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西北共享储能模式可期

作者:刘国华 来源:南方能源观察 发布时间:2022-09-25 浏览:

中国储能网讯:刘国华 西北电力设计院电网工程公司

随着风电、光伏等新能源的接入规模及占比不断增加,西北区域电力系统对调峰、调频等服务的需求日益增多。2021年来,西北各省区已发布多项储能相关政策以支持储能发展,当前在西北区域,储能可以通过参与电力辅助服务市场获得一定收益。随着市场规则和政策的不断完善,共享储能模式可为储能创造更多的应用机会和收益,未来发展空间可期。

西北储能规模

2020年时,陕西、宁夏等省区还没有储能装机,新疆、甘肃等省区储能的装机规模都比较小,青海储能规模相对较大。我们曾预测,到2025年,西北各省区储能规模都在500万千瓦以上(详见下表)。但从后续各省区发布的规划来看,装机规模应该会大于预测值。

2025年西北储能装机规模预测(单位:万千瓦)

分省区来看,陕西省规划建设共享储能电站16座,其中渭南6座、延安5座、榆林5座,要求单个共享储能规模不低于5万千瓦,时长不低于2小时。

甘肃省发展改革委在2021年印发《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》,鼓励在建存量600万千瓦风光电项目按河西5市(酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威)配置10%—20%、其他地区按5%—10%配置配套储能设施,储能设施连续储能时长均不小于2小时。要求2022年并网的新能源必须要与储能设施同时投运。《甘肃省“十四五”新型储能发展方案(征求意见稿)》提出,到2025年新能源配套储能装机规模达到660万千瓦(含电网侧共享储能)。

《青海省“十四五”能源发展规划》提出,到2025年,力争建成电化学等新型储能600万千瓦。

新疆在2022年3月发布的《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》明确,建设4小时以上时长储能项目的企业,允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。4月,新疆发展改革委发布的《完善我区新能源价格机制的方案》明确,将新疆2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场,以市场均价(年度直接交易均价)为基础,当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价,按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予支持,高于原平价上网电价0.25元/千瓦时。

宁夏在2022年5月发布的《关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知》中提出,在吴忠市、中卫市及宁东基地,建设一批新型储能试点项目,原则上每个地区储能试点项目数量不超过2个,每个地区项目总规模不超过200兆瓦/400兆瓦时;鼓励银川市、石嘴山市、固原市优选1个储能项目参与试点申报,每个地区项目总规模不超过100兆瓦/200兆瓦时。为鼓励企业投资积极性,给予自治区储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格。试点项目按照“先投先得”原则,须在2022年12月31日之前建成并网。

储能收益来源——以甘肃、青海为例

储能的盈利途径通常有三大类:调峰、调频和租赁。

调峰是各地最常见的盈利途径。目前在甘肃辅助服务市场里面,非现货市场运行期间储能调峰申报价格的上限0.5元/千瓦时,现货市场运行期间申报价格上限0.3元/千瓦时。2022年9月20日,甘肃能源监管办关于征求《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》(征求意见稿)意见的公告,新规则设计了调峰容量市场交易,允许电网侧储能按调节能力(容量)进行竞价获取补偿的交易,补偿标准上限为300元/MW·日。

调频方面,各地规定了调频里程单价区间,甘肃的调频里程上限是12元/兆瓦。调用次数决定了调频收益,目前来看,甘肃的调频收益是比较可观的。

租赁收益也是收入的重要组成部分,而且可能是今后共享储能比较好的获利方式。但是目前西北各省区对新能源租赁储能还没有专门的政策支持。在西北地区,储能主要通过参与辅助服务市场获利。

在青海,2020年12月国家能源局西北监管局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则》(征求意见稿),调度机构调用储能电站参与电网调峰,储能电站可获得调峰服务费,已并网的共享储能电站项目电网调用调峰价格为0.5元/千瓦时。2019年印发的《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》规定,电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。

2021年1月,青海省印发关于《支持储能产业发展若干措施(试行)》的通知,对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量,给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目,在上述补贴基础上,再增加每千瓦时0.05元补贴)。补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目,补贴时限暂定为2021年1月1日至 2022年12月31日。

需解决的问题及建议

目前西北配套政策不完善,缺乏储能参与电力市场的实施细则,亟需政策给予配套,促进各种市场化模式的成长。

就储能技术本身而言,当前电化学储能成本仍然较高,项目投资内部收益率较低,影响了项目的推进和业主的投资热情。

此外,目前电网侧储能电站容量大多为10兆瓦/20兆瓦时至100兆瓦/200兆瓦时,虽然已经积累了一定经验,但是由于储能技术发展较快,行业标准、设计标准缺失等因素,吉瓦级电网侧储能电站的工程设计还存在诸多困难和问题。

为此我们建议:

第一,根据西北各省资源禀赋和电力系统特点,认真研究储能发展技术路线,做好规划工作,确定各省区储能需求。

第二,在深入研究各省区电力市场的基础上推动储能市场化交易体系的建设,设计针对的储能商业模式,通过政策让储能盈利,利用市场规则促进储能健康发展。

第三,推广电网侧集中式共享储能模式,在区域范围内,以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网优化配置,推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式既可为电源、用户提供服务,也可以灵活调整运营模式,实现全网电力共享,提升电力品质。

在西北装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模电网侧集中式共享储能电站,可以从规划层面解决储能设施小而散的弊端,在潮流阻塞节点布置共享储能电站,改善新能源送出问题,进一步提高新能源消纳能力,也可以做大储能市场主体。打破储能应用原有的界限,实现储能与电网、新能源场站的协同发展,是促进新能源消纳的关键技术之一。

第四,开展吉瓦级电网侧储能电站工程设计研究。例如,在大容量储能系统方案选择、降低站用电率,提高系统效率、大容量储能电站消防方案、EMS方案等方面进行深入研究。

本文由eo记者潘秋杏、陈仪方根据作者在《南方能源观察》杂志社和中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办储能与电力市场专场(暨eo圆桌)上的演讲内容整理和补充而成,已经本人审阅。

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