水罐技术等灵活调节资源的成本特性及社会成本比较
发布者:xylona | 来源:中国电力企业管理 | 0评论 | 20499查看 | 2020-06-12 15:52:57    

近年来,在国家推进清洁低碳转型的战略部署下,西北地区风电光伏迅速发展。目前,西北电网新能源总装机容量9242万千瓦,近电网最大负荷(8997万千瓦)的103%,占总装机近35%。新能源随机性、波动性、间歇性对电力系统调峰提出严峻考验,以系统调峰能力不足为代表的灵活调节资源短缺是致使西北区域弃风弃光问题不断恶化的关键性约束条件之一。


随着2020年特高压青海—河南和准东—皖南直流工程的配套新能源大规模陆续投产,可以预期的是,2020年前西北区域将迎来一波较为集中的风电、太阳能并网高峰,会对西北地区连续多年持续好转的新能源消纳形势产生新的影响。


近几年,西北地区跨省调峰辅助服务市场的建设和运营在提高新能源利用率方面发挥了积极作用。但是,随着新一轮新能源并网高峰的来临,调峰辅助服务体系面临难以支撑短时期、大规模的灵活调节资源需求快速增长的风险。为此,有必要开展促进灵活调节资源发展的体制机制研究,形成促进灵活调节资源发展的政策建议,促进电力行业的科学发展,提升西北区域新能源消纳水平。基于此,笔者提出建立灵活调节电力容量市场的设想,并对这一促进灵活调节资源发展的机制进行初步设计。


现行调峰辅助服务补偿机制的有效性分析


目前,西北地区甘肃、宁夏、新疆、青海等主要省份调峰辅助服务市场、以及西北地区跨省调峰辅助服务市场均已运作,对于提高西北地区新能源利用率发挥了积极作用。但是,通过对西北区域调峰补偿机制,包括服务获取机制、调峰资源提供主体、费用分摊主体等三个主要方面,进行梳理与分析,发现现行补偿机制在实际运行中也存在需要待改进及解决的问题。


一是在调峰辅助服务费用分摊中未足额考虑责权对等的问题。目前形成普遍共识的是,带有随机性与反调峰特性的新能源发电的快速发展是致使调峰问题突出的主要原因。但是在现有的补偿费用分摊方式中,未能科学、合理地体现这种差异性,致使问题引致者并未完全承担其应承担的责任。但考虑到未来平价上网条件下西北区域风电、光伏收益不佳的现实情况,需要在体现责权分担的基础上,创新体制、机制,设计既体现公平合理又可适当兼顾新能源企业运营的调峰补偿机制。


二是激励信号滞后的问题。面对可能出现的新能源阶跃式发展情况,仅依赖现有调峰辅助服务体系,存在市场信号、激励信号滞后的问题,难以适应新能源项目快速发展的需要。


三是西北区域辅助服务分摊费用总体存在偏高问题。从2018年统计数据来看,电力辅助服务补偿总费用横向比较,全国补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域。其中,西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高,为3.17%,华中区域占比最低,为0.23%。


综合上述考虑,在新能源快速发展的预判条件下,有必要启动以调峰服务为主的灵活调节容量市场,向市场释放超前的容量不足信号。一方面,部分灵活调峰容量投资通过容量市场回收,可以解决新能源发电企业补偿承载力不足的问题;另一方面,由于政府部门掌握更为全面的新能源电源项目规划情况,对未来一段时间内灵活调节容量资源的缺口可以实现相对准确的预判,通过合理市场需求的确定,可以对未来一段时间内灵活调节容量的总体市场规模进行合理引导,以实现新能源与灵活调节资源的匹配协调发展。需要指出的是,灵活调节容量市场与现有调峰辅助服务是互为补充的,并以不发生过度补偿为边界。


灵活性调节资源的涵义及分类


灵活性资源是指能够增加能源供需系统柔性、弹性、灵活性,服务于用能系统动态供需平衡的资源。系统能够通过灵活性资源的快速、准确的调控,实现自身的供需平衡,同时满足多元化的能源供需要求。


目前,在理论研究和实践探索中,各方面普遍的认知是,在未来高比例可再生能源场景下,风电、光伏的波动性和不确定性将超过负荷成为系统不确定的主要来源,需要大量的灵活性资源。考虑到西北区域已建成大规模新能源开发基地,并存在进一步加大开发力度的可能性,未来西北区域对灵活性调节资源的需求将较为旺盛。


按品类(品质、价值和服务)来分析,灵活调节资源主要是调峰、调频及爬坡等三类。具体到西北电网,从负荷发展来看,西北电网负荷水平较低,负荷峰谷差较低,用电负荷调峰的灵活性资源需求并不大。西北地区尤其是青海电网水电资源丰富,是全西北电网的调频中心,可为大电网提供所需的调频、备用、无功/电压、黑启动等灵活调节资源。因此,西北地区对于调频、备用、无功/电压、黑启动等作用的需求不大。从需求侧角度分析,西北地区主要稀缺的灵活调节资源聚焦于调峰资源。


从灵活调节资源供给侧角度分析,西北区域可用的调峰灵活资源品类包括:储能资源、具有蓄水能力的水电、热电解耦资源。其中,在各省区现行的调峰辅助服务市场设计中,热电解耦资源、储能资源均已纳入补偿范围。传统的水电机组参与系统调峰时,除了水头变化带来的发电量微小差异外,可近似认为其参与电力系统调峰的机会成本为零。因此,在现有的辅助服务补偿中未将其纳入有偿补偿范畴。但水电基坑预留(改造方案)则与传统水电参与调峰存在差异,其参与调峰存在着增量成本问题,应将其统一纳入调峰辅助服务补偿范围。


储能等典型配置方案的成本特性


化学储能典型配置方案的成本特性


选择目前常用的电化学储能技术路线——磷酸铁锂电池储能、铅碳电池储能。在充电容量(50/45兆瓦)、放电容量(50/45兆瓦)、储能装置储能容量(200兆瓦)、能源转换效率(90%)等相同的情况下,磷酸铁锂电池储能的静态投资是铅碳电池储能的静态投资的近1.5倍,经济寿命是后者的2.5倍,(电池)使用寿命也是后者的2.5倍。


针对磷酸铁锂电池方案,主要技术要点如下:由50个1兆瓦/4兆瓦时集装箱式储能单元组成,磷酸铁锂电池DOD按90%考虑;厂家保证电池充放电次数大于6000,运行15年后容量不低于80%;储能电站寿命按照25年设计,中途需更换电池1次。


针对铅碳电池方案,铅碳电池DOD按80%考虑,铅碳电池充放电次数大于2000,运行寿命按照5年考虑。储能电站寿命按照10年设计,中途需更换电池1次。


水电调峰典型配置方案的成本特性


在实际调峰运行中,通常以配置带有调节能力的水电站作为典型配置方案。除此之外,考虑到部分水电站在建设之初普遍预留基坑可供后续加装水电发电机、也可用于系统调峰,因此,基坑预留(加装发电机)方案也被视为可以实际操作的水电站调峰改造方案。


根据目前的典型配置方案,新建1200兆瓦水电站的静态投资约为120亿元,相对应的单位千瓦造价为10220元/千瓦。而对于已有水电站基坑预留的改造方案,按照发电机本体及相关辅助设备拆解的方式计算,单位千瓦造价则为4730元/千瓦,有关发电企业给出的数据则更为乐观,单位千瓦改造造价仅为2000元/千瓦。


对于传统水电而言,机组提供调峰服务的成本主要包括:固定成本,主要包括机组因参与调峰而导致的机械损失和机组调峰过程中需要的各种行为的费用;机会成本,指机组因承担调峰服务而少发电量引起的利润损失。


通过对水电企业的实际调研,可以得出水电机组调峰的固定成本主要是调峰过程中频繁调整出力引起的机械损失,包括机组的振动加大、转轴磨损加重等。这部分费用一般在机组的折旧成本中已经有所考虑,因此,水电调峰的成本主要应考虑其调节过程中的机会成本。由于目前电力市场中中长期合约电量在合同周期内允许滚动调整,且尚未对电力曲线完成情况进行逐点考核,因此,水电机组的机会成本主要是指出力变化引起耗水率变化,进而发电量减少所致的利润损失。考虑到实际水电调度中水头预留相对合理,可以不考虑其机会成本。


对于基坑预留(改造方案),由于增加水电装机并未实质性增加水电库容与来水电量,对于水电站而言不会产生新的电量收益,其改造费用均需要通过调峰补偿机制回收。因此,对其而言,调峰成本主要应该是改造费用在各年的分摊。


热电解耦资源典型方案的成本特性


从配置方案来讲,可实现调峰功能的储热方案主要是两种,一种是热电厂配置热水罐储热方案,另外一种则是电极锅炉与热水罐配套储热方案。对于热电厂配置热水罐储热方案(7小时调峰)典型方案,其技术经济参数为静态投资10250万元,供热面积可以达到1000万平方米,机组最低负荷率为40%,供暖季平均煤耗有所增加。对应于住宅场景的电极锅炉与热水罐配套储热方案,其主要技术经济为静态投资9375万元,供热面积40万平方米。


储能等灵活调节资源的社会成本比较


依据期初静态投资、年成本、经济寿命、调峰能力等为参数,测算和分析储能等不同调峰资源的单位年调峰成本。计算公式为:


202006062227558137.png


其中i为折现率,取十年期长期国债利率(3.30%);n为经济寿命(年)。


相比较而言,热电厂配热水罐调峰的社会成本最低,为3万元/兆瓦;其次是电极锅炉配热水罐方案,为11万元/兆瓦;铅碳电池储能调峰的经济性较差,单位年调峰成本为每年100万元/兆瓦。虽然热电厂热电解耦调峰方案的社会成本最低,但并不代表其在调峰辅助服务市场竞争中必然占优,这与当前调峰辅助服务补偿政策的设定有关(热电机组尽管灵活性改造后最小负荷可从80%降至40%,但调峰政策中获得补偿的问题仅为50%至40%的部分)。因此,需要对各品类调峰资源在实际市场中的竞争排序进行单独分析。


西北区域灵活调节资源的供给缺口主要集中于供暖季。因此,我们基于供暖季的应用场景,以当前调峰辅助服务规则为边界条件,开展了多种灵活调节资源的市场竞争力分析。


一是当前实际运营的调峰辅助服务市场中,热电机组、储能、水电扩容等灵活调节资源主要以省区为单元,在各自省区内参与市场竞争,并不完全在统一市场开展竞争。这样的竞争范围并不利于不同类型调峰资源的集中优化。我们认为所有调峰资源需在统一平台上开展市场竞争。


二是火电调峰电量计算规则暂不做调整,根据西北区域各省区政策约定,暂按负荷率低于50%的部分深度调峰电量计作调峰电量。


三是储能、水电扩容、电极锅炉按全部调峰电量计作调峰补偿电量考虑,其中,储能、电极锅炉的购电单价按西北区域2018年平均上网电网计;储能调峰电量按日调峰1.5次考虑,水电扩容调峰按日调峰8小时考虑(根据仿真计算,青海弃风弃光集中于9时~16时,约8小时)。


根据我们研究的结果,从调峰成本电价角度比较,热电厂配热水罐技术方案的调峰成本电价相对较低,仅为320元/千千瓦时(低于50%负荷率计补偿电量),在调峰市场竞争中相对占优。按照部分电量获得补偿,则电极锅炉配热水罐的调峰成本电价次之。水电基坑预留按水电企业上报数据调峰成本电价最低,但按造价拆解调峰成本电价则处于居中的水平(均按日调峰8小时考虑)。而储能的调峰成本电价则偏高,其中,磷酸铁锂电池储能的调峰成本单价为761元/千千瓦时(按日调峰1.5次考虑),铅碳电池储能的调峰成本单价为1146元/千千瓦时(按日调峰1.5次考虑),导致其在调峰辅助服务市场竞争中排序靠后。


注:本文刊载于《中国电力企业管理》2019年12期,作者刘瑞丰、贺元康、祁小芳供职于国家电网公司西北分部,王睿、刘庆、罗开颜供职于电力规划设计总院

最新评论
0人参与
马上参与