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干货分享: 用户侧储能能否规模化应用是储能真正爆发的重要体现

在储能国际峰会暨展览会2019(ESIE2019)的主题论坛7:“用户侧储能应用与综合能源服务”论坛上,科陆电子刘佳璐分享了市场化环境下储能解决方案。分享内容如下:

各位尊敬的来宾早上好。今天我的报告主要包括这三个部分,首先是关于市场环境下的电力储能价值。第二,储能经济性分析。第三,相关案例及前景展望。

经过十年前的发展,电化学储能已经在四个领域得到应用,去年开始都已经进入规模化应用阶段:发电侧的应用、电网侧应用、用户侧应用和新能源并网方面。可以看出来,现在发电侧应用应该是包括调峰调频辅助服务类的,发现侧应用是目前相对来说效益非常好的,而且做起来回收期非常快的项目。电网侧的储能目前基于电网公司的开展的,去年国家电网和南方电网先后在一些主要的变电站上开展了一些用于缓解线路拥堵和高峰时段的负荷不平衡带来一些硬性的需求,开展电网侧的建设。

新能源开展比较快,经过这么多年的发展,用户侧一直处于相对比较艰难的阶段。用户侧主要盈利模式最根本解决峰谷套利盈利模式,同时也包含了备用电源、动态增容、降低虚量电费等等。跟其他几个相比,完全基于峰谷电价获取盈利的,而且其他相对政策支持,目前现在也不是说非常理想。

对于电力系统来说,储能一直是一个很重要的需求存在。国家电网公司建立远景和泛在电力物联网当中把储能放在非常重要的地位。目前来看,对于电力学的储能和其他行业的能量存储有很大的不同,电力是一个瞬时实现发电和用电的平衡。在任何一个时刻内总得发电功率减去这个论好等于用电负荷的功率。同时不平衡,如果要是发电和用电功率的不平衡出现就会导致频率的偏移,包括电压一些偏离,频率偏移等等,影响电力质量和电网安全。

这个时候用一定方式来存储,能满足相应的需求,通过现有的存储技术可以满足相当电能量存储。电能量存储和释放可以使损失大大减少。

电力时间价值,不同的时刻电力价值也是不一样的,举个例子来说,像早晨的高峰拥堵时段,这个时段电网的电价,给用户的电价也出现了一个电价的高峰。在夜间低谷时段出现了电价最低点。因为中国的电力市场机制还不是很灵活,相对来说都是采用比较僵化的分时段的电价机制,远远没有达到一天内根据需求的情况来时时刻刻进行调整。实际上像一些季节性,除了每天的不同时段电力价值不同以外,存在季节性的不同,春节时期用电高峰,马上夏季到了,这种制冷的负荷,使电力价值成为稀缺的资源。通过储能在这种特定的时段可以满足高价值的电能需求。

电力空间价值,在不同的区域,中国的特点跟国外可以看出来,电网的构成有很大的不同,中国发电资源普遍集中在远离东部发达地区西北部地区和西部地区,这些地区往往缺少负荷,消纳能力又非常受到限制,国家虽然建设了一些特高压线路缓解了远距离输电问题,在送电方向上面出现潮流方向的拥堵。在远离负荷中心,靠近发电的中心区域电力价格是下降的趋势,而在负荷中心区域是电能资源属于一个稀缺的资源。这种情况下通过储能可以有效的改善拥堵,同时延缓电网的硬性线路硬件设施的升级改造等等。

这是一些相应的市场激励机制,目前电力市场的激励机制在中国处在需要逐步完善和发展的阶段,目前完全是一个起步的阶段。

下面从两个角度,第一,新能源的储能和用户侧的储能。今天这个会议重点去讲用户侧,从项目实际应用开发的角度来讲一下项目选取的关键点。

电化学储能技术优势,大家都很了解了。对于新能源配套来说,这些年来国家相应的政策逐步调整新能源的补贴电价,但是新能源的渗透率逐步上升,同时对电网的调峰调频的难度也增大了很多。另一方面,也带来弃风弃光严重的问题。而且新能源的发电具有很大的波动性,给电网的系统电压频率和电能质量带来相应的影响。这是出台一些相关的光伏和风电厂电网发电的考核细则。

这里主要有几点:光伏标杆上网电价下调,新能源发电不稳定,对电网造成冲击,以及夜间用户用电较少,而且风力发电,供需不平衡,电网消纳能力不足,尤其新能源提供地区,虽然建立特高压电路,外送通道容量不够的,导致西部地区弃风弃光量很大的。

解决新能源储能配套的方式,有三种方式,第一,采用集中接入的方式,通过PCS和升压变直接接到上级风光和光伏10千伏的电路。第二,在升压变下一侧低压侧,把光伏和储能系统接入到一起,通过升压变并到三级线路。第三,通过直流侧接入,通过DC/DC交流以后,在光伏组件的直流侧接入。相对来说,最后一种方式,实际用电效率最高,最左边的方式采用最简单的通过升压变接入高压侧方式,拓扑结构也相对简单,集装箱储能标准方案不需要太多的定制化设置。

新能源的配套商业模式,新能源场占解决电网的消纳压力,通过投资方和设备供应商的配套方式。新能源和用户侧储能还需要进一步完善。这是新能源储能波动的原理。

最右边是光伏的,左边是偏向于风电,风电平移波动增加小时数,在高风弃光电量进行存储,允许发电的时间段把这个部分电重新送到电网当中,光伏的解决弃光的方案更接近于用户侧削峰填谷是一个类型,一般使用能量型的储能系统。对于风电一般偏移波动跟火电厂调频的方式十分接近的。

用户侧主要盈利模式,包括四个部分,峰谷套利的赚取、削减需量电费、减少后备电源投资、延缓变压器增容投资,做得这些项目来看,赚取峰谷价差,削减需量电费或者增容投资,减少后备电源,除了数据中心,一般减少后备电源投资,一般不太容易算在用户侧的盈利当中。电网侧储能当前发展也是如火如荼,但是今年也出台了相应政策,不允许把储能核算到售配电价来说,同时对于未来的储能市场来说,用户侧还是一个主流。用户侧采用电网公司可以调度用户侧的储能站的资源来解决电网当中一些储能一些硬性的需求,解决一些刚需问题,这也是未来的一个方向。这样的话,也需要出台一些相应的政策,通过大型的用户侧储能站进行接受调度,给予一些辅助服务的机制给予一些相应的补偿。

用户侧需求主要基于以下几点:对于用户来说春天扩容需求,也是一些大用户,这种大型的工业用户需要降低用电成本。同时也有较高的电能质量需求。我们选用户的时候基于这两点来选,第一,用户本身有扩容需求的用户,如果用户长期以来用电负荷没有增长的话,这一类用户实际上做用户侧项目的时候动力也不是很大。扩容需求城区介的上级变电站扩容压力也很大,增容也很难,这个时候通过储能解决容量的提升也是一个很好的手段。还有用电电费的问题,对于大型工业户采用高峰时段的电费和用电高峰和用户本身的用电高峰是很吻合的,通过储能有效的降低它的电费。

一般比较理想的阶段,比较理想的用户和选取,电价的高峰尽可能用户本身的用电高峰。我们做得实际项目一般工业用去两次峰,一般一天中午平的时段。实际项目当中通常选取第一次利用谷电给峰值进行充电。第二段利用中午午休这一段时间,给它进行充电,在第二次高峰,傍晚第二次高峰把电能释放出来。实际使用项目的时候大部分用户负荷,如果是全天候的平负荷的话,这个时候上储能无法降低它的虚量。但是对于白天用电为主的负荷,尤其中午午休时段能够把用电量下降一段时间的话,正好用于用户侧峰谷套利的模型,我们加这个储能,还是希望变压器的容量,已有大型工业户变压器的容量能够下降下来。

另一方面的增容的需求减少增容,如果容量固定了,让需量下降了。有一些扩容公司办公大楼爆停一些专变,会减少一部分容量费用。

用户侧基本原则,第一,充的满,放的完。尤其在平的阶段,围绕储能系统能够尽可能多充电。同时在高峰阶段,用户负荷释放储能的电能。第二,峰谷差价选在度电成本两倍的情况下保证它的盈利。考虑平和峰时段这一段收益。第三,用户类型的选取,重点两类用户,一般选取长期稳定的大用户,一般选择国企、央企,或者是一些上市公司,行业本身保持持续稳定的用电量。同时远离一些有风险的场所,尤其对于一些商业用户来说,尽可能避免一些人口密集的地区等等。

度电成本,度电成本是一个衡量储能今后能够普及的重要指标,这里面一定要说一下,实际上很多人看好未来几年以后,储能度电成本降低,全国大部分地区都可以上用户侧,都可以有足够的收益。度电成本公式就是总得投资量×处理的电量,两种手段降低度电成本,第一,通过电池本身价格的下降,除了这个手段另外一种手段增加循环次数。锂电池价格下降很快,循环寿命也增加。我刚到国家电网参与智能电网当时锂电池电芯4-5块钱,做成一个系统7、8块钱,现在是当时的五分之一,当时循环寿命实际2000次左右,现在做储能的锂电池系统循环寿命一般达到5000次,充放度深度大概90%以上。

当前的用户侧场景,针对不同的省区总结了工商业电价的情况做了一些分析。现在系统成本一般在1.5-1.8一个瓦时,系统成本继续下降到1.2,同时度电成本下降之后可以有大量的地区都可以适用于用户侧储能。用户侧储能能否普及大量的规模化,是储能真正爆发重要的体现。因为毕竟火电厂调频储能和电网侧调频储能有一定限制的,到了一定的规模市场很快饱和了。对于用户侧储能未来几年是一个海量的市场。

这是一些相应的地方政策出台,去年下半年和今年3月出台了一些相应的政策,这些政策在具体进一步的落地。

用户侧商业模式,包括几种,供应商和用户之间,通过用户来进行融一部分资金。

相关案例和前景展望。这是科陆公司做得主要商业储能的情况,大部分是2017年做得比较多,这是我们北京太阳宫做得地下室的储能。这是一个商业项目在佛山做得。这是我们做得玉门储能项目,玉门项目是我们公司的一个虚拟电厂项目,通过储能平抑风电和光伏并网带来的波动。

未来市场分高端市场和低端市场。火电厂调频和电网侧属于高端市场,用户侧属于低端市场,主要将借助电池产业发展和未来的动力电池梯次利用进一步成本下降以得到推广应用。

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