微信客服
微信公眾號
摘要：專家指出，在目前的價格下，儲能參與深度調峰尚不具備經濟性，政策缺乏可操作性。能否打開深度調峰市場，還要看儲能自身成本下降程度和輔助服務市場機制的健全程度。
伴隨新能源大規模并網，電力系統調峰能力不足問題已凸顯，而作為“充電寶”，儲能設施正涉足深度調峰市場。
近日，華中能源監管局發布《江西省電力輔助服務市場運營規則（暫行）（征求意見稿）》（以下簡稱《規則（暫行）》，對深度調峰交易、啟停調峰交易的市場化競價規則進行了規定，同時明確發電機組可建設適當規模的儲能設備，聯合調峰。
在此之前，國家能源局山西監管辦發布關于征求《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易實施細則（試行）》意見的函，提出獨立儲能可分時段為電網提供深度調峰服務。今年3月，國家能源局湖南監管辦印發《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，明確儲能可參與深度調峰、緊急調峰和旋轉備用。
面對日益吃緊的系統調峰壓力，深度調峰能否為儲能發展提供空間？火儲聯合調峰前景如何？
合力增強調峰性能
國網能源研究院2019年發布的《2019中國儲能產業現狀分析》（以下簡稱《分析》）顯示，用電高峰期負荷需求持續增長，受夏季高溫影響，中東部等負荷中心峰谷差不斷拉大，用電最大負荷持續攀升。以江蘇為例，該省最大負荷已連續兩年突破1億千瓦。
火電機組是調峰主力，但調峰積極性一直不高。對此，有業內人士指出，火電機組頻繁進入深度調峰工作狀態，大幅調節會降低其使用壽命，增加煤耗，拉低效益。
火電機組自身的出力特性和較長的響應時間，限制了其在調峰時增大輸出功率的速度，而“儲能”可填補這項空白。近年來，各地相繼出臺了輔助服務機制，充分調動火電廠參與調峰的積極性。
今年7月，國家發改委安排部署2020年能源迎峰度夏工作時指出，深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
國網內蒙古東部電力有限公司電力科學研究院研究員高春輝曾公開表示，電化學儲能技術具有較快的響應速度，優化電源結構并增加調峰容量。若能引入儲能系統參與調峰服務，可減少并優化火電機組的頻繁增減出力，從而有效緩解火電廠的調峰壓力，有利于提高新能源消納能力。
儲能深度調峰經濟性差
針對江西鼓勵火儲聯合調峰，國網能源研究院能源戰略與規劃研究所所長魯剛認為，江西電化學儲能參與調峰，并非常規的火儲聯合調峰，可能是火電完成基本調峰義務之后，電化學儲能單獨參與深度調峰部分。“但價格空間夠不夠，要看能不能覆蓋電化學儲能這部分的成本。”
電力專家王錚測算，在目前的價格下，儲能參與深度調峰尚不具備經濟性，政策缺乏可操作性。
王錚表示，儲能參與深度調峰能否盈利，取決于調峰時長以及調峰價格。“以60萬千瓦機組配置鋰離子電池儲能系統為例，每次調峰調節能力，儲能日調峰總收益為31.2萬元，全年按150天計算，全年總收益為4680萬元，項目靜態投資回收期高達27.69年。”
“投資回收期約30年的配置，恐怕不會成為火電配置電化學儲能調峰的市場選擇。如果降低儲能系統配置容量，只配置90MW/4h的電化學儲能，雖然成本大幅下降，但同樣條件下，靜態回收期將達40年。另外，如果市場競價的結果低于最高限價，以上假設的火儲聯合調峰的收益將進一步降低。”王錚表示。
同時，電化學儲能安全性堪憂。上述《分析》顯示，一定溫度下，電化學儲能極易因熱失控造成火災及爆炸事故，隨著電池能量密度和功率密度的提高，發生事故的危險性將增大。
東北地區某火電廠人士告訴記者：“不論是發電側單獨參與深度調峰，還是儲能作為獨立個體參與深度調峰，以目前的價格來看，發電側和儲能廠商的積極性都不高。除非是系統對火電機組有強制要求，如前兩年火儲聯合調頻。單純依靠火電機組無法達到系統要求，必須新增儲能設施才能達標。而且，當時儲能沒有市場主體地位，只能與火電聯合并網。”
瞄準深度調峰領域
據了解，電源側儲能應用目前主要集中于輔助新能源并網、聯合常規電源調峰兩大細分市場。近兩年火儲聯合調頻發展較快，雖然補償標準有所下降，但目前整體盈利能力較強。市場發展初期，火儲聯合調頻補貼為10元/MW，投資回報期為兩年，但當前補償標準已降低50%以上，投資回報期仍只需4-5年。
記者了解到，煤電調峰機組成本高、性能差，儲能電站調頻在技術上可行，但目前還需要解決并網、結算等多方面問題。截至今年7月，我國的火儲聯合調頻項目已達58個，火儲調頻已經成為儲能應用的重要領域。
相比應用廣泛的火儲聯合調頻市場，儲能參與調峰的市場空間如何？國網能源研究院能源戰略與規劃研究所主任工程師張富強表示：“在以美國PJM為代表的全電量現貨市場中，實時電價的變化自然引導發電企業主動參與調峰，也就反映了在基本的能量出清中不需要一個額外的調峰產品。”
對此，有業內人士表示，儲能能否打開深度調峰市場，還要看自身的成本下降程度和輔助服務市場機制的健全程度。
伴隨新能源大規模并網，電力系統調峰能力不足問題已凸顯，而作為“充電寶”，儲能設施正涉足深度調峰市場。
近日，華中能源監管局發布《江西省電力輔助服務市場運營規則（暫行）（征求意見稿）》（以下簡稱《規則（暫行）》，對深度調峰交易、啟停調峰交易的市場化競價規則進行了規定，同時明確發電機組可建設適當規模的儲能設備，聯合調峰。
在此之前，國家能源局山西監管辦發布關于征求《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易實施細則（試行）》意見的函，提出獨立儲能可分時段為電網提供深度調峰服務。今年3月，國家能源局湖南監管辦印發《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，明確儲能可參與深度調峰、緊急調峰和旋轉備用。
面對日益吃緊的系統調峰壓力，深度調峰能否為儲能發展提供空間？火儲聯合調峰前景如何？
合力增強調峰性能
國網能源研究院2019年發布的《2019中國儲能產業現狀分析》（以下簡稱《分析》）顯示，用電高峰期負荷需求持續增長，受夏季高溫影響，中東部等負荷中心峰谷差不斷拉大，用電最大負荷持續攀升。以江蘇為例，該省最大負荷已連續兩年突破1億千瓦。
火電機組是調峰主力，但調峰積極性一直不高。對此，有業內人士指出，火電機組頻繁進入深度調峰工作狀態，大幅調節會降低其使用壽命，增加煤耗，拉低效益。
火電機組自身的出力特性和較長的響應時間，限制了其在調峰時增大輸出功率的速度，而“儲能”可填補這項空白。近年來，各地相繼出臺了輔助服務機制，充分調動火電廠參與調峰的積極性。
今年7月，國家發改委安排部署2020年能源迎峰度夏工作時指出，深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。
國網內蒙古東部電力有限公司電力科學研究院研究員高春輝曾公開表示，電化學儲能技術具有較快的響應速度，優化電源結構并增加調峰容量。若能引入儲能系統參與調峰服務，可減少并優化火電機組的頻繁增減出力，從而有效緩解火電廠的調峰壓力，有利于提高新能源消納能力。
儲能深度調峰經濟性差
針對江西鼓勵火儲聯合調峰，國網能源研究院能源戰略與規劃研究所所長魯剛認為，江西電化學儲能參與調峰，并非常規的火儲聯合調峰，可能是火電完成基本調峰義務之后，電化學儲能單獨參與深度調峰部分。“但價格空間夠不夠，要看能不能覆蓋電化學儲能這部分的成本。”
電力專家王錚測算，在目前的價格下，儲能參與深度調峰尚不具備經濟性，政策缺乏可操作性。
王錚表示，儲能參與深度調峰能否盈利，取決于調峰時長以及調峰價格。“以60萬千瓦機組配置鋰離子電池儲能系統為例，每次調峰調節能力，儲能日調峰總收益為31.2萬元，全年按150天計算，全年總收益為4680萬元，項目靜態投資回收期高達27.69年。”
“投資回收期約30年的配置，恐怕不會成為火電配置電化學儲能調峰的市場選擇。如果降低儲能系統配置容量，只配置90MW/4h的電化學儲能，雖然成本大幅下降，但同樣條件下，靜態回收期將達40年。另外，如果市場競價的結果低于最高限價，以上假設的火儲聯合調峰的收益將進一步降低。”王錚表示。
同時，電化學儲能安全性堪憂。上述《分析》顯示，一定溫度下，電化學儲能極易因熱失控造成火災及爆炸事故，隨著電池能量密度和功率密度的提高，發生事故的危險性將增大。
東北地區某火電廠人士告訴記者：“不論是發電側單獨參與深度調峰，還是儲能作為獨立個體參與深度調峰，以目前的價格來看，發電側和儲能廠商的積極性都不高。除非是系統對火電機組有強制要求，如前兩年火儲聯合調頻。單純依靠火電機組無法達到系統要求，必須新增儲能設施才能達標。而且，當時儲能沒有市場主體地位，只能與火電聯合并網。”
瞄準深度調峰領域
據了解，電源側儲能應用目前主要集中于輔助新能源并網、聯合常規電源調峰兩大細分市場。近兩年火儲聯合調頻發展較快，雖然補償標準有所下降，但目前整體盈利能力較強。市場發展初期，火儲聯合調頻補貼為10元/MW，投資回報期為兩年，但當前補償標準已降低50%以上，投資回報期仍只需4-5年。
記者了解到，煤電調峰機組成本高、性能差，儲能電站調頻在技術上可行，但目前還需要解決并網、結算等多方面問題。截至今年7月，我國的火儲聯合調頻項目已達58個，火儲調頻已經成為儲能應用的重要領域。
相比應用廣泛的火儲聯合調頻市場，儲能參與調峰的市場空間如何？國網能源研究院能源戰略與規劃研究所主任工程師張富強表示：“在以美國PJM為代表的全電量現貨市場中，實時電價的變化自然引導發電企業主動參與調峰，也就反映了在基本的能量出清中不需要一個額外的調峰產品。”
對此，有業內人士表示，儲能能否打開深度調峰市場，還要看自身的成本下降程度和輔助服務市場機制的健全程度。
0 條