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火电厂储能技术的应用思考
时间:2019-03-22 10:43:16

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以电化学储能参与电网侧调峰为例,即便业主是拥有调度权的电网公司,单靠目前的市场机制,也不能做到项目盈利。因此在春节前后,两大电网公司分别出台支持储能发展的指导意见,不约而同的提出:推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导。这相当于非垄断环节纳入垄断环节,违背了市场公平原则,与电改初衷背道而驰。

同时,国网公司也明确要求:在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下,各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设。可见,不差钱的国网公司也不看好这一块。

一、新技术应用的困境

为了引出市场机制的重要性,首先对两个新技术在国内应用推广的困境进行了介绍,分别是以可再生能源为主的微电网和基于CCHP技术的微能源网。

前者虽然在十几年来受到高校、科研院所、制造企业甚至国家能源主管部门的追捧,技术成果、专利、产品鉴定、示范项目不可谓不多,但最终的工程化应用却少之又少。究其原因,就是没有好的市场机制让业主为其买单,或者是说不能给业主带来价值。

后者是另外一种形式的微网,其天生的梯级利用特性与国家能源部门提倡的“多能互补、集成优化”不谋而合,但在缺少市场化电价的背景下,同样难以实现盈利。天然气的利用还是要用到刀刃上,要有一个好的机制把天然气发电配置到最需要的地方,比如作为平衡机组、分布式能源供需平衡等等,这个机制不能是补贴机制,应该是市场机制。有了电力市场,实时电价、容量机制等可以保证大机组的燃气电厂收益,分布式交易模式可以保证CCHP的收益。

对于目前阶段的微网,建议:

1. 经济性,找储能的伴生品甚至替代品,比如余热、余压发电等;

2. 从需求入手,充分尊重负荷;

3. 考虑分布式交易,保证收益;

4. 考虑供冷供热;

5. 可再生能源不仅仅是光伏和风电,地热、生物质也是。

二、市场机制的重要性

1. 目前能源/电力的非商品属性

十八大以来的能源/电力体制改革的出发点:让市场发挥更大的作用,逐步回归能源和电力的商品属性。目前的非商品属性包括:价格倒挂、交叉补贴、不合理的费用分摊等。

以价格倒挂为例,我国的电价结构和大部分市场化国家不同,居民电价比工业电价要低,下表为2018年9月1日实施的江苏省销售电价(表中需量电价为40,容量电价为30)。

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有看官讲了,居民电价便宜怎么就不符合商品属性了,听我道来。我在南京,扬子石化是南京的大型企业,计量关口表安装在220kV进线侧,两部制收费模式。除承担30元/(kW.月)的变压器容量电价之外,还需要0.5968元/kWh的电量电价。第一档电价下,220V单相接入的居民电价为0.5283元/kWh,便宜多了,还不需要容量费。220kV的电变成220V的电,在南京城区至少要经过220kV变压器一台、10kV变压器一台,还有就是环网柜、开闭所以及若干长度的电缆线路(10kV/380V)等等。在这过程中,220kV变压器保护、10kV线路保护、若干DTU等还得负责保驾护航。忙活半天,电到了居民家里,反而便宜了。好比南京的盐水鸭,寄到北京的邮费10元钱,寄到辽宁开原象牙山村,邮费只要5元钱。这是电力非商品属性之一。

有看官又讲了,电网公司忙活半天,把电送到居民家里,少收钱,不是好事嘛,电网公司真是良心企业。这就又引出了另外一个非商品属性:交叉补贴问题。我国的交叉补贴问题非常复杂,很难讲清楚,大致来说分为以下三类:

省(自治区、直辖市)内发达地区用户对欠发达地区用户的补贴;

高电压等级用户对低电压等级用户的补贴;

大工业和一般工商业用户对居民和农业用户的补贴。

当然,1.9分的可再生能源电价附加不属于交叉补贴!

交叉补贴扭曲了电的价值,电价信号不能真实反映市场上的供需关系,不利于企业健康发展,影响效率的同时并没有达到公平的目的。在今天的中国,这一问题更为突出,假设没有过多的交叉补贴,企业负担会大大减轻,或许不需要总理连续两年要求工商业电价下调10%。那取消了交叉补贴,低收入居民怎么办?暗补改为明补,美国很多州就有生命线电价,政府掏钱!

如何处理交叉补贴问题是电改的大事,2015年电改九号文六个配套文件之一的《关于推进输配电价改革的实施意见》,其中第三部分主要措施共计4条,分别是:逐步扩大试点范围、认真做好输配电价测算工作、分类推进交叉补贴改革、明确过渡时期电力直接交易的输配电价政策。

本月初,发改委、能源局发布的《关于征求进一步推进电力现货市场建设试点工作的意见的函》中,第(十一)条要求:电力现货市场价格形成机制设计应避免增加市场主体之间的交叉补贴。

2. 电力市场的基本作用

1). 发现价格、提高全社会福利。

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以A为起点的曲线为需求曲线,以D为起点的曲线为供应曲线。在完全竞争的市场环境下,G点为市场供需平衡点,此时全社会福利最高。ABG包围的区域为消费者福利,BDG包围的区域为生产者福利,ADG包围的区域为全社会福利。

如果采取管制的电价,假设电价为P2,低于P0。生产者福利缩减为CDF,大大缩小。消费者福利为ACFE,是否增加呢?不一定,与生产者曲线密切相关。全社会福利指定是减小的,EFG对应减小的区域。

2). 实现资源优化配置,提高效率,包括能源利用效率和设备利用效率。

以投资为例,管制模式下,投资由政府引导,很容易出现周期性的过剩和短缺现象,如下图:

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我国这一问题尤其突出,面多了加水、水多了加面屡见不鲜,2016年煤电机组的断崖式下马就是最典型的例子。轻规划、重审批导致了近年来光伏盲目发展,2017年底即完成了十三五的规划目标,补贴压力山大。

而在市场机制下,节点边际电价可以从时间、空间维度精确的显示资源的短缺状态;容量市场等可靠性支持机制,则会有效的激励未来资源的投资。

举个特高压和可再生能源消纳的例子。

2017年,我国跨区输电容量达到1.3亿千瓦,超过了英国的装机容量。截至2017年,我国特高压投资620亿美元。直流特高压利用效率不到60%,交流不到20%。经济效益何在?

同期的三弃率虽有缓解,“但离可再生能源健康发展的要求还有较大差距”。社会效益何在?

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表中,可再生能源电量占比高的几条线送的都是水电。

美国德州,2010年也出现过弃风严重的情况,全年弃风量达到潜在发电量的17.1%。

当时弃风的最大原因是输电阻塞,但是ERCOT并不是仅使用输电投资的简单方式,而是配合以节点电价改革、FTR、负电价等市场化手段,吸引风机选址在自然资源与负荷中心之间达到平衡、有效引导风电机组经济发电。

德州风电最高发电记录是2016年2月18日创造的1402万千瓦,同日风电最高渗透率大于45%。而风电装机占全部装机只有10%左右。

这段时间,德州为解决可再生能源的输配投资为70多亿美元。

同样,在德国,自从制定核电退出计划之后,可再生能源发电快速发展。2015年年底,德国总装机容量近2亿千瓦,风电与光伏总装机为8500万千瓦,但德国的弃风弃光率不超过1%。

至少在风电方面,德州与我国有类似的资源禀赋,风电主要在北部靠近北海的地区,用电负荷则是在中南部地区。曾经出现过输电阻塞问题。

德国采取的方式也不是单靠增加投资,而是用到了新能源上网交易新政策、建设并网评估和规划体系、增加新能源的主动可调节性、再调度、负荷响应等市场手段。

三、电化学储能的三个应用场景分析

1、用户侧削峰填谷

削峰填谷的盈利模式是峰谷套利。利用较低的谷电价给储能充电,用电高峰时段,把电放出去,赚个价差。该办法实施起来简单方便,甚至不需要知会供电公司。据测算,当前投资成本条件下,当峰谷价差达到0.7元/kWh,项目就可以盈利。

该模式不具备持久性,原因在于作为分时电价的一种,峰谷电价并不是自然存在的,存在的前提是用电量存在高峰、低谷时段。峰谷电价差“红利”带来的用户侧储能项目增多,势必会减少峰谷电量差,作为负反馈将导致“红利”下降,至多维持在微薄盈利的水平。

或许实时电价会实现储能充放电套利的目的,但依赖制度出台、智能电表安装、分布式能量管理或交易平台的支持等几方面的因素,实现难度极大。

用户侧储能还有另一种盈利模式:在两部制电价模式下,降低容量或需量费用实现降低综合电价的目的。该模式在美国被称为电网公司的“死亡螺旋”,终端用户通过储能等技术手段将本应承担的输配成本转嫁到其他用户头上,其他用户看到输配电价增加就会照葫芦画瓢,最后导致电网公司用户减少。可见,简单、粗暴的采用该模式是不具持续性的。

2、火电厂调频

2017年下半年,对于储能来说,调频是一个关键词,山西频繁出政策,科陆等厂家积极响应,掀起了一波储能应用热潮,不少人以为春天来了。

《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》:调频辅助服务市场建立初期,费用由所有发电企业按照实际上网电费分摊。随着市场的不断发展,可适时调整分摊机制,激励供应商积极改造设备,进一步提高服务质量。

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《山西电力调频辅助服务市场运营细则》由山西省能监办在2017年10月底印发,其中规定调频服务的申报价格为12-20元/MW:

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电化学储能由于其响应速度快、调节精度高、延迟时间短等特性,具备其实施的必要性。但目前的的市场机制缺乏有效的成本疏导机制,属于发电企业之间零和博弈,不具备持续性。

随着上马项目的增多,很快山西省的调频价格大幅缩水。短短几个月之后,2017年底,报价范围调整为5-10元/MW,导致很多项目不具备经济可行性。

2018年8月31日,《京津唐电网调频辅助服务市场运营规则》发布,调频价格在0~12元/MW。

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怎么办呢?

组织调频辅助服务市场组织;

取消行政定价;

市场主体申报;

集中竞价、边际出清;

通过“谁收益、谁分摊”机制进行成本疏导,与电量电价打包、价格传导。广东现货市场已经走出第一步,分摊调频辅助服务费用的市场主体包括:

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其实,辅助服务的费用并不惊人,下面是PJM的批发电价组成,调频只占0.5%,折算到销售电价,可能只有0.2%。

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对于可再生能源发电企业,通过电化学储能解决功率、频率、电压稳定问题,满足电网考核指标,是储能的用武之地。可以实现可再生能源发电友好,有效参与中长期市场、提高消纳比例。目前困扰这一应用的还是电池的价格,只要价格合适,该商业模式是长久有效的。

3、电网侧调峰

2018年储能项目空前至多,全年装机(650MW)超过2017年底之前的历史累计装机(390MW)。电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧,跃居第一位,比达到42.85%,累计规模达266.8MW,其中以调峰为主。

据某地电化学储能项目的公开资料,上马的目的是为了解决夏季用电22万kW的高峰缺口。

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该地之前历史高峰用电量是407万千瓦(出现在2017年夏天),与预计2018年最高负荷相差40多万千瓦。且该地自2017年下半年开始,GDP已经呈现颓势,所在省2018年前三季度GDP情况如下图,该地唯一负增长。

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从结果来看,2018年夏天,该地的用电负荷并没有达到预测的高峰,且相差甚远:据供电公司介绍,入伏以来,受持续高温笼罩,电网负荷稳步攀升。8月8日、9日及10日,电网的最高负荷分别为398.74万千瓦(21:04)、395.21万千瓦(21:30)和409.44万千瓦(13:28),数据来自经济网。可见该项目上马的初衷是值得商榷的,也间接证明了上面的观点,只有市场机制才可以实现资源的有效配置。

供应侧改革的今天,电网正调峰是不迫切的。可再生能源发电渗透率的提高加上其间歇特性,负调峰反而是需要的。下图是美国加州某日典型的“鸭形”曲线,纵坐标净负荷=负荷-波动性可再生能源发电,横坐标为日时段:

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中午时分,光伏大发,此时由于生产线停工用电量下降,导致净负荷急剧下降。此时为了保障光伏发电的充分利用,就需要常规火电快速减少处理,此即为负调峰。

国内也有,而且随着光伏、风电增多,现象逐年严重,以下为山东电网的情况。

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常规煤电机组可不是想减少出力就能减少的。

其一减不到位,下图为我国煤电机组最低运行出力与德国、丹麦的对比,差距还是相当的大。

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其二不划算,电厂不愿意。其三,减出力速度跟不上,爬坡特性不满足。于是,很多人考虑用电化学储能来做电网侧调峰。初衷是好的,技术也是有很多可取之处的,但还是缺乏有效的市场机制支持。

目前出台的辅助服务政策:

1). 国家层面:关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知,2016/6/7。

2). 山西: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。

3). 南方:

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4). 安徽:电储能调峰单列,与深度调峰、启停调峰并列

5). 江苏:明年启动的江苏电力辅助服务(调峰)市场建设,启停调峰交易:市场建设初期,市场参与主体为燃煤机组和储能电站。

6). 华东:华东电力调峰辅助服务试点工作,貌似只有发电资源,没有储能。

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7). 西北:第二阶段有电储能,第一阶段提了一个虚拟储能的概念。

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以上政策,有的包含储能,有的没有。即使包含储能的政策,提到调峰费用分摊的时候,都是由电厂分摊:

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该分摊机制不符合市场精神,不能能体现公平效率的原则。

1.电厂按照调度日前安排、合同约定曲线供电,却被分摊费用,不符合市场公平原则;

2.不利于火电机组的技术进步,灵活性改造,最终会对提高可再生发电比例产生不利影响。因为,至少在相当长的时期内,对可再生能源高渗透起到最大支持作用的仍是气电或灵活性煤电机组。

那应当怎么做呢,可以采用现货实时/平衡市场,价格机制解决问题

现货市场采用双结算机制:

R=R日前+R实时=Q日前*P日前+ P实时*(Q实时-Q日前)

R:机组总收入;

R日前:机组日前市场电量收入;

R实时:机组实时市场偏差电量收入;

Q日前:机组日前市场中标电量;

P日前:机组日前市场中标电价;

Q实时:机组实时市场上网电量;

P实时:机组实时市场结算电价;

出现鸭形曲线时,供大于求,P实时降低,机组会在P实时低到一个临界点时,主动降低出力,以实现收益最大。

假设机组低负荷运行与理想负荷运行时的成本之差deltaC,则由于低负荷运行,机组收入变化:

R1 =R - deltaC*Q实时

R1= Q日前*P日前+ P实时*(Q实时-Q日前)-deltaC*Q实时

R1= Q日前*(P日前- P实时)+ Q实时*(P实时- deltaC)

供大于求,P实时减小,式中第1项随P实时减小而增大。进入机组“不情愿”的低负荷出力阶段(深度调峰)时,P实时

对于储能来说,此时作为负荷报价,参与实时市场,以低电价甚至负电价充电。一方面实现收益最大化,另一方面有助于电网的实时平衡,于公于私,善莫大焉!

以上描述仅是理想描述,我国火电结构与国外相差甚大,比重最大的煤电机组是否能够有效参与实时市场也是有难度的,也许还是要保留调峰辅助服务。此时,调峰和调频的问题类似了,怎么分摊费用呢?如果还是“谁承担、谁收益”,又是零和博弈了。如果是“谁引发、谁承担”,其实和实时/平衡市场是类似的。

国外电力市场是没有调峰辅助服务的,有的就是实时/平衡市场。机组调用时序是:调频->实时市场->备用。调频应对系统扰动(毛刺),实时市场应对负荷波动,备用应对异常或事故。

备用不等于实时市场或调峰,辽宁调峰政策激励的太狠了,引起了备用的不足,所以最近又出台了备用的辅助服务补偿机制。

蒙西现货市场建设方案,既有实时/平衡市场,也有调峰辅助服务。没有仔细研究,不知两者之间怎样协调。

四、结论:缺少有效市场手段的支持,储能等新技术目前还不具备工程化推广的价值!

以电化学储能参与电网侧调峰为例,即便业主是拥有调度权的电网公司,单靠目前的市场机制,也不能做到项目盈利。因此在春节前后,两大电网公司分别出台支持储能发展的指导意见,不约而同的提出:推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导。这相当于非垄断环节纳入垄断环节,违背了市场公平原则,与电改初衷背道而驰。

同时,国网公司也明确要求:在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下,各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设。可见,不差钱的国网公司也不看好这一块。


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