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IRENA-全球储能典型应用系列-6:节约调峰电厂投资

作者:梁海文 来源:DeepEnergy 发布时间:2021-04-02 浏览:
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IRENA(国际可再生能源署)发布了《Electricity Storage Evaluation Framework: Assessing system value and ensuring project viability》。本文是报告第III部分全球8种储能应用案例的第6部分:节约调峰电厂投资。

英文原文链接:

https://www.irena.org/publications/2020/Mar/Electricity-Storage-Valuation-Framework-2020

1. 挑战:保障发电充裕性

为了电网的安全稳定运行,发电必须时刻与用电相等。为了做到这一点,电网运营商必须制定计划并调度发电厂来满足短期内的需求。此外,还必须保证足够的中长期发电容量,来满足预测的高峰负荷和一定的裕量要求[1]。VRE比例较低的传统电力系统中,由于传统的发电主要是蒸汽发电的,最直接的办法是购买足够满足未来需求的容量。热力发电机组有一个清晰定义的可靠容量[2],这个容量是基于事故停机率计算出来的。事故停机率是机组非计划停机的概率。对于水力发电来说,因为能源的限制(蓄水不是无限的),估算这个可靠容量要更复杂一些。这时,每个电力系统就需要根据他们的一套成熟的方法来计算等价可靠容量。所以,在VRE比例低时,电网运营商可以比较容易地确定装机容量是否足以保证可靠性水平。

然而,当VRE比例提高时,问题产生了。VRE是变化的,这意味着VRE出力只是部分可预测的,导致很难估算这些资源的可靠容量。在高VRE比例下,保障电网的可靠性对于电网运营商来说非常具有挑战性。一些文献中提供了不同的估算VRE资源可靠容量的方法。其中一个最有名的是有效载荷容量(ELCC)方法,是由Garver(1966)首先提出的。简而言之,这种方法是基于加入VRE之后会增加多少需求来达到电网没有VRE时的可靠性水平来确定可靠容量的。这种方法被广泛引用。然而,在具体应用中却没有那么简单。它需要一个迭代过程并且采用优化技术和VRE发电的历史数据。

因此,随着VRE的引入,由于VRE的波动性和不确定性,计算保障电网合理可靠性水平所需的电网容量变得很有挑战性。不准确的容量估算会导致错误的经济性指标,进一步,导致不必要的调峰电厂投资增长,也就是电网容量过剩。目前,虽然受很多其他因素影响,一些电网已经产生了容量过剩(如意大利、西班牙和德国等)。容量过剩会导致发电厂的长期停机,从而无法收回投资。此外,容量过剩还会阻碍VRE应用,因为电力系统不需要这些VRE资源供给(del Rio and Janeiro,2016)。

总之,必须好好规划发电充裕性来避免不必要的、昂贵的调峰电厂投资来避免容量过剩。

2. 解决方案:容量机制vs稀缺价格

有一些解决方案可以保障市场化的发电充裕性,Battle和Rodilla将其主要分为两类(2013):a)单一能量市场,监管方不参与;b)安全供应机制,监管方参与。

单一能量市场

单一能量市场解决方案认定市场价格指标足以保障发电充裕性。该方案设定,电力市场是充分竞争的,价格可以反映出电网何时需要新增发电容量。低电价通常意味着电网有足够的发电容量,则在电力市场中新增发电容量是无法盈利的。然而,随着需求增长和容量削减,电价升高并达到“稀缺价格”[3]。此时,价格很高,意味着需要新增发电容量且能够回收投资成本。

然而,现实却是,市场并不是完美的,等待“稀缺价格”并不是可行方案。此外,依赖稀缺性定价的电力系统通常允许监管方某种程度的干预,因为监管方是不会冒着电力系统可靠性的风险来等待稀缺价格出现的。

单一能源市场的真实案例包括ERCOT(美国,Rexas)、NEM(澳大利亚)和AESO(加拿大,Alberta),虽然AESO计划在2019年实施一种安全供应机制。

安全供应机制

安全供应机制意味着监管方需要进行干预以保障发电充裕性。这些机制可以分为价格机制(也被叫做容量付费)和容量机制。

(1)价格机制为发电方设定了提供可靠容量的收入,但是他们并不明确需要的容量,因此监管方无法为电网到底需要多少容量设定目标。购买的容量可能比实际需要的容量高,也可能低。

(2)容量机制下,监管方明确所需的容量来保障发电充裕性,允许市场进行定价。这些机制可以分为三类:容量市场机制(如Guatemala、西澳大利亚)、可靠性产品延迟交付的长期竞价机制(如巴西、新英格兰ISO和PJM)和作为可靠性产品的战略储备机制(如新西兰)。

在这两种机制中,安全供应机制看起来能更好地激励储能系统应用。此外,在单一能源市场中,由于容量限制、电池衰减,储能资源可能并不能产生足够的收益。在市场中根据所需容量进行付费可能会有更好的盈利能力。

因此,在这种情况下,监管方需要进行干预来保障发电充裕性[4],这就需要对安全供应机制进行创新。这些机制如何激励储能的建设并确保减少调峰电厂容量,仍然需要进一步研究。

3. 安全供应机制下的储能应用

如上所述,监管方采用安全供应机制来购买足够的容量并将电网保持在一定的可靠性水平上。但是,这些机制通常只包括热力发电厂和水电厂。随着VRE和新技术(如储能系统)的引入,这些机制需要重新设计以允许新技术为系统的可靠性发挥作用,并避免不必要的调峰电厂投资。如果能够很好的设计这些机制,储能可能能够消除调峰电厂的投资需求。

例如,在英国已经实施的安全供应机制允许储能项目的参与。这项机制作为2013年电力市场改革的一部分,是一种对延迟交付可靠性产品的长期竞价机制。这种机制有两种竞价方式:T4,提前4年进行(容量在4年后才需要);T1,提前1年进行。批评意见认为这实际上是奖励与核电和燃煤电厂的交易,尽管核电和燃煤电厂的参与度每年都在下降。根据KPMG(2018)报告,储能项目合约已经从容量市场中获得了奖励。

来源:KPMG(2018)。

图1 2018~2022年英国在容量市场竞价成功的分布式容量

2017年,英国政府引入了基于放电时长的储能减额系数[5],这会导致2021~2022年储能容量下降。减额系数反映了不同储能方式对供应安全的贡献。相对于短时间储能(比如1小时,对应的减额系数是36.11%)(Everoze,2017),它鼓励长时间储能(4小时以上),相应的减额系数是96.11%。由于采用先进快速调频服务竞标,导致英国市场短时储能占据主导地位。这导致在最近的T4竞价中500MW储能容量获得奖励的部分没能达到150MW。不得不提的是,2018年,欧盟法院裁决英国容量市场不合法,英国容量市场目前已经不再运行(Cuff,2018)。但双方目前正在运作重启容量市场。

储能可参与的潜在容量市场包括:

(1)美国。联邦能源管理委员会(FERC)的最近一项条令允许储能参与容量市场。它允许独立电网运营商修改费率,建立能够识别储能物理和运行特性的规则(Walton,2018)。

(2)加拿大Alberta。2017年1月,Alberta政府决定与Alberta电力系统运营商(AESO)合作设计和实施容量市场。储能可以参与该容量市场,尽管需要满足以下条件:a)最小储能规模是在1MW以上;b)储能资产必须能够连续放电4小时。此外,所有的发电和储能资产必须提供它们的爬坡能力,这表明容量市场包含了灵活性要求。Alberta至今尚未在容量市场进行竞拍,但是2019年曾计划实施一项在2021年实施的储能容量(AESO,2018)。

(3)意大利。该容量机制也是一种基于容量的机制,在2018年1月被欧盟委员会批准。Mastropietro等(2018)的文献中提供了意大利容量机制的综述。

4. 储能可以节约调峰电厂投资

英国已经通过容量机制建设储能项目,但是意大利、Alberta等有类似机制的地方至今还未形成交易。本章节阐释储能建设对提供可靠容量的影响。

节约调峰电厂投资金已获得广泛研究,比如Massachusetts的荷电状态报告(Cutomized EnergySolutions et al.,2016)。他们估计1766MW储能会产生23亿美元的收益,其中的10.93亿美元与降低尖峰容量有关。这将延缓调峰电厂的资金投入,降低容量市场成本。作者还展示了有无储能时的需求曲线形状。

来源:Customized EnergySolutions et al.(2016)。

图2 2020年Masachusetts州有无储能时的需求曲线

更进一步的案例是Strategen(2017)提供的一篇报告中提到的。该报告研究了在纽约市通过储能替代调峰电厂的可行性。他们发现储能是替代传统燃气调峰电厂的一个非常好的选项,可以在保证系统可靠性的同时降低污染物排放。他们提供了一种评估储能经济性的方法,结果表明,相对于燃气调峰电厂,在经济性上储能正在变得越来越有竞争力。此外,他们提到在纽约独立系统运营商(NYISO)市场设计下,储能给系统带来的效益并没有得到补贴。如果这些效益是可以货币化的,也就是说,储能系统能够为他们带来收益,那么建设更多的储能是划算的,有助于避免额外的调峰电厂建设投资。

电力储能与光伏相结合可以有效替代调峰电厂。太阳能和储能可以提供可靠容量,这将进一步减少调峰电厂建设,增加节约能力。目前的一个实例是Florida电力照明公司准备在2021年建设409MW/900MWh的储能电池以替代两个天然气电厂。该储能项目将成为全球最大的电池建设项目。该储能电站会从Manatee县在运的一个光伏发电场获得充电。通过节约燃料费用,电池预计为消费者节约1亿美元,避免1百万吨二氧化碳排放(Geuss,2019)。这个案例表明了储能和光伏结合后,是如何避免调峰电厂投资的。在该案例中,储能最大化了光伏的可靠容量,并将其转变为一种可调度的能源,可以更容易地参与安全供应机制。同时,这也可以使光伏为主的系统效益最大化。因此,必须将光伏和储能通过某种协同作为一种单一的来源进行研究(Denholm and Margolis,2018)。

在本实例研究中,正如Stenclik 等人(2018)所述,必须考虑尖峰负荷减少的时长效应。这种效应意味着储能的时长与本应用有关。比如,在美国,因为电池储能可以提供4小时以上的放电时间,所以被认为是一种可靠容量来源。如果少量的储能可以覆盖一定的高风险尖峰时段,这种假设是正确的。但是,当储能比例增加后,用于替代调峰电厂的4小时储能的效用会降低,储能时长必须增加。

来源:Stenclik et al.(2018)。

图3 尖峰负荷降低的时长效应

5. 结论(案例6:节约调峰电厂投资)

系统运营商必须保障电力系统的可靠容量来覆盖所有时段的尖峰负荷需求。VRE的可靠容量无法简单确定,其比例提高后,保证发电充裕度会很有挑战性,并且可能导致电网的容量过剩。电力系统必须保证准确的价格指标或者实施安全供应机制以获取足够的容量满足尖峰负荷要求。

相对其他选项,安全供应机制可能是对储能的一种较好的选项,它可以为储能提供额外的现金流。通过安全供应机制应用的储能案例是英国的容量市场,其他国家或地区也在实施储能可以参与的容量机制。

储能可用来覆盖尖峰负荷,避免调峰电厂投资。这已经在纽约市、Massachusetts州、Florida州的项目案例研究中被证实了。Florida州计划建设世界上最大的电池储能项目。

6. 扩展阅读

在IRENA《创新图景报告》中,电力储能被认为是可再生能源驱动的未来中一项关键技术,重新设计容量市场也是30个创新措施之一。更多信息参见:

IRENA(2019),“InnovationLandscape for a renewable powered future:Solutions tointegrate variable renewables”,InternationalRenewable Energy Agency,Abu Dhabi.

IRENA(2019),“InnovationLandscape Brief: Redesigning capacity markets”,InternationalRenewable Energy Agency,Abu Dhabi.

注释:

[1]容量裕量一般按照尖峰负荷的一定比例确定,代表电网在尖峰负荷时段还需要多少额外的容量。

[2]可靠容量是指可用的发电或输电资源容量,这些容量要保证在给定的时间是可用的。

[3]稀缺价格是运行备用市场和批发市场中非常高的价格,反映了系统的稀缺情况。通常,当电力稀缺时,运行备用价格上升,然后能源价格上升,来反映备用容量的成本机会。稀缺价格应能够激励新技术在合适的时间进入市场,尤其是最需要容量的时候(Hogan,2013)。

[4]是否需要这种干预,或者单一能源市场是否是足够有效的,尚存争议。

[5]减额系数修正了给储能项目的付费,来反映他们对安全供应的贡献。

原文来源:

IRENA,2020. Electricity Storage Evaluation Framework: Assessing system value and ensuring project viability.

原文链接:

https://www.irena.org/publications/2020/Mar/Electricity-Storage-Valuation-Framework-2020

关键字:储能价值,储能收益

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