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电力储能评估框架:评估系统价值并保证项目可行性

作者:梁海文 来源:DeepEnergy 发布时间:2021-10-02 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!I部分:框架概述。

英文原文链接:

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

I-1. 介绍

电力储能是指储存电量并根据需求在最需要的时候放电的技术。储能过程涉及电能向其他能源形式的转换,以及其他能源形式能源再转化为电能的过程[1]。凭借特殊的吸收、储存以及放电重新入网的特殊能力,电力储能[2]被认为是应对新能源并网挑战的关键解决方案。因此,电力部门对储能的兴趣越来越强,并有望在向下一代能源转型中扮演关键角色。

通过支持高比例VRE并网,储能容量加快了离网电气化过程,并间接帮助了运输领域的脱碳化进程。

根据IRENA近年的分析(IRENA,2019a),2050年,可再生能源在全球发电中的比重有望从今天的25%增长到86%。VRE(主要是光伏发电、风电)的增长尤其强劲,将从2015年的4.5%增长到2050年的60%。更重要的是,几乎一半的光伏发电应用可以按照分布式的方式,在包括城市和乡村地区在内的居民、商业领域实施(IRENA,2019a)。

注:IRENA的路线图情景包括了低碳技术的应用,主要是可再生能源和能效提升,来实现全球能源系统的转型以达到全球温升2℃的控制目标。该评估考虑了可再生能源的潜能的所有潜能,与各国专家共同开展了各国的分析,然后,将这些结果整合起来获得全球的结果。

来源:IRENA(2019a)

图1 2050年电力生产、消费和装机容量

来源:IRENA(2019b)

图2 传统的灵活性供应商和新兴的灵活性供应商

由于新能源技术成熟度的问题,政策制定者、监管方和公用事业部门在计划、管理和运营电力系统方面遇到了很多新的挑战。新能源的快速扩散促进了柔性能源系统的需求增长,来保证多种资源可以安全、有效并网。

传统上的灵活性主要依靠具有快速爬坡能力、较低最小负荷、较短启动时间的传统热力发电提供,比如开式循环燃气轮机。但是,为了实现高比例VRE发电并网,电网的所有部分都需要应用灵活性措施来降低提供灵活性的整体成本,见图2。电力储能,连同其他缓解措施(比如需求响应、柔性发电、智能输配电网),可以保障高比例光伏发电、风电并网(IRENA,2018a,2019b)。

但是,每种情况下的电力储能应用进展有所差异,取决于能源部门转型进程、能够提供类似能力的可选技术的经济性,以及电力储能的成本和性能[3]。

影响电力储能大规模应用的因素包括:

(1)成本和技术成熟度。储能电池成本在快速下降,衰减率和能量密度等技术参数在持续改善。储能电池,包括储能电站和电动汽车(EVs)的应用正在加速。即使抽水蓄能电站仍然是目前最大的储能方案,储能电池仍有望在能源部门提高灵活性方面扮演关键角色(IRENA,2017a)。

(2)储能所有者获取经济收益困难。储能参与方之间的利益分配机制仍需进一步明确。这主要是因为电力系统高度复杂,并且需要动态管理整个系统。每个电力系统有其自己的物理架构、用电需求以及竞争性市场环境下的电力市场机制和监管框架,没有一种单独的方案可以适用所有案例。有必要采用先进工具、提出合适的方法论来为政策制定者提供有效指导,帮助他们制定出最佳政策来实现参与方之间的经济利益合理分配(IRENA,2017a)。

本报告提出的ESVF是IRENA之前在储能促进VRE并网研究方面工作的延续(IRENA,2015a)[4]。ESVF用于识别储能给电力系统参与方带来的价值。它允许参与方分析电力储能系统应用的价值和挑战。框架考虑以下因素:a)电力储能给电网带来的价值;b)储能的最佳利用方式;c)储能总的经济收益大于成本的方法,来保障系统落地并降低系统成本[5]。

ESVF首先识别电力储能可以提供的服务。价值评估是通过对比有无储能时的电力系统运营成本来实现的。框架还介绍了一种可以识别并网价值高于成本的电力储能项目的方法。因为是从整个电力系统的角度来计算电力储能的价值,但项目业主往往无法从项目本身提供的服务上获得收益。开发者很难证明电力储能系统建设的经济性。基于ESVF,支持政策制定者根据系统价值制定政策,实现参与方之间的合理利益分配。本报告建议了一些激励和补偿方面的政策措施来促进具有成本效益的储能项目开发。可以基于分析结果来考虑或采纳这些政策措施。

电力储能评估框架(ESVF)旨在回答以下问题:

(1)间歇性可再生能源(VRE)能够提供什么服务以及辅助服务?

(2)哪种储能技术可以提供此类服务,相应的成本有哪些?

(3)相对于需求响应、更灵活的发电和更坚强的输配电网,储能如何有效降低系统成本?

(4)可经济地提供相关服务的储能系统如何实施才能实现最佳收益?通过优化操作,在特定的市场环境下,储能项目是否在经济性上是可行的?

(5)在储能供应商提供的价值和储能业主所实现的价值之间,是否还有缺口?如果有,可以给政策制定者提供哪些最佳建议来弥补这个缺口?

(6)怎么样通过体系化的方法进行分析,支持政策制定者制定相应的政策并回答上述问题?

ESVF框架按照下面5个阶段回答上述问题(图3):

(1)第1阶段:识别电力储能支持VRE并网方面提供的服务。电力储能提供的服务分类,一定程度上是基于IRENA前序电力储能工作基础上的(IRENA,2015a,2017a)。

(2)第2阶段:对各种储能技术在提供第1阶段所识别的服务方面适用性进行打分排名。该阶段帮助分析者避免在模拟过程的起始阶段做出错误选择。

(3)第3阶段:与其他备选方案相比,比如提高能效、需求响应和新建化石燃料电厂,电力储能在提供所述服务上的有效性。从整个电网层面,电力储能提供的不同服务的总价值最终按照OPEX、CAPEX的经济性指标进行估算。

(4)第4阶段:框架分析了在第3阶段模拟的市场环境下,储能项目作为价格接受者的实际案例。该阶段,同时考虑项目能够提供的各种服务,实现项目经济收益的最大化。这主要适用于非管制市场环境。

(5)第5阶段:储能项目全寿期的收益决定了该项目最终是否是经济上可行的。如果不可行,怎么补救。该阶段作为最后一个阶段,输出的是项目级的成本和收益分析结果。其中,成本是指建设、运营储能项目的投资,收益是指项目级和电网级的收益总和。该阶段,输出结果应是货币化的收益,它可能高于也可能低于项目的系统价值。

图3 电力储能评估框架:5个阶段

ESVF的目的是提供一种基于详细和复杂分析支持政策制定的手段。这种分析需要采用:a)大量数据;b)合适的优化工具。需要使用ESVF的分析者,需要在有不同容量和成本参数内容的模拟工具中进行选择,并进行合理(比如,假设条件合理,数据准确)、可行(比如,不需要不合理的数据量,有合理运行时间)的建模分析、案例研究。

I-2电力储能在VRE并网中的作用

自20世纪前25年以来,储能(主要是抽水蓄能)被用于提供广泛的电网服务来支持电网经济、可靠和安全运营。目前,全球电力储能的最大来源是抽水蓄能,抽水蓄能的技术和经济性上有优势(IRENA,2017a)。过去一百年中,电力储能行业持续演进,并根据变化的能源和运营要求、技术进步不断调整。

除抽水蓄能之外,提供特定服务的很多电力储能技术不断出现,它们的成本和技术特征各异,目前的成熟度和应用水平各有差异。这些储能技术包括固态电池、液流电池、飞轮储能、压缩空气储能(CAES)。电力储能可为电网运营提供的多种潜在服务分为能源服务、辅助服务、延缓输配电网投资、缓解阻塞以及用户能源管理服务(Sandia National Laboratories,1993,1994,2010;EPRI and DOE,2003;CAISI,2007;DOER and MassCEC,2016;ENTSO-E,2016;EASA and EERA,2017)(见图6和本报告第III部分,第III部分提供了8种电力储能应用实例)。

近年来,储能发展获得了越来越多的关注,包括前沿储能技术、储能成本降低(尤其是锂电池)、自由电力市场和辅助服务市场的发展、新建输配电网的挑战、离网系统中光伏和风电代替柴油发电时储能的赋能作用,以及高比例VRE并网的解决方案需求。

在促进VRE并网方面,电力储能有望扮演关键角色(IRENA,2018a,2019b)。高比例VRE并网的挑战来自于其固有特性。更具体的说,太阳能和风能资源的波动性和不确定性为实现供需平衡带来了技术挑战,反过来,又增加了系统灵活性的要求。不断提高的灵活性系统要求需要很多措施,储能是其中之一。其他措施还包括柔性发电、需求侧管理、智能坚强输配电网以及部门耦合(比如,可再生能源制氢[6]和车辆到电网[V2G]灵活性)(IRENA,2018a,2019b)。如本报告其他部分详细阐述的那样,ESVF的目的是在考虑提供延伸服务和成本效益的前提下,将储能和其他方案进行对比。

VRE并网直接影响了电网运营商,因为它极大影响了电网服务以及每种服务的时效和运行策略。VRE的影响可以按照从亚秒级(比如,当云层遮挡了小型电力系统中的光伏发电板)到年级(比如,输电线路从开发到交付的时间)的响应时间等级进行划分。储能技术的具体应用需要考虑合理的技术特征、名义响应时间、电力容量和能量容量(Denholm et al., 2010)以及同步惯性。后者对于VRE并网非常重要,因为在未采取合理措施的情况下,高比例的VRE发电会影响系统稳定性。

在最小的响应时间等级(亚秒级)层面上,特定的储能技术,比如抽水蓄能,可以提供惯性并提供甩负荷情况下的第一道保护,降低电网对热力发电调频的依赖。从亚秒级到秒级,电力储能(大部分是电池,但在一些应用中还有飞轮)能够提供快速频率响应,这也是目前一些电力系统正在实施的方案。在秒级到分钟级的层面,储能主要用于提供调频备用(主要是电池、飞轮和抽水蓄能)。在分钟级到小时级上,抽水蓄能、CAES和液流电池可用于负荷跟随和能源移时利用。在小时级到天级、星期级甚至月级以上,电力储能可以长期储存电量[7],这在VRE并网时是必要的(图4)。

图4 不同响应等级下电力储能可提供的系统服务

尤其是,当ESVF用于比对电力储能与其他灵活性方案在系统级(框架的第3部分)的成本和收益时,ESVF的完整执行过程(第1阶段到第5阶段)提供了面向特定电力储能的视角。换句话说,ESVF不是用于为电力储能的替代方案提供政策建议的。

电力储能提供的服务取决于与电网的相互连接情况。例如,连接在输电网上时,电力储能可以支持不断增长的VRE(如前所述)并网,尤其是在竞买竞卖的电力市场。同时,可以在不同的响应时间等级上根据其技术能力提供辅助服务。当电力储能连接于配电网时,可以提供所有上述服务。此外,还可在就地变电站提供供电容量和可靠性服务,延缓配电网扩容投资,支持分布式可再生能源并网。电力储能还可连接于其他发电设施,帮助获得高电价、提供电网服务、节约并网成本。最后,电力储能可用于电表接入点后(图5),支持用户提高光伏发电消纳,从而降低电费支出(需要分时计价的需求侧管理机制),提高电能质量和用电可靠性。潜在地,还支持通过聚合服务商来参与能源管理、电力批发和辅助服务市场(EPRI and US DOE,2013;RMI,2015;IRENA,IEA,REN32,2018)。

图5 电力储能在电网中的应用

物理位置、运营模式(与发电机结合或者独立运行)、电力储能所处的监管环境和市场架构,会极大影响所需要分析的内容来估算系统级和项目级的收益。第3阶段会详细介绍这些需要考虑的内容。例如,电力储能可以独立运行,也可以与发电设施(如光伏发电厂、风力发电厂)联合运行。在储能与光伏发电厂联合部署而不是独立运行时,这实际上是一种“混合发电厂”资产[8]。

电力储能可以通过提供电网服务减轻VRE波动性和不确定性的影响。例如,CAISO描述了储能是如何竞价参与辅助服务的,包括提供调频、提供备用来治理VRE的不确定带来的频率偏差,或者提供负荷跟随服务来弥补实时负荷和调度指令之间的偏差。当有风时(风力在夜晚会更高但此时电价低,一般是这样但并非全部如此),储能进行充电并在尖峰时段放电来获得最大收益,这样储能就实现了VRE发电的移时利用。类似的,储能还有可能提高VRE的可靠容量,支持VRE参与容量市场,延缓传统容量扩容需求。

电力储能还可降低因预测偏差带来的出力波动性,改善电能质量,从而支持VRE并网。例如,电力储能可以降低因爬坡超限、不平衡(无法向电力市场提供竞买的电量)给电网运营商带来的罚款,潜在地节约了成本。此外,在合理的机制下,VRE/储能业主可以通过提供区域控制带来系统级的收益(Sandia National Laboratories,2010)。尤其是,储能可以安装在整个垂直整合系统中价值最大的地方[9]。但在自由市场中,可能会有给发电商和消费者安装储能的激励或补贴来帮助他们获得最大收益,但这并不会转化成系统的最大价值。特定环境下(比如,南澳洲和夏威夷),会有光储结合的竞拍方式来支持“系统友好”的VRE项目实施。

最后,当采用运行组合优化来提供多种服务时[10],电力储能可以获得最大项目价值。很多研究基于电力市场的数据证实,仅提供一种服务(比如,套利)的电力储能项目是无法收回投资的。但是,当它提供额外的服务时,如套利之外的一系列辅助服务,这些服务可以提供现金收益,从而挺高了盈利能力(Nikolakakis and Fthenakis,2018;Drury,Denholm andSioshansi,2011;Sioshansi ei al.,2009;Salles et al.,2017;Teng et al.,2015;Zakeri and Syri,2016)。ESVF强调了储能优化运行的必要性,通过叠加多种服务的收益来评估最佳价值。

I-3方法论

ESVF为决策者识别储能为VRE比例不断提升的电网带来的价值提供了指导,探索各种可能的应用和机制来支持储能项目的可行性。尤其是,ESVF在评价储能给电网带来的价值方面最有效。通过确定以下内容:a)降低系统总成本的额外储能最佳容量;b)现有监管框架和一系列的可能应用下储能项目的可行性;c)可能促进储能应用的监管措施,它允许对比储能的实施成本,使其不超过系统级的收益。

ESVF开始于第1阶段,在特定背景(比如,国家、计划、监管框架)下识别储能可以提供的与VRE并网相关的服务。这些服务可以组合在一起以提高项目可行性。然后,描绘最适用的技术全景图,根据适用性给出一个暂定的排名(第2阶段)。第2阶段旨在防止分析人员在模拟分析一开始就选择了不适用的储能技术。这两个阶段可以在一个简单分析环境(比如,电子表格)下进行,但是接下来的阶段需要能够进行优化分析的模拟工具。

第3阶段需要调度电力系统来评估储能的价值。最小成本投资分析阶段还会进一步补充,以对比储能和其他方案。一旦储能的最佳容量以及其他灵活性措施确定了,第3阶段的数据集(比如,电价)就可以用在第4阶段来模拟储能系统。这个阶段,采用第3阶段的输出结果作为输入并重新优化储能调度来获得储能所提供服务的最大收益。该阶段将重点从系统级转移到了储能项目本身。最后,在第5阶段,这些收益会与第3阶段得到的系统价值进行对比。在最后这个阶段,通过系统成本与经济收益之间的差值来评估项目可行性。对比可选的监管措施,解决这个由新技术引起的资金缺口。当面向这些新技术的市场机制设计好之后,这些措施就不需要了。下文给出了这个阶段的更详细讨论。

图6 电力储能服务以及它们与可再生能源发电并网的关联

第1阶段:识别电力储能可支持VRE并网的服务

框架的第1阶段是识别电力储能可以支持VRE并网的相关服务。根据电力储能支持电网服务的能力对其进行分类,得到图6的服务清单。服务包括放电、提供可靠容量、延缓投资需求、支持用户能源管理和直接支持VRE并网(EASAC,2017;EPRI and US DOE,2013;Southern CaliforniaEdison,2013;EASA and EERA,2017)。

根据图6中的服务内容,以下内容被认为可以直接或间接为VRE并网提供支持(虽然其价值在不同国家的定义是不同的,取决于电网基础设施和市场设计):大量的能量移时利用、能源供应能力、快速频率响应、一次调频[11]和二次调频,频率调整、延缓输配电网升级、延缓容量投资、零售端移时利用、电力可靠性(包括通过无功注入提供电压支持,可能的黑启动服务)。例如,“电表后”储能可以同时支持分布式电源并网、自发自用用户积极参与全面能源管理。但是,为了实现其最大价值,分布式能源系统运营商需要扮演更积极的角色,消费者需要有能力参与多种能源市场。这需要一些机制支持,如聚合商的机制(IRENA,2019a)。

如第2节所述,电力储能可以在提供主要服务的同时,提供辅助服务。电力储能促进VRE并网的作用可能是间接的。例如,在孤立的抽水蓄能单元提供能源套利(低价买电、高价卖电)时,快速负荷跟随、频率响应也可以降低VRE弃电。类似,CAES和VRE组合,在作为混合发电厂(比如,通过提供可靠容量、能源套利和爬坡控制)获取最大收益时,也可以间接延缓调峰容量增长需求,降低辅助服务的需求。

服务的识别是一次性[12]的工作,用于定义储能所能提供的服务类型和明细。这样,就可以开发用于评估储能成本效益的方法论。第3阶段和第4阶段可能需要多次进行来提取价值内容。进一步,相当一部分的储能价值有望来自延缓其他投资方面,比如调峰电厂或输配电网(T&D)投资,尤其是用电需求持续增长的电力系统,或者是VRE发电比重较高的情况。

第4阶段的解释中,详细讨论了这些因素。ESVF允许多种价值流的可行性评估。第4阶段详细描述的电力储能提供的服务,进行了案例分类。每种案例下,电力储能可以提供多种服务组合。每种服务必须与其他服务兼容,避免重复计算价值。为了落地一个项目,往往要先考虑储能的一项主要功能,其他功能作为辅助功能。例如,电力储能可以用于能源套利,但这部分资产也可以保留一部分容量来提供其他形式的服务,比如二次调频。服务的提供和分配是第4阶段优化的内容。

第2阶段:为识别的服务绘制储能技术全景图

对前一阶段识别的储能服务,本阶段进一步补充常用储能方案的全面技术和经济分析,来确定每种服务适用的储能技术。这一阶段,根据其在具体应用中的相关度分配权重系数,形成的矩阵用于评估特定技术在特定应用中的适用程度。这一阶段,根据它们提供第1阶段所述服务的优先度,最终输出储能技术的排名。

根据IRENA报告(IRENA,2017a),用于评估电力储能技术的关键的技术经济指标见表1。

表1 电力储能适用性评估的技术经济指标

注:AC=alternating current;kW=kilowatt;kWh=kilowatt hour;Wh/kg=watt hour per kilogram;Wh/L=watt per litre。

第3阶段:对比分析电力储能相对其他可选方案的系统价值

ESVF的一个目标是评估电力储能相对其他灵活性措施的优势。一般,这会在第3阶段进行。虽然电力储能是实现能源系统脱碳化的关键技术,但是在一些特定情况下,相对其他措施,电力储能可能没有竞争力。在第3阶段,会从提供所识别服务的有效性、相对于其他措施的经济性两个方面评估电力储能的价值。例如,可选的技术可能是需求响应、灵活性发电等灵活性来源,或者是输电网升级(后者可能需要一个综合评估输电和发电的模型)。这些对比是通过最小成本扩容优化和发电成本模拟实现的。

基于合适的优化工具和相关输入,扩容优化被电力部门广泛使用来识别长期最小成本实施路线。分析的目标是,在技术和适用政策范围内,识别能够满足电力需求(当前及未来)的最小成本投资方案。

扩容软件估算运营成本时,常常无法进行实时计算(比如,日内市场的小时内运行模拟以及小时内的调度)。因为这个原因,需要综合利用扩容模拟软件和与发电成本模拟软件,来精确估算电力系统的运营成本。发电成本优化采用数值方法,来模拟采用一个小时甚至更短的时间为步长的发电系统的机组组合、经济调度。

投资优化需要考虑很多现实世界的限制条件,如政策目标(比如,二氧化碳减排目标)、燃料可用性、系统可靠性(比如,系统的任何物理结构变化不能降低系统可靠性)。电力系统优化的基础在IRENA报告(IRENA,2018a)中有详细的讨论。此外,IRENA已经开发了开源工具IRENA Flex Tool,可以提供聚焦于系统可靠性的扩容和发电成本优化模拟。IRENA Flex Tool还能将电力储能与其他灵活性措施进行对比,比如电动汽车、电热锅炉、热泵和制氢(IRENA,2018b)。

ESVF评估储能系统价值的方法包括以下步骤:

第1步:为了识别最优投资,电力储能要与其他可选技术(比如,提高能效、需求响应、新建输电和调峰电厂)按照最小成本扩容优化的方式一起考虑。为了精确估算价值、确定最优容量以及储能在研究时期(一年到若干年)内的成本,需要进行发电成本模拟[13]。

第2步:在可选项(包括第1步中提到的选项)中去除储能,重复第1步。扩容分析提供了服务于电网需求的可选方案集合。发电成本模拟用于精确估算运营成本。

第3步:在研究期内,对第1步和第2步的系统总成本进行对比。第3阶段只会实施对系统有益的储能方案。增加电力储能后,与“老技术”对比发现的差值部分就是储能给系统带来的收益。

通常,主要的收益可以用上述方法估算。收益主要来自减少OPEX、CAPEX,见表2。

(1)通过缓解可选项的需求(包括调峰容量、需求响应和输电基础设施投资)节约CAPEX。CAPEX节约通过对比有无储能的扩容优化结果来获取。

(2)节约OPEX。降低的OPEX可以采用发电成本模型来估算。典型的发电成本模型可以对OPEX各部分分开来估算,即燃料成本(包括启动成本)、可变运营维护(O&M)成本、VRE弃电成本(取决于市场环境),如果适用的话,还有污染物排放成本[14]。在高比例VRE情景下,主要的成本节约来自于燃料节约。表2对不同的储能收益进行了OPEX、CAPEX分类。

表2 第3阶段计算的电力储能收益

电力储能的应用可以额外带来间接的系统、社会成本总体节约。这些可能与系统可靠性(比如,储能为系统提供惯性)甚至系统安全性(比如,在自然资源匮乏的国家,储能支持可再生能源发电时的系统独立性)相关。这些因素难以量化。详细的电力储能量化效益讨论、其他与建模复杂性有关的因素以及规划前景见第II部分。

第4阶段:模拟系统运行和叠加收入

在储能项目作为价格接受者以及第3阶段模拟获得系统边际电价的基础上,框架的第4阶段模拟分析了项目的实际运行。这一阶段,通过提供多种服务,实现储能项目收入最大化。实际上,大量的储能参与能源市场会影响电价。因此,第4阶段的结果代表了用于获得第3阶段系统边际电价情景之上的边际项目。

这个阶段是评估特定市场环境下的电力储能给业主带来的收入流。项目级的收益和成本很大程度上取决于关系到系统收益的市场和监管环境。为了开展此类评估,再次应用模拟调度软件(比如,发电成本软件)进行分析。但该分析的目标与之前不同,该模型是用于获得第3阶段确定的特定电力储能项目的最大化收益,而不是获得最小化系统成本。

之前的步骤中,电力储能充电的再调度取决于整个系统的需求。这里,项目决策是基于其本身经济收益的。在垂直整合环境中,这两个目标是一致的。在自由电力市场里,这两个目标看起来是不同的,区别的焦点在私有的储能系统参与电力批发市场上。

这一阶段的模型忽略了系统其他的基础设施,只关注储能项目本身。简言之,模型假设其余的系统的表现不变,因为单个项目无法影响系统的关键变量。这些变量的例子包括:a)市场电价;b)提供不同电网服务的价格;c)净负荷曲线形状;d)可靠性指标;e)所有其他发电资源的调度,包括VRE。该方法(或模型)称为价格接受者模型。重新调度整个系统来实现承诺的最大化收益是有挑战性的,因为不同的资产池会采用不同的收益最大化算法[15]。

对未来规划的选择会影响项目级的收益。这是因为当电力系统中存在电力储能时,它会有助于削减峰谷电价差(因为电力储能将低电价时段的电力转移到了高电价时段)。储能用的越多,平滑的效果越好[16](Drury,Denholm andSioshansi,2011;Nikolakakis andFthenakis,2018),这会影响其参与电力市场的盈利能力。类似地,提供备用的价格取决于备用需求以及可用备用容量,而这些又依赖可用的储能容量。提供备用的价格会随着储能的增加而降低[17]。

采用“老技术”案例作为输入可洞察储能应用早期的价值评估。假设该情况长期存在(比如,既不会大规模建设储能,系统的物理架构也不会改变),该结果代表项目的可行性。因此,如果建设更多的储能,项目的长远可行性是不确定的,因为此类收入会下降(比如,安装了VRE)。假设本框架之前阶段确定的储能容量就是实际希望建造的容量,那么本阶段的结果是精确的。

用于模拟项目及收入的模型需要包括一些储能可以在电力市场提供的典型服务。案例包括:

(1)能源套利。这是指在低电价时充电并在高电价时放电来获得收益。根据其技术特征,储能设备可以参与日前市场或日内市场,或者两个都参加。这种大量的能源转移服务通常具有容量大、放电时间长的特点(比如,抽水蓄能和CAES),可以降低峰谷电价差(因为储能将低成本电价移时到了高峰时段)。为了模拟电价差套利的收益,需要系统范围的电价时间序列来表示第3阶段前述步骤识别的混合发电运行情况。当电价接受者模型假设电价预测是准确的时候,存在高估能源套利价值的风险。现代算法允许电价不确定度的存在,可以提高结果准确性(Krishnamurthy et al.,2018;Salles et al.,2017)。

最后,在不与VRE结合时,电力储能可以利用其他发电资源进行充电。然而,在高比例VRE电力系统下,VRE发电份额高的时段电价通常比较便宜,储能基本上主要用来平滑净负荷。VRE发电份额低时(也可能在VRE比例高一些的情况下),用于能源套利的储能有助于提高廉价燃煤电厂的容量因子以及它们在多种发电中的份额。这是因为,燃煤电厂的灵活性不足的特点可以由储能来补偿。

(2)提供辅助服务。包括一系列运行服务,其主要作用是保障电网在以下情况下的可靠运行:a)正常运行工况;b)事故工况。全球对于辅助服务的术语定义、服务类型千差万别。例如,美国、欧洲对辅助服务相关的定义分别见NREL(2013)、Holttinen等人(2012)研究成果[18]。辅助服务的付费可以基于购买的容量、购买的电量或者两种都有,视情况而定。其他服务的付费需要输入模型[19]。

辅助服务通常包括频率调整、黑启动和电压支持。黑启动和电压支持不能通过调度工具精确模拟,因此不能采用ESVF进行评估。电力储能可以同时提供多种服务。例如,储能同时提供能源套利、运行备用时,潜在地减少了高电价时段可用于套利的容量。但是,模拟储能在辅助服务市场的实际利用是很有挑战性的。

利用第3阶段的系统边际电价,可以优化储能提供的多种服务来实现项目收入最大化。通过优化,储能项目的小时间(或小时内)调度创造的各种收入流是可观的。图7显示了储能有望提供的服务类型。图中,6MWh储能设施用于将VRE发电从11-14时转移到18-21时。

注:SOC(state of charge)是荷电状态。

图7 第4阶段的输出示意

第5阶段:评估储能项目的可行性:系统价值vs现金收入

储能的系统范围收益只能是在项目可行的情况下实现。此时意味着有足够的收入流来激励项目开发者或业主进行投资。不幸的是,一些系统的收益无法货币化,或者项目业主无法直接获取。因此,在很多情况下,没有足够的激励支持项目开发者继续推进。

将第3阶段的系统收益与项目业主通过第4阶段优化的一系列服务获得潜在的收入流进行对比,会得到清晰的解答。第3阶段模拟得到的电价在此处用于计算储能项目的收入流。

分析结果代表了储能项目业主可获得的收入流和系统价值。如果业主可获得的收入流不足以覆盖项目成本,但是系统收益超出了成本,参与方可以采用这个分析结果去识别最有利的利用方式,采取措施来激励项目落地。

最后阶段的结果是项目级成本和收益分析。成本是指建设和运营特定储能项目的成本,收益是指系统级和项目级收益两方面。

收益分成了可货币化、不可货币化两类。如果总收益超过成本,但是货币化收益少于成本,因而,项目开发者没有足够的经济动力去建设该项目,即使该项目的效益成本比超过了1。这时,需要政策干预来提高社会公益投入。

图8显示了一个项目可行性模型的结果。在这个案例中,系统收益超过成本,货币化收益小于成本,对于项目业主来说,该项目在经济上是不可行的。成本和货币化收益之间的差额是储能的高成本或者其他不利的市场机制造成的。

图8 第5阶段的输出结果示意

I-4建议

4.1对储能参与方的建议

必须开发一种既能补偿储能供应商所提供服务,又满足政策要求的机制。可以实施多种政策措施来提供适度而不过度的补偿,来保障电力储能项目的实施(RMI,2015)。政策建议可能与监管方、垂直整合商、研究机构和下文的电力储能开发者有关。

对于电力储能开发者

正如IRENA最近的电力储能成本报告(IRENA,2017a)中所述,2030年电池储能的建设成本将下降50%到60%。电力储能开发者应开发一系列的面向特定市场的商业模型,比如面向能源服务聚合商的商业模型。正如IRENA报告《Innovation landscape brief on aggregators》(2019c)中强调的,聚合商能够运行多样化的分布式电源,包括储能,建立类似于传统发电的可观容量。这允许他们参与不同的市场获得现金流,这是单个、小规模储能项目无法企及的。合作,尤其是与监管方和公用事业的合作,对于储能为系统创造收益非常关键,也可以从中发现哪种商业模型有助于加速电力储能的应用。

对于垂直整合商

垂直整合商可能希望升级它们的规划工具、提供开放的参与方咨询服务,以支持费率设计者、规划方和电网运营商协作来发挥储能的最大潜能。其他建议还包括,对整合资源计划中的储能模拟进行升级和扩展、升级采购过程或者服以及开发新的电力储能所有权模型(ESA,2017)。

全球大多数的系统都是垂直整合的架构。相对于复杂的非管制环境,这种架构下,获取储能的最大潜能的方式更简单直接。复杂的非管制环境下的主要关注是储能资产的所有权架构和资金缺口。在同一个实体机构同时拥有发电、储能和电网资产的环境下,这时实体机构可以获取储能的最大价值。

对于监管方

对监管方的关键建议是,消除电力储能参与能源、容量和辅助服务市场的阻碍(见FERC,2018)。例如,提供备用的时长要求,对于很多储能系统来说可能太长了。还有参与辅助服务市场的最小容量要求,对于很多储能系统来说可能太大了。一个可能的措施是设计一个新产品支持储能参与市场来获得最大价值。

另一个措施是明确将储能纳入辅助服务市场,消除技术性歧视。储能的一个重要特征是它通过多种服务叠加收益的能力。但是,很多情况下,监管框架不允许储能这么做(比如,加利福尼亚15-03-011法案的18-01-003决议允许叠加输电网可靠性和发电服务收益)。

监管方可以采取的更进一步的措施是创造一个能支持储能获取最大价值的市场,比如PJM为快速频率响应实施的基于绩效的监管方案。参阅本报告的第III部分获取快速频率响应的更多信息和案例。另一个可能的建议是要求聚合商、输配电网运营商采用最小成本和标准的方法论,对比储能和现行技术的提供服务能力。这需要应用到所有规划过程,包括配网规划、输电网规划和发电资源规划。

储能的监管框架展示了储能用于需求侧、发电侧以及参与方是否允许持有储能资产方面的根本性差异。

对于“电表后”储能,需要开展细致的审查来确定消费者怎样才能回收储能投资,但是价格信号的缺失常常使得“电表后”储能不可行(详细信息参见第III部分)。

监管创新对于采用储能的高比例VRE应用非常重要。一个特殊的例子是日本。不同于输电网运营商直接采购辅助服务,一些服务商要求大型光伏项目采用电池储能来满足电网频率要求。一个案例是位于日本北部北海道Tomakomal 的38MW光伏发电项目。该光伏发电场于2017年建设了20MW/10MWh的储能系统来满足当地能源服务商北海道电力公司的频率要求(IRENA,2019b)。

对于研究机构

对于研究机构的一个关键建议是开发和验证合适的工具及详细的方法来开展本报告中所述的评估(尤其是第II部分)。例如,提高工具的时间分辨率(比如,小时间、小时内)、保存和维护年表,,或者捕获到储能价值是如何随着储能容量的增加而减少的。更重要的是,模拟未来规划和潜在的技术、经济影响,为政策制定者和监管方决策过程提供支持。

4.2支持有成本效益储能项目应用的政策和监管条例

有两种方式来提高储能项目的经济可行性:a)采用多种政策激励补偿项目开发者,弥补经济可行性上的资金缺口;b)改善现有市场机制,增加储能可获得的现金收入。

政策激励:弥补经济可行性的政策激励与其他用于早期激励VRE应用的措施相似,包括:

(1)上网电价补贴(FITs):为了鼓励VRE项目的推广,许多政府参照批发电力市场电价,对每kWh的固定补贴鼓励可再生能源发电。VRE和储能结合产生的发电执行固定补贴方式,或者采用feed-in rate,使有储能的VRE获得的收益高于单独VRE发电。

(2)溢价补贴(FIPs)。这种机制下,VRE和储能结合的发电量向现货市场出售,发电方获得高于市场电价的补贴。FIP可以是固定的(独立于市场电价),也可以是浮动的(根据市场电价浮动),要能够反映出除了能源服务之外的服务产生的价值。

(3)容量付费。定期向项目业主付费,使项目获得可预测的收入流以支持项目的可行性,尤其是在辅助服务价格波动较大导致项目可行性进一步变差的情况。例如,加利福尼亚公用事业委员会要求服务商按月购买容量[20]。但是,这依赖于所设计的容量机制。由于降低了价格的波动性和提供灵活性的报酬,这可能不利于储能项目。

(4)拨款。拨款用于降低储能资产的资金成本。拨款可以安装储能资金成本的一定比例设计。返还资金,比如加利福尼亚的自发电激励项目(SGIP),主要用于“电表后”储能,是一种广泛使用的拨款方式。

(5)削峰激励。为了降低尖峰负荷,一些辖区发布了需求响应计划来鼓励减低负荷。储能可用于降低尖峰时段的负荷,项目业主不仅仅获得削峰收入。当消费者纳税与最大负荷需求关联时,储能可以降低纳税中的容量相关的税率。

(6)投资税收减免(ITCs)。如果充电大部分来自VRE,项目可按照ITCs运作。很多ITC政策设置了VRE充电比例的阈值,高于这个阈值,项目可享受ITCs。例如,如果VRE占储能充电比例的阈值是80%,高于80%时,项目可享受ITCs。ITC政策是指只采用VRE对储能充电时,减免金额占CAPEX的比例。如果VRE充电占比小于100%,但大于阈值,根据VRE充电占比来确定ITCs减免额度。ITC政策通常持续很多年。这是一项面向直接连接VRE的储能的美国特有监管措施。其他地方可能不适宜直接照搬该政策,因为这可能带来过度激励。

(7)加速折旧。这项政策措施允许储能资产采用较高的折旧率来获得税收优惠。很多类似的政策都定义了折旧率,或者其他类似加倍折旧、修订的加倍成本回收系统等方式。

市场机制:现有的电力市场环境一般是按平衡供需来设计的,发电商和负荷方是分离的实体。在电力储能中,发电和用电的角色重叠,储能很难融入这种市场框架内,除非可以在不同的时间按照不同的角色来处理。具体来说,充电的时候是负荷方,放电的时候是发电方。因此,在很多电力市场中,仍然存在影响电力储能价值最大利用的监管和市场障碍(Gissey,Dodds,and Radcliffe,2018;Sandia National Laboratories,2013)。

由于地区之间市场机制和参与规则的差异,很难找到一种普遍适用的方案。修改规则来允许电力储能完全参与电力市场并获得系统收益是非常关键的,可以保证储能项目获得充足的现金流。

2018年2月,美国联邦能源管委会(FERC)要求其下辖的区域电网运营商修改税率,建立能够考虑电力储能物理和运行特性的机制来促进储能参与电力市场。FERC的841号令(FERC,2018)设定了这些机制的要求:

FERC要求:

(1)允许储能提供所有技术上可以提供的容量、能量和辅助服务。

(2)储能能够设定批发市场出清价格。

(3)储能要有合理的物理和运行特性。

(4)储能能够管理自身的充电状态。

目前,FERC监管下的电网运营商正在通过修改市场规则来满足FERC条令要求,截止日期是2019年12月。在欧盟,电力市场设计指令官方认可了用于促进VRE并网的电力储能地位,新指令在2019年5月正式生效。指令的修订旨在减少储能应用的障碍,它强制性规定了采购平衡服务的非歧视性和竞争性要求,以及电网评估、充电相关的公平规则(European Commission,2019;Norton Rose Fulbright,2019)。

I-5结论

为什么储能评估很重要

电力储能技术是支持高比例VRE并网的关键。通过快速的大规模应用和有效提供辅助服务,储能可以加速能源转型。VRE发电越来越多地采用了与储能相结合的应用方式来获得发电资产的最大收益(比如,提高捕获价格、评估辅助服务收入)。消费者也在安装“电表后”储能来降低用电成本,这常常与屋顶光伏结合使用。如果将此类资产聚合起来,就可以向电网提供有价值的额外服务。

电力储能正在被许多参与方应用于电网的所有环节。ESVF的目的是支持监管方和参与方采用模拟工具来评估电力储能给电网带来的价值,评估储能项目的现金流。评估结果可用于帮助政策制定者了解是否存在资金“缺口”并制定合适的框架来保障储能在电网中的有效应用。

第I部分关于ESVF的概述主要是帮助电网决策者、监管方和电网运营商理解怎么去评估和支持储能在电网中的应用。

第II部分介绍了ESVF方法的具体细节,包括开展分析的方法论、需要的模拟工具类型、各阶段之间的信息流、推荐的模拟架构、怎么样一步步地计算收益以及每个阶段需要的输入输出。

第II部分可用于技术人员审查框架的逻辑,然后在合适的电力系统模拟工具的帮助下,采用该框架进行电力储能项目的成本效益分析。

注:

[1]抽水蓄能是将水泵送到高海拔水池,并在需要发电时将水释放,带动水轮机发电。其他储能技术的例子包括电池、飞轮和压缩空气储能(CAES)。

[2]本报告中是指所有能够储存并重新放电的储能技术(比如,电池、飞轮、抽水蓄能、CAES等)。

[3]在非管制市场,因监管框架和电力市场没能对储能补偿进行适应性调整,也会给储能为系统提供价值上带来障碍。

[4]见框图1。

[5]电力系统的总系统成本是指物理基础设施成本和研究期内的电力系统运行成本,通常分为运行成本支出(OPEX)和资本成本支出(CAPEX)。OPEX的主要部分是发电的燃料成本。CAPEX的主要部分是研究期内的年化投资成本。

[6]框架只关注电力储能方案。其他方案如制氢、热泵和电锅炉(储热)不在本报告范围。

[7]尽管本框架是关于电力储能的,电力制氢、电力制热也可能是提供长时储能的方案。氢气是一种可大规模储存并可重新转化成电力的方案(尽管效率不高)。

[8]ESVF用于评估电力储能只作为独立电厂时的价值。

[9]实际上,服务商并不总是以最大系统收益的方式运行。这是技术保守性、监管过时和缺乏合理的规划容量等引起的。

[10]除了通过多种服务叠加收益外,还有一种“双向参与”价值,它适用于“电表后”储能并可以为“电表后”储能带来电网服务、个体服务的价值(比如,为安装储能的家庭)。

[11]在全球不同地区,该辅助服务采用的术语不同。

[12]随着新技术和服务的发展,未来所描绘的技术全景图会发生变化。但是,对于特定的项目,该评估只需要在储能评估的开始阶段做一次。

[13]即使储能相对其他选项无优势,这不意味着储能对系统没有价值。这只意味着其他方案可以更小的成本提供所需服务。此外,即使储能不用于系统级扩容,它的项目级价值也能是正的(比如,在有合理的市场架构支持储能应用时)。但此时,根据系统范围价值来探索支持储能应用的政策可能无济于事。

[14]其他类型的社会成本,比如特定污染物带来的健康影响,也要在分析中进行考虑。

[15]这是因为优化的目标函数是技术约束条件(比如,供需平衡、启动时间约束、爬升约束等)下的最大储能收益。如果整个系统都在上述目标下来进行发电成本模拟,所有系统资产需要根据最大化储能项目收益的目标进行调度,而不是根据最大化系统价值的目标进行调度。但是,这不代表真实运行情况。

[16]这是仅进行能源套利不是可行的储能长期收入流的主要原因之一。随着储能容量增长,套利的盈利能力下降。

[17]需要的备用水平还取决于太阳能和风电等VRE资源给系统带来的波动性。太阳能和风电越多,需要的运行备用越多,带来备用需求的增长。

[18]注19:本报告采用欧洲国家的术语。

[19]注20:例如,爱尔兰的辅助服务付费见:www.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/Ancillary-Services-Statement-of-Payments-and-Charges-2017-2018.pdf

[20]此类合约的最新规则参见CPUC于2018年11月21日发布的“Proposed Decision Refining the Resource Adequacy Program”,也叫做资源充裕性合约。

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:电力储能

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