配电定价成本,电网侧储能的发展也受到制约,因此储能的发展还需要相应政策的进一步支持和电价机制引导。

  分布式储能可提升电力系统经济性

  从全社会的角度出发,建设大规模接至10kV及以下电压等级的分布式储能装置,可实现削峰填谷,降低系统最高负荷和峰谷差。既能减少电力系统主力调峰电厂的建设,又能减少220kV及110kV变电容量及输电线路的建设,降低系统总投资。当减少的电源及电网侧投资大于增加的储能投资时,整体经济性较好。

  以海南远景全社会2000万kW负荷水平(电量1120亿kWh)为例进行测算,以原规划的气电、核电为主的装机方案作为基准电源方案(含现有抽水蓄能装机60万kW),系统总装机规模约2710万kW。

  适当增加储能装置可优化负荷曲线。

  远景原始负荷曲线中夏季日最小负荷率为0.62,冬季日最小负荷率为0.46,日峰谷差较大。通过新增大规模储能装置替代同等功率气电机组,在满足电量总需求的前提下,通过用电负荷的削峰填谷,优化负荷曲线。假定新增分布式储能装置的放电时间均为2小时,放电深度100%。

  对以下三种场景分别进行电力电量平衡计算,结果如下:1)当增加储能装置190万kW/380万kWh,替代190万kW气电机组时,通过新增的储能装置与原有抽蓄机组共同作用(下同),可使夏季日最小负荷率上升至约0.8,冬季日最小负荷率上升至约0.63,火电机组利用小时数得到提升。2)当增加储能装置380万kW/760万kWh,替代380万kW气电机组时,可使夏季日最小负荷率上升至约0.9,冬季日最小负荷率上升至约0.75。此时火电机组利用小时数大幅提升,煤电达到6500多小时,气电达到4000多小时。3)当增加储能装置570万kW/1140万kWh,替代570万kW气电机组时,可使夏季和冬季的日最小负荷率均上升至约0.9,见图1。此时核电机组和煤电机组除停机检修时间外,基本均处于满发状态,气电机组和储能既承担发电任务又承担系统备用容量。

  储能价格下降越多,产生的全社会经济性越好。

  增加储能装置减少了系统内调峰电源装机规模,提高了系统内机组的利用小时数,综合考虑电源建设投资、运营年限、燃料费和运行费等因素后,计算电源侧年费用。具体参数选取如下:


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