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01平价可再生能源提升电力现货市场储能价值,调

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01平价可再生能源提升电力现货市场储能价值,调

作为当前能源领域发展最快的两类技术,可再生能源与储能的关联日益紧密。尽管基于可再生能源弃电的发电侧储能市场空间有限,但随着可再生能源发电成本的不断下降和电力体制改革的深入,大量平价可再生能源融入电力系统将为储能营造更多元的应用场景和更高的价值回报。

2019年是促进清洁能源消纳的攻坚年,政府工作报告提出,大力发展可再生能源,加快解决风、光、水电消纳问题。各地电力企业积极响应国家大力发展清洁能源号召,因地制宜消纳清洁能源,为建设清洁低碳、安全高效的能源体系作出了突出贡献。 随着近年来成本的快速下降,电化学储能逐渐逼近商业运营,各界对电力储能也日益关注。尽管国家陆续出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》等政策文件推动储能发展,但相比美、英、德、日等国,我国现有的储能政策主要集中在宏观指导层面,定价机制和市场准入等关键问题尚未完全厘清,一定程度上影响了储能的持续投资和商业模式的形成。 定价机制 目前,我国电化学储能的价值主要通过用户侧电价管理、提供调频辅助服务、可再生能源消纳及输配电服务体现。 用户侧电价管理。目前国内绝大部分省市工商业用户已实施峰谷电价制,储能可通过“削峰填谷”帮助电力用户实现电价峰谷差套利,采用合理的储能配置和充放电策略还可进一步降低需量电费。未来随着第三产业用电比重不断提升,峰谷电价差或将进一步加大,为储能平抑负荷峰谷差营造更大应用空间。但目前国内用户侧储能面临价格政策风险,电价政策的不确定性对用户侧储能市场的影响已经显现,工业与居民的电价交叉补贴等问题也一定程度上干扰了用户侧储能的市场环境。 调频辅助服务。当前电储能参与辅助服务基本采用与火电打捆的方式,火电机组通过加装储能使其自动发电控制调节性能大幅改善,进而获得调频市场/补偿收益,但储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。虽然京津唐、山西等区域的辅助服务政策已经纳入了爬坡速度、调节精度等质量因素,但全国层面的辅助服务补偿机制设计仍相对滞后,定价机制的欠缺一定程度限制了储能在电力辅助服务领域的应用空间。 可再生能源消纳。随着可再生能源渗透率不断提升,电力系统灵活性资源的价值相应增加。储能不仅能促使可再生能源更有效的利用,减少弃风弃光,同时也可以平抑发电出力,提高电能质量,参与电网负荷平衡。但目前储能平准化成本相对可再生能源发电成本仍然偏高,储能单纯通过可再生能源消纳的经济性不足。 输配电服务。2017年以前我国储能市场以用户侧电价、参与电力辅助服务以及可再生能源消纳为主,但2018年电网侧储能市场快速扩大,全年新增投运的电网侧储能规模20.68万千瓦,占2018年全国新增投运规模的36%,规划/在建的电网侧储能总规模更是经超过1407.3兆瓦时。 除输配电储能外,目前国内各类储能项目商业模式基本采用类似于合同能源管理的模式,即发电厂、电力用户与储能设备与运营企业合作,发电厂和电力用户提供场地、储能接入以及储能参与市场的资格,由储能企业负责投资、设计、建设、运营、维护等工作,两方以预先商定的比例分享储能收益。 市场准入 在储能的市场准入方面,目前存在社会资本进入批发市场门槛和电网企业储能资产所有权两方面问题,其中,前者国内较为突出,后者属于国内外共性问题。 我国用户侧储能主要以社会资本投资为主,调频和可再生能源消纳主要采用与发电企业联合运行的方式。《指导意见》明确鼓励各类主体投资发电侧、电网侧、用户侧储能,但目前各地电储能参与调频、调峰等电力系统运行规则不一,且普遍存在门槛。例如:《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》目前只包括火电机组,但《东北电力辅助服务市场运营规则》则包含电储能调峰。《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》明确储能可作为独 立主体直接参与调峰、调频辅助服务,但分别设定了1万千瓦和1.5万千瓦的最低容量要求。此外,社会资本投资的储能设施直接参与电网运行还存在包括主体资格认定、验收标准、电价政策等方面的问题。综上原因,目前,国内储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行,几乎没有独立参与调频辅助服务的储能项目。 国内电网侧储能项目大多引入第三方主体作为项目投资方,负责项目整体建设和运营,储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统,电网企业提供场地并与第三方签订协议,协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。以江苏镇江东部项目为例,8个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设,以租赁形式供电网公司使用,5年之后电站资产将移交给国网江苏省电力有限公司,国网湖南综合能源服务公司投资的长沙储能电站更是采用了为期10年的核心设备租赁模式。 政策建议金沙国际娱App金沙娱场app下载, 针对上述问题,本文提出以下政策建议: 在定价机制层面,首先,要进一步完善辅助服务定价机制,充分纳入调节质量因素,并合理疏导辅助服务成本至用户侧;第二,要加快现货市场改革,尽快形成日前、日内价格曲线;第三,要积极探索用户侧灵活电价机制,逐步消除电价交叉补贴。 在市场准入层面,首先,应制定降低社会资本参与调频辅助服务市场门槛的具体措施;第二,兼顾公平和效率问题,研究制定不同时期电网企业储能投资运营监管及成本疏导办法;第三,公开调频、调峰、可再生能源发电弃电等电力系统经济运行信息,引导社会资本对储能项目的合理决策。

01平价可再生能源提升电力现货市场储能价值

早期较高的可再生能源上网电价和部分地区严重的弃电问题带动了国内一部分发电侧储能需求。但由于近年来可再生能源补贴水平不断下降和消纳问题逐步缓解,单纯依赖弃电消纳的发电侧储能商业模式难以为继。随着光伏发电、风电在未来2~3年陆续实现发电侧全面平价,大量平价可再生能源参与电力市场交易将把发电侧可再生能源的调峰需求传递至系统侧,进而提升储能在电力现货市场中的应用价值。

一直以来,以电力现货市场为重点之一的电力体制改革一直被认为将开辟储能应用新场景。由于电力系统运行的实时状态瞬息变化,基于经济调度的日前、实时现货市场将导致电能在不同时刻的价格差异,也形成了储能充放电的激励信号。然而,以目前价格波动水平,现货市场价差对储能的吸引力却十分有限。国内八个现货市场试点已全面进入结算试运行阶段,以广东省为例,试运行结算的日前现货市场平均节点峰谷电价差为0.3元/千瓦时,其中价格波动最明显节点的峰谷价差也仅为0.37元/千瓦时。考虑到市场交易电量中的输配电费用、政府基金等为固定价格,用户购电峰谷差价亦在0.4元/千瓦时以下,远低于当地目录电价峰谷差水平。

大量波动性可再生能源参与市场交易将改变现货市场价格曲线,国外相对成熟电力市场对此开展了较为系统的定量研究。根据劳伦斯伯克利实验室针对美国四个区域电力市场的分析,当波动性可再生能源发电容量渗透率提升至40%时,四个区域现货市场价格波动增幅在2~4倍之间。其中,高渗透率光伏对价格波动的影响尤为突出,变化最大的德克萨斯州现货市场价格波动增幅可达6.6倍。但需要说明的是,在加剧电价波动的同时,运营成本较低的可再生能源发电也有拉低现货市场平均出清价格的趋势。同样以上述四个地区为例,高可再生能源渗透率下现货市场平均价格降幅在20%~40%之间。按照当前发展形势,2030年我国风电、光伏发电装机量大概率超过10亿千瓦,其在发电总装机中的比重也将突破40%。若简单套用LBNL案例结果,综合考虑价格波动增幅和平均价格降幅,可再生能源仍将提升现货市场峰谷价差2倍左右,其对储能的吸引力将与当前用户侧峰谷电价套利相当。

当然,实现较高的可再生能源渗透率并非一蹴而就,且未来由可再生能源带来的现货市场价格波动也可能由售电商传导至零售侧。因此,单从峰谷价差的角度看,可再生能源渗透率的提升并不会降低用户侧储能的收益水平,在相当长的一段时间内,用户侧峰谷电价套利仍将是储能最重要的能量型应用场景。

02高渗透率可再生能源拉动辅助服务市场需求

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