未来新建市场化风光项目,与储能结合的新方向

2021年8月20日14:01:40未来新建市场化风光项目,与储能结合的新方向已关闭评论

未来新建市场化风光项目,与储能结合的新方向

日前国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(发改运行〔2021〕1138号)(以下简称“通知”)。未来以新能源为主体的新型电力系统的场景中,要适应快速增长、高比例、波动性的可再生能源,电力系统中可调资源也必须加快脚步。近年来从负荷侧,到电源侧和电网侧的可调资源政策密集出台,正是以上政策趋势底层逻辑的体现,此次通知文件是宏观指导,远期各地有望结合调峰价格、开发容量安排出台更多可执行细则,鼓励新建的市场化风光项目,探索储能结合的新模式和方向。

一、可再生能源并网消纳能力的新表述

《通知》提到了未来新能源消纳可包括保障性并网市场化并网两大方向,保障性规模内的项目由电网承担消纳责任,而市场化项目则需要由发电企业适当承担调峰责任。每年各省份风光项目新审批资源保障性并网规模有限,且竞争日益激烈。而市场化并网项目给新建风光项目争取审批资源开启了新的争取机会,当然配置储能等消纳资源给风光项目增加的额外成本和项目经济性依然是一个难点,这就要看各家开发商结合可调资源的技术能力了。

《通知》明确了调峰资源包括抽水蓄能、电化学储能、光热电站、气电、煤电灵活性改造等方式。这几种方式各有特点,风光项目在结合时也要考虑实际情况。抽水蓄能的调峰成本低,但前期投资巨大,合适的地址选择难度大,此前只有电网公司有这种方式的能力。

光热电站集中在西北地区,而且经济性依赖补贴电价。调峰气电在欧美电力市场成熟的国家应用广泛,但需要特殊调峰电价支撑,而且我国本身富煤缺油少气,且随着近年来煤改电和煤改气的环保政策推进,对气电要考虑气价未来有上涨的风险。

煤电灵活性改造适合于大型发电集团,集团既有火电有灵活性改造的需求,又有新能源需调峰能力争取开发资源,集团内相互整合。对于其他类型的新能源开发商,在不具备电网的抽水蓄能能力和发电集团煤电灵活性能力的情况下,电化学储能是更加可行的方向。

 二、风光项目与储能结合的新思考

近年来已有山东、山西、陕西等九个省份出台可再生能源配置储能的鼓励政策。部分地区要求“必配”,部分地区是“配置储能可加分”,要求的配置比例介于5%-20%0.5-2h不等。山东、山西启动“新能源+储能”试点示范项目申报。而风光项目配置储能主要的难点还是经济性,就是电源侧储能的收益方式有限。单凭弃电消纳的收益难以满足储能收益。因此近年来电源侧储能额外收益的鼓励政策不断出台,包括参与调峰市场,辅助服务收益。此次通知政策又增加了在风光项目开发审批方面的价值。

综合来看,各方面政策支持和收益来源多方面利好,但经济账的测算也越来越复杂。

针对每一个风场,当传统经评要考虑的风资源价值,电价,限电情况,强制配置储能比例等因素外,要新增考虑参与调峰或辅助服务每年的时间段,各省调峰市场规则,以及调度实际调用小时数等因素。最后综合评估风光项目通过储能和市场化消纳并网渠道争取审批的价值。

三、风光项目与储能结合,对技术能力的新需求

当前风光项目与储能结合,经济性和模式尚不成熟的情况下,重点应关注三方面的因素寻求突破,包括电力市场交易能力数字化能力储能微网控制能力。要探索储能和风光项目结合的新模式,参考欧美经验,新的收益来自于电力市场,短期是当前各地的需求响应和辅助服务市场,长期是未来现货市场,在让风光电在电源侧通过储能,更多电量参与市场高电价时段体现储能价值。而交易能力离不开的就是数字化能力,包括对于现货场景下系统负荷、市场供需关系和电价趋势的准确预测,给出交易策略和对储能及风机的控制策略。最后是风机和储能的微网协同控制能力,这既依赖于各省对风电和储能不同的调度规则,也依赖于根据调度规则的风机和储能协同控制,未来让储能体现调峰、调频、无功、惯性等多方面系统价值,远期甚至可以替代部分SVG等并网稳定性设备的功能和投资。具备了电力市场、数字化和储能微网调节的技术能力,风光项目与储能的模式和价值结合将日益清晰,也就是成熟的虚拟电厂商业模式的重要实践部分。

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四分之二
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