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构建“源网荷储”四维融合互动——新型电力系统的一种思路
2021/5/24 6:42:04    新闻来源:北极星电力
当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧,在“荷”侧有个别用户投资自建储能,规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务,不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统,主角依然是“源网荷”,“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位,没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系,迫切需要明确及提升“储”的地位,各方平等,传统电力系统才能本质升级,构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统

构建“源网荷储”四维融合互动

新型电力系统的一种思路

刘大为

一、传统电力系统迫切需要本质升级

传统电力系统由“源网荷”三者组成,为最大化利用清洁电力,平滑清洁电力的“间歇性、波动性”,稳定电源供应,储能成为解决问题的关键。传统的“源网荷”电力系统由此变为“源网荷储”电力系统。

当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧,在“荷”侧有个别用户投资自建储能,规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务,不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统,主角依然是“源网荷”,“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位,没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系,迫切需要明确及提升“储”的地位,各方平等,传统电力系统才能本质升级,构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统。

二、“荷”侧用能心态分析

就目前而言,“源”侧或“网”侧配置的储能,都不能积极地和“荷”侧互动,电力系统实质上依然没有摆脱“源随荷动”的传统。在节能减排的大背景下,“网”侧积极地给“荷”侧描绘碳形象,提供节能结果报告,帮助进行节能分析。都根本上不能直达用户痛点,不能协助用户主动进行节能减排。

真正了解“荷”侧需求只有“荷”自身。如果“荷”不能自主选择发电来源,不能区分究竟是化石能源发电还是清洁能源发电,也没有利益驱使其选择发电来源,“荷”侧并不在乎是“黑电”或“绿电”。就如同城市打出租车,“油”车和“电”车每公里单价一样,同样能安全快捷地把乘客送到目的地,乘客并不在意乘坐的是“油”车还是“电”车。

只有通过利益和利害方式把“荷”侧的主动性调动起来,让“荷”参与电源选择甚至是电力调度,才能改变过去“源随荷动”的被动式供电,用户有意愿且有能力主动选择绿色能源,才能在此基础上构建未来新型电力系统,才能是各方互动的新型电力系统。

三、储能现状分析

(一)用户侧建设储能条件及作用:

1.必须拥有一定体量,才具备财力投资储能。

2.各地电价政策不一,当峰谷电价差额足够大,用户有动力和意愿投资储能,以达到降本增效目的。

3.必须拥有一定的技术能力,以确保储能安全有效运行。

4.必须有合适场地建设储能。

用户侧建设储能四个条件缺一不可,而且用户侧储能设施不能向电网反供电,收回储能建设运营成本渠道单一,只能靠峰谷差去消化。所以用户侧储能只有特殊性,没有普适性。

(二)电网侧建设储能条件及作用:

1.作为基础设施建设,相对容易获得当地政府支持,可获得合适储能建设用地。

2.具有专业技术能力和团队,保障储能电站的安全运行。

3.具有一定财力建设储能。

4.消纳社会清洁能源发电,电网调频,削峰填谷。

两者对比,“荷”侧建设储能门槛较高,更多考虑是躲避电网峰价,降本增效,一般和清洁发电利用无关。而且因各自条件不同,投资意愿也不同,不具备社会推广性。“网”侧建设储能门槛较低,而且“网”侧储能属于公共设施,对社会贡献益处良多,但因为当前电价政策下,储能成本不能合理地反应在销售电价上,所以电网侧缺乏一个积极部署的理由——利益!

纵然“储”将成为未来电力系统的重要组成部分已成为社会各方共识,但各方缺乏投资意愿,“储”在当前生态下难以自我健康成长。

四、光伏储能投资分析

以某太阳能资源一般地区为例,当地年日照小时数为2200小时—3000小时,一般工商业高峰电价为0.8179元/度。

(一)单一用户投资“光伏+储能”情况分析:

该地区A用户拥有1000 m2的可架设光伏面积。

采用多晶硅太阳能电池的光伏系统,市场单价为3元/瓦,每瓦安装费0.5元,即光伏系统为3.5元/瓦。一般100平方米可架设8—13kW的光伏板,取均数10kW/100m2。A用户可架设100kW的光伏板。

静态光伏系统投资为100000(W)×3.5(元/W)=35万元。

根据最新市场报价,储能锂电池约为1.00元/Wh。自投资容量为400 kW·h、功率为100 kW的储能电站。电池投入 400000W·h×1.00元/W·h=40万元;储能对应逆变并网设备、储能监控及基建等费用约为17.5万元。储能电站总投入约57.5万元。

光伏和储能合计投入35万元+57.5万元=92.5万元。

光伏发电系统损耗为30%,按当地年日照2000小时计算,该光伏系统年发电量为:

2000小时×100KW×(1-0.3)=14万度电

所发电量全部存入储能电站平滑后再逆变成交流,经地区公网返回该用户,储能电站选用锂电池,损耗较小。一充一放损耗约为10%。

A用户每年可有效使用清洁电量:

14万度电×(1-0.1)=12.6万度电

该地区一般工商业高峰电价为0.8179元/度,所发电量经储能缓存至电价高峰时段使用,每年节省电费:

126000度×0.8179元/度≈11万元

静态投资回收期=92.5万元÷11万元/年=8.4年

多晶硅光伏板使用寿命约15年,磷酸铁锂电池无衰减使用寿命约为10年,均大于8.4年静态投资回收期,整体投资获利可期。

(二)用户侧投资“光伏”,电网侧投资“储能”情况分析:

电网侧“储能”作为共享资源,向周边用户开放,用户按需付费租用电网侧储能容量,可以较完美地综合电网侧和用户侧的需求,结合自身特点扬长避短。

在这种情况下,多个用户租用电网侧储能容量,客观上共享该储能电站的逆变等设备,既可达到实际使用效果,又可降低用户一次性投入成本,也可降低用户后期长期维护成本。

举例说明:A用户自建有100kW光伏发电,电网企业在其邻近处按A用户需求配套建设400kW·h储能,接收A的光伏直流发电,或存储或逆变后经公网交流再供电回用户;邻近该储能电站的B用户自建有50kW光伏发电,电网企业按需搭积木式配套建设200kW·h储能;同样按需搭积木式扩容该储能电站,满足C、D用户。A、B、C、D四个用户客观上共享该储能电站的除电池外的其它设备,有效地降低了电站投资成本,缩短储能电站投资周期。

(三)以上两种形态对比分析:

光伏建设成本日益降低,发电平价上网都会盈利,发电自用更能降低自身用电成本。就单一用户全方位投资“光伏+储能”而言,虽然在理论上可完全收回投资并有相当盈利,但不确定因素较多,回报期较长,资金占有严重,且需要承担后期人工及设备维护费用,故用户全线投资“光伏+储能”意愿不强。而且光伏的波动性和间歇性,使得用户的用电体验较差,也严重影响用户光伏自建自用积极性;再加上目前政策上对“余电上网”变现预设有消纳前提,且手续繁琐,对小容量光伏发电不太友好,进一步打击用户自建分布式光伏的积极性。

作为增量配电企业,在辖区提供共享储能服务,海纳百川式接纳各个中小用户的光伏发电,对于清洁发电来者不拒,经“平滑”加工后提供给用户,可完全消除用户对供电稳定性的疑虑;也可在用户同意下以高于国家补贴后价格、低于目录电价的基础上,经公网供给其它用户,为签约用户提供余电变现通道。在此过程,用户通过储能及电网调度,在保障自身供应基础上,投资收益最大化;储能投资方收取相应容量的基本租赁费获取收益;电网企业收取按电量计算的服务费获取收益。最终实现多方共赢。

五、“用户侧光伏,电网侧储能”配置应用场景:

在“用户侧建光伏,电网侧建储能”基本硬件架构的基础上,建设“智慧平台”,用户随时掌握电网供电情况、光伏发电情况、电站电量情况,可随时选择电网供电或电站供电,也可选择以合适价格售出己有电池电量。

“智慧平台”不仅包含传统意义的营配调,功能要求要赋予用户参与互动机会,建设实时电力交易平台,最终构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。它不仅是一个政策创新,也是许多技术创新加以支持的系统创新。以“储”为共有交汇点,用户参与电力调度,交易平台上交易储能电站电量,实现用户侧成本最小化,效益最大化。电网企业可根据协议价收购储能电站“光伏溢出”电量,为公网供电,平台服务用户之间电量交易,实现电网侧成本最小化,效益最大化。最终实现多方共赢,全社会共赢。

应用场景一:用户租赁容量充满,且已满足自用后,多余电量可按双方签订协议供给公网,为用户保底变现。

应用场景二:在光伏发电高峰时,且电网供电不为峰价时,选择光伏电量存储,由电网供电。待电网供电为峰价时,可选择存储电量供电。由于存储电量归属权为用户,电网不收取电费。这样可对清洁发电“跨时转移”,降低用户用电成本。

应用场景三:当增量配电网外网电源故障或计划停电,增量配电网失去外部电源,此时,A、B、C、D等签约用户由“储能电站”经公网继续供电。未签约用户供电开关自动跳闸断开,待外网电源恢复后才能自动合闸接受电网供电。若故障时间较长,A用户存储电量耗尽,A用户供电开关自动跳闸。

应用场景四:接场景三外部故障,A用户已耗尽自己的存储电量,B用户没有使用或有较多的电量富裕。经B同意,A用户可通过竞拍方式继续获得B用户的存储电量,“电力银行”作为交易平台为双方服务,收取按电量电价计算的服务费。

应用场景五:增量配电企业自投光伏,电网电价平价时光伏发电存储,电价峰时经公网进行辖区供电,以实现效益最大化。也可在外部电源故障时,结合应急供电车为特约用户提供保电服务。

应用场景六:A用户可以通过智慧交易平台随时选择售出储能电量,所获收益将高于现在光伏电量收购价(选择在电网峰价时售出收益最高)。

应用场景按具体运营情况,有待后续补充更多场景。需要明确说明的是,储能投资方和电网企业收取的“容量租赁费”和“服务费”,不一定为现金,也可按电量折算,如存储A用户2度电,按1.5度记账,其中0.5度电折算为服务费。

六、“源网荷储”四维融合互动对各方的好处:

(一)对用户好处:

1.区别于以往光伏发电政策,余电不仅能变现,也能变电。

2.无需投资逆变设备,节省用户投资,也省却后期逆变设备维护费用。

3.自发自用电源经储能平滑后,电源稳定。

4.用户可以对供电电源有选择权。

5.无需投资储能,减少资金占有;“电力银行”专业维护储能电站,增加电站安全性。用户随时申请增加或减少租赁容量,使用灵活性更高。

6.在电网外部电源故障期间,可不间断获得电力。

7.按电力供应实时情况,用户可以通过 “智慧平台”,随时自由灵活处理存储电量和清洁发电电量,实现效益最大化。

8.摆脱场地限制,可“无限制”按需增加储能容量。

(二)对增量配电企业好处:

1.按需投资储能,最大化降低投资的盲目性。

2.摆脱光伏投资的场地限制,充分调动社会资源投资光伏发电,有利于分布式发电推广。

3.专业储能,保障储能运行安全。高效收集社会闲散发电资源,打通清洁发电和清洁用电的通道。

4.增加公司业务范围,摆脱电价政策限定,储能供电变为电力服务。

5.可通过公网为用户提供异地保电服务。

6.储能设施价值将得到最大化利用。

a/响应清洁发电就地消纳政策;

b/延缓变电站容量投资;

c/减少向上级电网缴纳的容量电费;

d/增强电网供电可靠性;

e/可参与上级电网调频调峰行动,同时获得峰谷差价;

7.构建的电力交易平台,必然保有买卖双方的结算资金,在发展到一定阶段,“智慧平台”必然会拓展出金融业务,具有金融属性。

8. 相对从上级电网买入的电价,增量配电企业可以以更低的价格买入用户储能电站的电量,按政策电价售出,获得利益最大化。

七、“源网荷储”四维融合互动进一步分析

在当前“碳达峰碳中和”的大背景下,发展清洁能源既是历史使命,也是历史必然,构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统是电力革命的必由之路。“储”必须是独立一方,摆脱以前的依附性,才有资格有能力和“源”、“网”、“荷”三者互动。当前储能投资主要是依靠政策强令投资或企业责任投资,而缺少因利益而投资。只有设立互动机制,让储能投资成为可获利投资,才能赢得社会资本青睐,反过来也会促进储能各方面健康成长。

目前储能建设和运营成本虽然居高不下,但业已发展到一定阶段,具有一定的经济性。相信随着储能技术的进一步发展,储能成本的进一步下降,储能必然会迈过商业化门槛,不仅安全可用,而且经济适用。当下时,建设“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也是迫在眉睫。在建设应用示范项目时,作为储能和智慧平台架设方,应积极争取政策扶持着眼未来,打造“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。

同时,“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也可积极为清洁能源发电、为全社会最大化减排助力,为供需双方履行社会责任布设有利环境。

八、“源网荷储”四维融合互动新型电力系统对增量配电企业的意义

增量配电企业相对于上级电网企业,在规模上不能与之相提并论,如果拘泥于传统供电服务,并以此对标,永远无法与之相媲美。再者,国家进行增量配电电力改革,目的不是再造一个传统供电局,而是希望增量配电企业以大电网为依托,发展出有利于清洁能源利用的商业模式。

这种“源网荷储”四维融合互动新型电力系统有所区别于传统电力系统,通过智慧平台实现“源网荷储”互联互通,打造真正的智慧电网、数字电网,提高清洁能源使用面积,有效降低用户用电成本。仅就就增量配电企业而言,与其建设传统电力系统,不如先行一步,利用上级电网托底优势,发展新型电力系统,既可为增量配电企业探索生存之道,为电力改革做有益尝试,也可为国家“双碳”目标做出实实在在贡献。(来源:北极星电力网 作者:刘大为)

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