储能技术经济性现状及商业化运行障碍

Energy of China - - 卷首语 -

刘 坚

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京 100038)

摘要:大规模先进储能技术是未来高比例可再生能源发展的重要保障,尤其在电力领域,

电储能技术已逐渐在电力系统移峰填谷、可再生能源发电并网、电力调频等辅助服务、分布式能源及微电网等方面体现出多重应用价值。本文从国内外储能技术发展现状出发,通过典型案例分析了典型储能技术的成本效益,发现在用户侧峰谷电价套利、电力系统调频服务等应用领域,储能技术已逐步体现经济性。但目前储能在市场准入、商业模式、价格机制方面仍面临诸多发展障碍。本文针对上述问题进行了分析,并提出了相应政策建议。

关键词:储能;峰谷电价;电力系统调频

中图分类号:F426 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)07-0036-05 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.07.007

Abstract: The large scale advanced energy storage has become the foundation of energy system with high penetration of renewable energy. With the fast cost decline, the application value of energy storage in power load shifting, renewable energy grid integration, regulation ancillary service, distributed energy and micro-grid projects has been gradually realized. This paper analyzes the cost/benefit of typical energy storage technologies and shows the business case for demand side TOU tariff management and power system frequency regulation. However, the development of energy storage currently faces market mechanism, electricity pricing and business model barriers. In order to address these barriers, this paper provides policy recommendations accordingly.

Key words:Energy Storage; TOU Tariff Management; Power System Frequency Regulation

1 储能发展现状

储能是使能量转化为在自然条件下比较稳定的存在形态,再通过介质或设备把能量存储起来以备在需要时释放的过程。一般可将储能技术分为物理储能、化学储能、储热、储氢等,其中物理储电技术包括抽水蓄能、压缩空气储电、飞轮储电;化学储电技术包括铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、镍氢电池等;其他储能技

术包括高温熔融盐储热及非金属化合物储氢等。此外,电动汽车动力电池也可作为一种分布式储能方式 [1]。

随着大规模可再生能源的快速发展,储能技术正在成为能源行业特别是电力系统转型的重要支撑。截至 2016 年 4月,全球储能总装机容量为145.92GW,其中抽水蓄能为 142GW,占全部储能装机容量的 97% ;电化学储能装机容量 1075MW1,

占全部储能装机容量的0.74% ;储热装机容量1.72GW1 ,占全部储能装机容量的1.18% ;机械储能装机容量 1.36GW2,占全部储能装机容量的0.93% ;储氢装机容量 2.87MW[2]。

就储能能量(瓦时 )来看,截至 2016 年 4 月,全球电化学储能装机总容量为 1.82GWh。日本的电化学储能容量达到 584MWh(以钠硫电池、锂电池和铅酸电池为主),也是全球电化学储能装机规模最大的国家,占全球总装机的近 2/3;美国电化学储能容量为 396MWh (以锂电池为主),位居第二;意大利电化学储能容量为 285MWh(以锂电池、钠氯化镍电池为主),位居全球第三。上述三国占全球总装机容量的70%。近年来我国储 能市场发展迅速,截至 2016 年底,我国投运储能项目(不含抽水蓄能和储热项目)累计装机容量为243MW[3],其中锂离子电池占比接近 60%。

2 储能经济性

近年来,储能技术成本快速下降, 2013— 2016年国内电化学等主流储能技术成本下降了一半左右,储能的商业化应用机遇正在逐渐显现。目前电化学储能在电力系统调频、负荷侧峰谷电价调节、电动汽车领域已逐渐商业化。以铅炭电池进行负荷侧峰谷电价充放电套利为例,若储能系统投资成本约 1000 元 /kWh,则储能充放电静态成本约 0.61 元 /kWh ,低于部分地区工商业峰谷差价,以北京市工商业峰谷差为例,投资

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回收期为 7 年 ;又以锂离子电池电力系统调频为例,若储能系统投资成本约 3000 元 /kWh4,则储能充放电静态成本约 0.67 元 /kWh ,若其与火电机组协同调频,则储能充放电静态收益约1.28 元 /kWh5,显示出了一定的经济效益。此外,酝酿中的微电网、电力需求侧管理及电力体制改革等也在推动不同储能商业模式的确立。本文以锂电池储能为例,从成本和效益两方面分析储能在典型应用场景的经济性。

2.1 锂电池储能成本分析锂离子电池的成本主要包括4部分:正极材料、负极材料、隔膜、电解液。正极材料、电解液和隔膜是最核心的3种材料,占锂电池总成本的 70% ,其中正极材料约占33% ,隔膜约占25%,电解液约占 15% ;负极材料约占 10% ;其它部分约占17%。不同体系电池,成本构成比例略有差异。而系统成本方面,锂离子电池的制造过程主要包括正负极电极配浆、涂布、辊压、分条、卷绕、焊接、注液、化成、分容、检测及密封包装等。目前国内厂家储能型锂离子电池生产成本在 2000 元 /kWh (系统)左右,假设典型放电时间为4h,则功率成本大约为 8000 元 /kW。随着锂离子电池产量不断增长,其成本未来仍具较

大下降空间。假设锂离子电池固定运维成本为投资成本的3% ,则每年固定运维成本为 180~240元/kW。锂离子电池目前充放电综合转换效率约为90%,则充放电电量成本约为 50~75 元 /MWh。 2.2 储能经济性案例分析目前国内锂电池储能典型商业模式包括需求侧峰谷电价套利及电力系统辅助服务。下面分别针对这两种应用场景,以锂离子电池为例估算储能的技术经济性。

2.2.1 需求侧峰谷电价套利储能需求侧电价套利收益取决于接入点峰谷电价差及充放电时间,即储能在负荷高峰时段向电网售电,获得收入;利用电网负荷低谷时段,购入电量,对储能电池进行充电。

因此,电池储能参与峰谷电价套利单位千瓦时静态净收益 RTOU 可由式(1)表示:

RTOU=Ppeak - Poffpeak/Econ - Cdeg (1)

其中:

Ppeak—负荷高峰时段单位千瓦时购电电价(元 /kWh);

Poffpeak—负荷低谷时段单位千瓦时售电电价(元 /kWh);

Econ—电池充放电效率(%); Cdeg—单位千瓦时电池充放电寿命折损成本(元 /kWh)。

参考北京市工商业电压等级 1kV 以下用电峰谷电价标准,高峰电价 Ppeak 为 1.4002 元 /kWh,低谷电价为 Poffpeak 为 0.3748 元 /kWh ,峰谷差价约 1.02 元 /kWh(见表 3 )。假设电池组包含电池管理系统的投资成本为 2000 元 /kWh,PCS 双向 变流器单位成本为 1000 元 /kW,PCS 变流器与电池寿命比为 2∶1,系统充放电综合效率为 90%1, 90%放电深度下电池循环寿命为5000 次。以500kW-4h 储能配比 500kW PCS 变流器为例,参考北京市日负荷曲线一谷两峰的特点,储能采用每天一次充放电策略,则储能静态充放电成本约为 0.53 元 /kWh2,低于北京市工商业用电峰谷差价,项目静态投资回收期为 7 年,见图 1。 2.2.2 电力系统调频服务除需求侧峰谷差套利模式,锂电池储能也可向电力系统提供有偿调频服务。储能用户调频服务收入源于其在线备用容量收入以及参与实时调度的运行收入。由于目前电池储能较少直接参与电网辅助服务交易,本案例以锂离子电池与火电机组联合运行的方式分析储能调频服务的成本效益。火电机组通过与锂离子电池联合运行,其调频性能指标可显著提升。目前在北京和山西等地已有通过锂离子电池提高火电调频补偿能力的商业应用案例。

根据华北电网调频辅助服务现行补偿水平,火电机组单位调节量补偿为5 元 /MW,其补偿金额按月计算,按 1∶10 功率配比储能与火电装机容量,根据式( 2)、(3 )得到单位 MW储能调频辅助服务机组月收入。

RAGC=PAGC×24×30×Kpd×5/1000 (2)

其中:

RAGC—调频辅助服务月度收入(元 );

P —调频机组装机(kW);

AGC Kpd—调频性能指标。

V ∆ Pi ti Kpd=(2 -Vi )×(2 -∆ )×(2 - ) (3)

P t其中:

Vü标准调节速率; Viü储能调节速率; ΔPü标准调节精度; ΔPiü储能实际调节精度; tü标准响应时间(s); tiü实际调节时间(s)。本研究假设锂离子电池与火电联合运行后提升其调频性能指标至 Kpd=2。若调频锂离子电池系统成本为 3000 元 /kWh,PCS 变流器成本为 1500元 /kW,充放电转换效率 90%,30% 放电深度下循环次数为 5000 次1,则锂离子电池静态度电充放电成本约 0.67 元 /kWh2。若储能系统平均日充 /放电 250 次,则 2MW-15min 储能日 / 充放电吞吐量为 37.5MWh,单位兆瓦储能日充 / 放电吞吐量约 19MWh,则锂离子电池充放电度电收益约 1.28元 /kWh3 ,即储能系统静态净收益为0.61 元 / kWh,呈现一定经济性。

2.3 各类储能技术经济性对比上述两案例从微观角度分析了电池储能项目当前的经济性水平,现在再从宏观角度对比电池储能在电力系统中的经济性变化趋势。

图 2为电力市场供求曲线示意图。电力供给及需求曲线交点对应市场价格及交易电量规模。在传统化石能源发电为主的情况下,电力供应可大致由煤电及天然气发电两类技术构成,两者分别满足用电基荷和电力调峰需要,由于基荷部分运行小时数更长,其容量投资成本可分摊至更多运行小时数,其均化发电成本相对偏低;相反,对于天然气调峰机组,由于运行小时数偏低,其均化发电成本相对偏高。此时,若将电池储能技术引入电力系统,则电池储能将首先替代天然气发电进行调峰,天然气发电机组运行小时数将相应被压缩。但随着电池储能逐渐参与市场,其作用逐渐从分钟、小时级储能逐渐向日乃至更长时间尺度调节转变,市场交易价格也随之下降。随着电力系统储能需求逐渐从小时、日等短期储能向月、季等长期储能转化,电池储能经济性逐渐被储氢、抽水蓄能等技术超越。因此从长远看, 电池储能与储氢等技术各自适应不同应用场景,即电池储能更适合日内短时间尺度调节,而储氢适合于季节间长时间尺度调节,两者的储能应用空间很大程度上由可再生能源发电比重决定,即可再生能源比重越高,各类储能技术应用的市场空间越大。

3 储能发展中面临的问题

通过上述分析不难看出,随着可再生能源发电比重的不断提升,未来各类储能技术在能源系统中都有广阔应用空间。储能同时具有电源、负荷双重属性,结合其易于小型化、安装便利等优势,可应用在电力系统发、输、配、用各环节,带来降低发电成本、提供辅助服务、延缓输配电设施投资、降低输配电网损、提高供电质量和供电可靠性等多重价值。例如,锂离子电池储能降低发电成本包括容量成本和电量成本两个方面,其中发电容量成本是新建发电机组边际成本,即为维护电网稳定性而新增的发电容量成本;电量成本主要指发电机组效率改善而减少的燃料成本。除经济效益外,锂离子电池储能与可再生能源的协同可减少发电侧弃风、弃光规模,降低火电发电量,进而减少温室气体及各类污染物排放。同理,通过储能充放电调节可降低火电机组出力波动,使机组发电效率得以提升,排放强度也随之下降。

但目前我国的发电容量价值一部分反映在零售电价中(例如峰谷电价),一部分反映在零散的

需求响应项目中,两者仍然难以充分反映其真实市场价值。现行的调度计划安排,不论从发电侧还是用电侧,仍然采用的是具有计划经济特征的管理方式,各类灵活性资源缺乏主动参与系统平衡调节的积极性。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出了分散式(以中长实物合同为基础,发用电双方在日前阶段自行确定发用电曲线,偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节)和集中式(以中长期差价合同管理市场风险,配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式)两类电力市场模式 [4]。上述交易模式的推行将一定程度激励锂离子电池储能在电力系统中的应用需求,但实际效果取决于交易曲线在交易合同中的体现程度。

在需求侧,《有序用电管理办法》中明确,在出现电力供需紧张或高峰时段供不应求时,调度机构将直接采用避峰、限电、拉闸等强制性手段以削减负荷,达到发用电平衡的目的 [5],这一方面对被迫限制用电甚至停电的用户造成经济损失,另一方面却未能通过经济手段挖掘需求侧响应资源的潜力,使其为参与系统平衡调节提供容量或电量资源。虽然我国部分地区实行峰谷电价等政策一定程度鼓励了终端用户的错峰用电,但与国外较高的电价峰谷差相比,我国现行峰谷电价力度不足,无法充分反映储能等灵活性调节资源减少发电机组燃料成本的价值,难以有效激励储能技术在用电侧的快速推广。

在调频辅助服务方面,东北、西北、华北、华中、华东以及南方电监局相继出台的各区域《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》规定了电力辅助服务交易的参与方(包括服务提供方)、辅助服务种类、考核补偿方式等,各区域电力辅助服务市场完全在上述政策的规定下实施。上述“两个细则”在我国调频领域建立了一个“准市场”,尤其是在京津唐区域电网内,调频补偿的金额已经达到区域电量市场的0.3% 左右。虽然相比美国几个主要ISO 范围内0.7%~1.5% 的水平,国内调频市场规模还较小,但该政策依然孕育了一些商业试点项目。

综上所述,首先储能在电力市场中的定位仍不明确,影响了其项目立项、市场准入、充放电定价等后续政策的制定;其次,当前的辅助服务补偿价格及用户侧峰谷电价实质上仍为行政定价,无法充分反映储能的系统灵活性价值;第 三,作为新的市场主体,储能与发电、输配及电力用户等各市场主体之间的成本、价值关系及买单机制仍未理清,导致难以形成成熟的商业模式;最后,对于大多数电池储能而言,成本仍然偏高,特别是随着电力需求响应、电动汽车大规模普及,储能的系统边际价值也可能随之下降 [6]。因此,储能成本的持续下降仍是未来储能应用的关键。

4 结论及政策建议

为破解上述问题,本文建议首先应尽快明确储能市场地位。储能作为一种电力系统灵活性资源,具有电源、负荷双重属性,存在多重应用场景。但现行电力法等法规文件对此类资源的市场地位缺少定位,应尽快完善相关政策法规,引导其有序参与市场交易。第二,加大分时电价及辅助服务补偿政策力度。反映电力供需状况的电价机制是电力市场改革的核心目的,也是推动储能发展的根本动力。研究、示范、推广峰谷、分时、实时电价机制,推广基于效果付费的调频辅助服务政策,将有助于通过价格方式动态衔接电力系统灵活性需求与储能灵活性供给。第三,鼓励储能在计量表后接入。储能在发电和用电户电费计量表后接入并与其联合运行将极大简化其售电、过网、价格等一系列阻碍储能发展的现实问题。加之储能易于小型化、用户发用电量远高于小型储能容量等因素,表后接入并与发、用电户联合运行方式,短期内不会对储能应用产生明显约束。第四,谨慎出台补贴政策。合理的峰谷差价可为储能营造相对健康的市场环境,而基于装机的投资补贴难以反映储能充放电循环特性。

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