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平价可再生能源背景下的储能应用前景

原标题:平价可再生能源背景下的储能应用前景

可再生能源作为当前能源领域发展最快的两项技术,与储能的关系越来越密切。 虽然基于可再生能源废能的发电侧储能市场有限空,但随着可再生能源发电成本的不断下降和电力系统改革的深化,将大量负担得起的可再生能源融入电力系统将创造更多的应用场景和更高的储能价值回报。

平价可再生能源提升现货电力市场的储能价值

可再生能源早期较高的电价和一些地区严重的弃电现象推动了中国一些发电侧的储能需求 然而,由于近年来对可再生能源补贴水平的下降和能源消耗问题的逐步缓解,发电方面仅依靠消除废电的储能商业模式无法持续。 随着未来2-3年光伏发电和风电逐渐实现发电侧完全平价,大量平价可再生能源参与电力市场交易,将发电侧可再生能源的调峰需求转移到系统侧,从而提高储能在现货电力市场的应用价值。

长期以来,以现货电力市场为重点的电力系统改革被认为为储能应用开辟了一个新的领域。 随着电力系统运行实时状态的快速变化,基于经济调度的日前实时现货市场将导致不同时段的电能价格差异,并形成储能充放电的激励信号。 然而,在目前的价格波动水平下,现货市场对储能的吸引力非常有限。 中国已有八个现货市场试点进入结算试运行阶段。以广东省为例,试运行结算前(6月22日)现货市场平均峰谷差价为0.3元/千瓦时,价格波动最明显(包括线路拥堵)的节点峰谷差价仅为0.37元/千瓦时。 考虑到输配电成本和市场上的政府资金都是固定价格,用户购买电力的峰谷差价也低于0.4元/千瓦时,远远低于当地目录电价的峰谷差价水平(0.7元/千瓦时)

大量不稳定的可再生能源在参与市场交易时会改变现货市场的价格曲线。相对成熟的国外电力市场对此问题进行了系统的定量研究。 根据劳伦斯伯克利实验室(LBNL)对美国四个地区电力市场的分析,当波动性可再生能源(风力和光伏)发电能力的渗透率增加到40%时,四个地区现货市场的价格波动增加了2-4倍。 其中,高磁导率光伏对价格波动的影响尤为突出,德州现货市场价格波动(光伏发电和风电安装的30%和10%)变化最大,增幅为6.6倍。 然而,应该指出的是,在增加电价波动的同时,运营成本较低的可再生能源发电也往往会降低现货市场的平均结算价格。 以上述四个地区为例,在可再生能源普及率较高的情况下,现货市场的平均价格下降幅度在20%至40%之间。 根据目前的发展形势,2030年中国风电和光伏发电装机容量有可能超过10亿千瓦,在总装机容量中所占比例也将超过40% 如果简单应用LBNL案例结果,综合考虑价格波动的增加和平均价格的下降,可再生能源仍然会使现货市场的峰谷差价增加约2倍,其对储能的吸引力相当于目前客户方的峰谷套利。

当然,实现可再生能源更高的渗透率不是一夜之间就能实现的,未来可再生能源引起的现货市场价格波动也可能从卖方传递到零售方。 因此,仅从峰谷差价的角度来看,可再生能源渗透率的提高不会降低客户方储能的收入水平,客户方的峰谷价格套利在很长一段时间内仍将是储能最重要的能源应用场景。

高渗透性可再生能源驱动辅助服务市场的需求。

由于小时内不稳定的可再生能源和负荷的明显波动,小时内的现货市场仍然难以充分反映系统的实际供需情况,因此高渗透率的可再生能源意味着对辅助服务的更多需求。 国家能源局《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》确定了中国电力辅助服务补偿(市场)的三个实施阶段。第三阶段(2019-2020年)需要配合现货交易试点开展电力辅助服务市场建设。 目前,国家已批准在东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等地建设试点辅助服务市场。 随着电力辅助服务试点范围的不断扩大,形成了市场化的辅助服务共享机制,鼓励储能参与电力辅助服务的提供。 目前,各试点地区调频辅助服务的报价/结算价格范围集中在5~10元/兆瓦 假设每次调频持续时间为30秒,参与调频单位千瓦时充放电的储能潜在收入将超过1元,明显高于用户端和现货市场的移峰填谷收入水平。

然而,与现货电力市场和负荷侧峰谷电价调整相比,调频辅助服务的市场空相对有限 尤其是随着储能等越来越多的灵活资源进入调频市场,如果供过于求,调频服务的价格也会受到影响。 近年来,山西等地调频辅助服务价格下降,与当地储能项目频繁启动有关。 然而,渗透性不断提高的波动的可再生能源将带来新一轮的电力辅助服务需求。 同时参考LBNL案例分析结果,当不稳定可再生能源发电装机容量上升至40%时,四个地区调频辅助服务价格将上涨2-9倍。 可以看出,将大量不稳定的可再生能源纳入电网将同时推高电力能源市场的价格波动和辅助服务的价格水平。 换句话说,在高渗透性可再生能源的背景下,电力辅助服务仍然是补偿单价最高的储能应用模式。

市场机制和商业模式创新释放储能应用潜力

合理的市场机制设计可以吸引更多高质量、低成本的柔性资源参与电力系统监管。在降低清洁能源转换成本的同时,它还可以创造更多的能源存储应用场景。 与发电侧和用户侧相比,系统侧的储能可以直接响应调度指令,参与现场电能市场和辅助服务市场的门槛和复杂度较低。 然而,市场机制的改善不是一蹴而就的。围绕当前峰谷电价的客户侧储能仍然是近期大多数储能项目的现实选择。 另一方面,如果将来批发和零售市场完全连通,客户侧储能理论上可以参与批发市场,提供类似系统侧储能的充放电服务,进而实现不同应用场景之间的价值叠加

不可否认,当前的客户侧储能正面临着高成本和电价下调的双重压力。 尽管像储能电池和个人电脑这样的硬件成本正在迅速下降,但像用户侧储能项目设计、控制软件、安装和调试、场地租赁和安全保证这样的外围成本是不可忽视的。 用户端储能应用环境复杂,相关标准不明确,导致项目可复制性低,非技术环节成本降低难度大。 因此,除了继续降低硬件成本之外,客户侧储能的未来市场突破还取决于业务模式创新,例如通过储能产品的模块化,最大化电池在客户侧储能应用场景中的规模效应 标准化储能产品有助于简化项目设计、控制软件、安装和调试过程,最终以即插即用的方式降低用户侧储能的综合成本。

展望未来,无论是在用户侧还是在系统侧,高渗透率可再生能源系统中的能量存储都可以通过辅助服务获得更高的经济回报 然而,能源储存参与辅助服务仍有许多障碍,需要从体制机制、市场规则和基础设施方面进行调整。 在制度和机制层面,首先要明确储能作为柔性资源的核心价值,同时通过机制创新合理体现电力系统中各种柔性资源的价值。 在市场规则方面,充电状态、容量边界等关键储能参数应包含在辅助服务市场的竞价过程中,储能准入门槛应在最小接入功率和最小放电时间方面尽可能降低,使储能能够无缝融入现有的市场交易和调度规则中。 在基础设施方面,要加快配电网升级,在继电保护、维护程序、计量结算、数据通信等方面为未来用户侧大面积接入储能创造条件。

(责任编辑:DF506)