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火电+储能联合调频,电力市场新标配

日期: 2018-08-28
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CAA-PAC 电力圈 1周前

火电+储能联合调频,电力市场新标配




1. 2017年中国储能市场发展状况

(1)中国储能市场规模

根据CNESA不完全统计,截止2017年底,中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW,同比增长19%。与全球储能市场类似,抽水蓄能的累计装机规模所占比重最大,接近99%,但与去年同期相比略有下降。电化学储能的累计装机规模位列第二,为389.8MW,同比增长45%,所占比重为1.3%,较上一年增长0.2个百分点。在各类电化学储能技术中,锂离子电池的累计装机占比最大,比重为58%。


火电+储能联合调频,电力市场新标配

火电+储能联合调频,电力市场新标配

中国电化学储能市场累计装机规模(2000-2017)

2017年,中国新增投运电化学储能项目的装机规模为121MW,同比增长16%。新增规划、在建中的电化学储能项目的装机规模为705.3MW,预计短期内中国电化学储能装机规模将保持高速增长。

(2)中国储能市场应用分布

从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看,2017年,用户侧领域的新增装机规模所占比重最大,为59%,其次是集中式可再生能源并网领域,所占比重接近25%。

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2017年中国新增投运电化学储能项目的应用分布(MW%)

从各类应用领域中的技术分布上看,集中式可再生能源并网领域中,锂离子电池所占比重最大为83%。辅助服务领域中,全部应用的锂离子电池;用户侧领域中,铅蓄电池所占比重最大,为77%。

(3)中国储能市场地域分布

2017年,中国新增投运的电化学储能项目主要分布在全国20多个省市中,覆盖华东、西北、华北、华南等地区。其中,新增投运的电化学储能项目装机规模排名前十的省市,依次为:江苏、西藏、山西、甘肃、青海、陕西、北京、广东、浙江和新疆。

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2017年中国新增投运电化学储能项目装机规模排名

 

2.我国政府加大储能产业政策支持

政府对储能产业重视程度不断增加:经过了“十二五”的沉淀,我国相关政府部门对储能的重视程度不断增加,进入“十三五”以来,储能被纳入能源局、科技部及地方政府的发展规划中,包括科技部“十三五规划”、能源局“能源科技创新十三五规划”等,2015年7月,国家能源局出台《关于推进新能源微网示范项目建设的指导意见》,进一步激励了光储模式的发展;随着细则的制定,含储能技术的微网有望得到政策和补贴的支持,将有效助力储能技术更广泛、更有效地参与到新能源微网的建设之中。

2017年国内新增投运电化学储能项目总装机121MW/502.3MWh,同比增长仅16%,功率规模尚不及光伏新增规模的0.2%,能量规模不及动力电池产量的1.3%。众多电力储能厂商依然在各类显性及隐性成本压力及风险下负重前行,举步维艰。自2016年前后形成的各类储能发展模式普遍面临挑战:用户侧峰谷价差套利模式面临政策风险、可再生能源并网侧弃电存储模式面临收益风险、火电侧储能联合机组调频模式面临技术风险等。

在能源产业发展新局面、新态势下,更先进、更可靠、更安全的储能技术是储能产业健康发展的基础;建立与可再生能源消纳、分布式能源发展、电力系统安全稳定运行相匹配的发展模式是储能产业健康发展的关键;搭建稳定而持续的政策环境是保障储能产业健康发展的核心。目前我国储能产业尚缺乏针对储能技术应用的专项补贴支持政策,储能项目收益主要依赖于地方电力服务补偿机制。在储能技术成本相对较高的情况下,储能项目的商业运营普遍存在不确定性,不仅难以获取足够的社会资本投入,也无助于构建产业良性升级机制。未来储能产业的发展还需要各级政府及行业管理部门给予更多关心和政策支持。

表1近年来我国储能行业相关政策

时间

部门

政策名称

具体内容

2011年10月

发改委

《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南2011年度》

指出新能源和储能相关的高技术产业化重点领域应包括动力电池及储能电池、风能和太阳能,同时大规模储能系统作为电网输送及安全保障技术被提出;

2011年12月

能源局

《国家能源科技十二五规划(2011‐2015)》

明确了10兆瓦级大规模超临界空气储能装置、兆瓦级飞轮储能系统及飞轮阵列、兆瓦级超级电容器储能装置、兆瓦级超导储能系统、兆瓦级钠硫电池储能系统、兆瓦级液流储能电池系统的研究方向;

2013年9月

电科院

《电力系统电化学储能系统通用技术条件》

完善了国内电力储能技术标准体系,对即将成立的“全国电力储能标准化技术委员委”提供了强有力的技术支持;

2014年11月

发改委

《国家应对气候变化规划(2014-2020年》

规划到2020年,我国将全面完成控制温室气体排放行动目标,在重点发展的低碳技术方面,先进太阳能、风能发电及大规模可再生能源储能和并网技术被列入其中;

2015年3月

国务院

《2015年光伏发电建设实施方案》

明确对分布式光伏建设不设上限,同时扩大分布式光伏适用范围,提出发电范围不再限于用户所在地或附近;

2015年7月

能源局

《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》

明确新能源微电网代表了未来能源发展趋势,提倡新能源微电网企业在融资和运行模式方面进行尝试;

2016年3月

能源局

《关于电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知》

鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施,并要求电网企业积极主动为电储能设施接入电网提供服务;

2017年10月

发改委

《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》

指导意见明确了未来十年中国储能发展的目标和重点任务,为下一步完善市场机制提出了纲领性建议。指导意见出台后,各地制定和出台储能相关政策的步伐明显加快,包括山西调整电力市场规则,南网“两个细则”给予储能充电补贴,江苏制定客户侧储能并网规则,以及多个电网规模储能项目获批等。

2018年1月

能源局

《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则》

储能电站参与两个辅助服务实施细则

 

3.储能技术路线分析

随着社会进步和经济发展,电网中综合负荷迅速增加且结构日益复杂,电网面临如下挑战:(1)电力负荷峰谷差日益增大;(2)可再生能源和分布式发电系统的规模发展与并网;(3)系统结构复杂及受扰后的安全稳定;(4)用户对电能质量、供电可靠性要求日益提高;(5)大电网事故后的自恢复能力;(6)节能减排、降低损耗的需求;(7)环境污染、绿色生产等问题。各个问题之间错综复杂、互相联系影响;大规模储能技术能方便地实现用户侧的需求管理,消除昼夜峰谷差,平滑负荷,降低供电成本,同时有效支持可再生能源的发展与规模利用,提高电网运行的稳定性、安全性,保障供电可靠、改善电能质量等,为现代电力系统发展提供了有效途径。因此大规模储能技术能够有效解决现代电力系统发展困境。储能技术和应用能广泛应用于电力系统的各个环节。

火电+储能联合调频,电力市场新标配

储能技术广泛应用于电力系统环节

根据电力环节划分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三个方面,而发电侧储能又分为大规模风电和光伏发电和分布式新能源的储能,以及常规火力发电系统的储能,各个环节的储能不同,作用也各不相同。

(1)储能技术有助于电网削峰填谷、平滑新能源输出波动

储能技术促电力系统建设由外延扩张向内涵增效模式转变:若在电网中配置大规模、快速反应的储能系统就可在用电低谷时将电能吸收存储,用电高峰时释放、满足负荷需求,达到削峰填谷、平滑负荷,提高负荷率的效果。据美国查尔斯顿电网某变电站数据显示,利用1MW储能系统削峰填谷后,用电峰谷差由无储能时的9.69MW降至7.5MW,最高负荷由21.23MW降至20.30MW,显示了储能系统良好的实用效果。储能系统削峰填谷、平滑负荷、提升负荷率的同时也改善了部分火电机组的运行条件,使其从压荷状态变为稳定运行,更多地承担基荷和腰荷,减少了火电厂运行费用和发电成本,储能系统的投入使电网负荷趋于合理,提高了调峰火电机组效率,甚至可延缓或减少电源、电网建设,提高能源和资产利用率,从而有效改变电力系统建设模式,使其从外延扩张向内涵增效转变。

火电+储能联合调频,电力市场新标配

储能技术应用于配电网削峰填谷

(2)支持新能源发电的灵活接入和稳定输出:风电、光伏等新能源发电技术受自然条件影响,输出功率具有随机性、波动性、变化快等特点,若直接并网运行会给电网带来电压波动闪变、谐波污染、影像系统稳定等影响,研究表明新能源发电装机容量达总容量的10%就会对局部电网产生显著冲击,严重时还会引发大规模恶性事故;据美国能源局估计每增加1GW风电等波动电源容量,需投入17MW的旋转设备应对电力系统的变化,才能稳定并网运行。储能系统与风、光等发电设备联合运行时,可及时根据能源需求存储、释放,保证供电的持续性与可靠性,同时改善发电机组输出电压、频率等电能质量指标,若配置的储能容量足够大,发电单元就可在特定时间内提供所需电量,按照预先制定的发电计划运行,而不必考虑发电单元本身的实时功率,使得随机波动的新能源发电系统类同于火电机组成为稳定的可调度单元。

(3)协助常规火力发电机组提供辅助服务,提高火力发电机组的可靠性。从我国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看,2017年,用户侧领域的新增装机规模所占比为59%,其次是集中式可再生能源并网领域,占比重接近25%,剩下的16%的比例是辅助服务,随着国家关于储能辅助服务政策的相继出台,以及电化学储能价格的下降,提供辅助服务的储能占比会越来越高。通过储能系统能给传统火力发电机组带来可观的收益,能使机组运行更加平稳、安全、可靠,机组的升降负荷速率及设备磨损大幅度降低;同时机组AGC调频性能大幅提升,电厂辅助服务两个细则考核减少,奖励收入大幅增加。

3.火电储能联合调频

由于储能调节速度快,在电网辅助服务调频中将起到积极的作用,目前在美国和欧洲都得到了成功的应用,在欧洲参与调频辅助服务竞价有着完善的政策和机制,我国相应的政策相继已经出台。火电储能模式国内最先在北京石景山热电厂的储能项目,其为华北电网提供一定的调频辅助服务。

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火储联合AGC曲线

短短一年间,火电储能联合调频就迎来了快速发展。随着储能相关政策的出台和商业模式的成熟,使得火电储能商业模式愈发多样,一个成规模的新兴市场俨然成型。 

截至到2017年底,火电储能联合调频项目还不过区区三四个。但如今,仅仅半年过去,已建、在建和中标的项目已经达到至少20个,区域市场也从华北电网向蒙西电网、南方电网扩散,投资主体和利益分成模式日趋多元。今年下半年,这个细分市场将迎来项目兴建的第一个高潮。火电储能联合调频采用AGC(自动发电控制)技术,它因快速反应和智能控制的优点而被视为电力辅助服务的明日之星。

早在2013年,睿能便完成了京能集团北京石景山热电厂2MW储能联合调频项目,这是全球首个此类项目,为火电储能联合调频行业积累了不少经验。

火电+储能联合调频,电力市场新标配

除去这14个项目外,今年市场上至少已有另外6个项目完成中标和正在招标,参与火力发电厂数量逐年增多,呈现快速增长态势。

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4.中国火+储能市场展望

物理储能方面,根据国家“十三五”水电规划,到2020年底,我国抽水蓄能的累计装机为40GW。截止到2017年底,抽水蓄能在运规模为28.49GW,在建规模38.71GW,预计到2020年将完成规划目标。截止到2017年底,中国投运的压缩空气储能的规模是11.5MW,预计到2020年底,这一数字将达到210MW。电化学储能方面,CNESA研究部预测,到2020年底累计装机量将达到1.78GW,达到2017年底电化学储能累计装机量的4.5倍。因此,综合三种储能技术的预测,到2020年底,预计中国储能技术总装机规模将达到41.99GW(不包含储热)。

火电+储能联合调频,电力市场新标配


2018-2020年中国电化学储能累计装机规模预测

(1)“两个细则”对储能支撑效应显现,蒙西、广东市场被唤醒;

依据国家能源局早年公布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《发电厂并网运行管理实施细则》,目前,紧随华北电网,蒙西电网、南方电网对火电储能联合调频已给出较为清晰的补偿机制。

在上述20个项目中,除华北电网拥有11个项目外,蒙西电网有5个项目,而广东则有4个项目。随着各地电网辅助服务市场改革的进一步推进,本号编辑了解到,下一阶段,华东等地市场也有望开闸。 

(2)商业模式趋于多样,投资回报率四年可期

在“两个细则”之下,各方与电厂都采用补偿收益分成的模式。分成比例则无定势,既有在合同期执行同一分成比例,也有投资成本收回后采用前后两个阶段分成倒挂的模式。在投资回收之前,则大多采用投资者70-80%、电厂20-30%的收益机制。

由于补偿价格下调,火电储能联合调频市场已在不经意间就结束了暴利期。普遍而言,按当前机制,大多数项目四年左右也可收回投资成本,在实业领域中,这依然是一个相当高的投资回报率。但这种局面或许正在改变。在5月初完成的内蒙古能源发电集团乌斯太电厂项目中,中标的浙江万克新能源,报出了在投资回收前与电厂“五五分”、投资回收后“三七开”的低价。行业低价厮杀的硝烟已经漫起。 

(3)地方能源企业先行先试,五大电力依次入局;

由于电厂不需承担任何投资成本,却可以坐享收益,这对很多希望增加现金流的电力公司来说,颇具吸引力。从项目业主来看,京能、同煤、蒙能、粤电等地方能源国企依然是主要试水者,华润集团旗下多个电厂也开始形成规模效应。

这其中,最大的看点,还是国电旗下肇庆热电有限公司于6月26日,发布的有关2*350MW火电机组储能装置的招标公告。这是自华能持有股份的上都电厂外,传统五大电力集团又一个火电储能调频项目,对向来同气连枝、互为镜鉴的五大来说,信号的积极性不言而喻。

 


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