“雙碳”背景下的源-網(wǎng)-荷-儲協(xié)同現(xiàn)狀與問題

/ 形勢與背景/

 

2020年以來，我國先后明確“力爭2030年前二氧化碳排放達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”“2030年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右”“2030年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12億千瓦以上”等能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)。但風(fēng)電、光伏發(fā)電出力的隨機(jī)性、波動性明顯，不斷增長的新能源發(fā)電規(guī)模對其大范圍優(yōu)化配置和電力系統(tǒng)靈活性水平提出了更高要求。未來十年，由可再生能源引發(fā)的日內(nèi)新增功率波動將超過5億千瓦，電力供需在空間和時(shí)間上的平衡難度將大幅增加，對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。因此在“雙碳”背景下，必須充分考慮新能源發(fā)展形勢，通過源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動，促進(jìn)新能源大范圍消納和高效利用。近年來，發(fā)電側(cè)新能源配置儲能和用戶側(cè)車網(wǎng)互動逐漸發(fā)展成為源—網(wǎng)—荷—儲的典型模式，筆者主要分析這兩者的發(fā)展現(xiàn)狀及存在的問題，并基于此提出推進(jìn)源—網(wǎng)—荷—儲發(fā)展的政策建議。

 

/ 新能源配置儲能/

 

受風(fēng)、光發(fā)電特性及發(fā)電成本、用電負(fù)荷及現(xiàn)有調(diào)峰能力、儲能成本等眾多因素影響，各地新能源與儲能的最優(yōu)融合方式也有很大差異。以青海省為例，2020年全省光伏發(fā)電棄光電量為14.4億千瓦時(shí)，平均棄光率達(dá)到8%。若按100兆瓦光伏電站發(fā)電容量配置20%鋰電池儲能，額定充電容量下儲能持續(xù)充電時(shí)長為2小時(shí)，則全年光伏棄電率可下降至3.3%。但目前光伏配置儲能的經(jīng)濟(jì)性不足。按青海省光伏平價(jià)項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)0.2277元/千瓦時(shí)，20～40兆瓦時(shí)儲能每年全容量充放電循環(huán)240次計(jì)算，挽回的電量收益為不足200萬元/年。而目前鋰電池儲能系統(tǒng)投資為1500元/千瓦時(shí)，10年運(yùn)營期8%折現(xiàn)率下，20～40兆瓦時(shí)儲能系統(tǒng)每年僅設(shè)備折舊就超過800萬元。因此，按照當(dāng)前新能源平價(jià)上網(wǎng)電價(jià)和鋰電池成本，儲能成本明顯高于棄電消納收益，配置儲能僅適合上網(wǎng)電價(jià)較高的存量新能源項(xiàng)目。當(dāng)然隨著新能源滲透率的提升和電池成本的下降，新能源配置儲能的經(jīng)濟(jì)性也將相應(yīng)增加。例如當(dāng)光伏平均棄電率達(dá)到20%，儲能系統(tǒng)成本降至500元/千瓦時(shí)，光伏上網(wǎng)電價(jià)和儲能配置方式不變，且保障儲能一天一充的情況下，光伏電站配置儲能的成本收益基本相當(dāng)。

 

相比光伏，風(fēng)電波動的周期更長，其配置鋰電池儲能的利用率更低。以新疆自治區(qū)為例，2020年全省棄風(fēng)電量為49.7億千瓦時(shí)，平均棄風(fēng)率達(dá)到10.3%。同樣按風(fēng)電裝機(jī)容量20%，連續(xù)放電時(shí)長2小時(shí)配置鋰電池儲能，每年全容量充放電次數(shù)僅60次左右，棄風(fēng)率降至8%，消納效果依然有限。經(jīng)濟(jì)性方面，風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)按0.29元/千瓦時(shí)計(jì)，20～40兆瓦時(shí)儲能每年可挽回電量收益僅為70萬元。相比之下，風(fēng)電制氫的消納效果更為明顯，同樣按照風(fēng)電裝機(jī)容量20%配置電解槽，由于不存在儲電時(shí)長的限制，通過20兆瓦電解水制氫，風(fēng)電場棄風(fēng)率可下降至3.3%。但當(dāng)前風(fēng)電制氫同樣面臨成本問題，按照15元/千克氫氣售價(jià)，20兆瓦電解水系統(tǒng)的制氫收益約每年400萬元，而目前堿性電解槽系統(tǒng)成本約2000元/千瓦，按10年壽命期計(jì)，僅設(shè)備折舊成本每年就達(dá)到600萬元。

 

多能互補(bǔ)是提升新能源消納經(jīng)濟(jì)性的有效方式。例如青海省海西地區(qū)按2:1裝機(jī)容量配比考慮風(fēng)光互補(bǔ)，在不配置儲能的情況下，風(fēng)光整體棄電率即可控制在5%以下。配置鋰電池儲能后，風(fēng)光整體棄電率可進(jìn)一步下降至2.5%左右，且此時(shí)儲能的利用率相比光伏獨(dú)立配儲能也有一定提升。可見，當(dāng)前引導(dǎo)風(fēng)光互補(bǔ)的性價(jià)比仍然較高，但隨著儲能成本的下降，其在靈活性資源中的競爭力將逐漸凸顯，并發(fā)揮越來越大的新能源消納作用。

 

/ 電動汽車與電網(wǎng)互動/

 

電動汽車是未來重要的電力系統(tǒng)雙向調(diào)節(jié)資源。2020年我國電動汽車銷量達(dá)到136.7萬輛，占全球市場40%以上。目前全國電動汽車?yán)塾?jì)保有量超過500萬輛，預(yù)計(jì)2030年達(dá)到8000萬輛，長期保有量有望突破4億輛，為車網(wǎng)雙向互動（V2G）帶來了巨大想象空間。

 

目前京津冀、山西、上海等地已陸續(xù)開展電動汽車與電網(wǎng)協(xié)同運(yùn)行試點(diǎn)。以華北為例，2019年華北電網(wǎng)設(shè)計(jì)了第三方獨(dú)立主體參與華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場的規(guī)則，提出了市場申報(bào)、出清、結(jié)算和分?jǐn)偟脑瓌t與方法，并搭建了源網(wǎng)荷儲多元協(xié)調(diào)調(diào)度控制平臺。較大功率進(jìn)行充電或用電，電動汽車一般為凌晨01:00～02:00充滿電，分布式儲能和蓄熱式電采暖設(shè)備往往全低谷時(shí)段保持恒定功率用電。在不改變每日谷價(jià)時(shí)段用電量需求基礎(chǔ)上，通過市場引導(dǎo)，電動汽車、分布式儲能和蓄熱式電采暖設(shè)備改變了用電功率和時(shí)間，在后半夜市場出清價(jià)格較高時(shí)段即電網(wǎng)調(diào)峰困難時(shí)段多用電，有效參與了電網(wǎng)調(diào)峰。2019～2020年試點(diǎn)運(yùn)行期間，充電樁、分布式儲能、虛擬電廠等各類負(fù)荷側(cè)資源提供了調(diào)峰電力近40兆瓦，促進(jìn)了20吉瓦時(shí)新能源消納。

 

又如2020年9月16日，山西省能源局下發(fā)《關(guān)于印發(fā)<新能源+電動汽車協(xié)同互動智慧能源試點(diǎn)建設(shè)方案>的通知》，2020年12月、2021年1月，山西省開展“新能源+電動汽車”互動電量預(yù)掛牌交易2次，新能源需求響應(yīng)4次，單日棄限電最大負(fù)荷90.1兆瓦，山西電動汽車公司作為負(fù)荷聚合商積極組織運(yùn)營商參與需求響應(yīng)，消納新能源電量20.81兆瓦時(shí)，合計(jì)傳導(dǎo)用戶紅利3073元。除電動汽車外，分布式儲能、智能樓宇、電采暖、工業(yè)園區(qū)等資源靈活互動潛力同樣可觀。

 

從目前試點(diǎn)結(jié)果看，用戶側(cè)靈活性資源潛力大、成本低，單位千瓦時(shí)調(diào)峰成本普遍在0.09～0.18元/千瓦時(shí)之間，但現(xiàn)有試點(diǎn)也反映出“源荷互動”相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)滯后、基線認(rèn)定困難、政策激勵(lì)不足等問題。目前各地試點(diǎn)也正在基于車網(wǎng)互動的試點(diǎn)經(jīng)驗(yàn)，不斷修正和完善相關(guān)機(jī)制設(shè)計(jì)和平臺建設(shè)，并逐步將試點(diǎn)范圍擴(kuò)展至其他需求側(cè)資源，從而全面釋放用戶側(cè)靈活性。

 

/ 政策建議/

 

源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動有助于解決新能源消納、電網(wǎng)調(diào)峰等問題，對實(shí)現(xiàn)清潔、低碳、安全、高效等能源發(fā)展目標(biāo)具有重要的支撐作用。隨著新型互動資源以及智能互動技術(shù)的發(fā)展，源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動在實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)中的作用將愈發(fā)重要。目前我國已建設(shè)一批能源互聯(lián)網(wǎng)及智慧能源示范項(xiàng)目，充分驗(yàn)證了大規(guī)模儲能、負(fù)荷精準(zhǔn)控制等系統(tǒng)技術(shù)及相關(guān)設(shè)備的有效性，為進(jìn)一步推進(jìn)源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動建設(shè)積累了經(jīng)驗(yàn)。

 

但要看到，目前源—網(wǎng)—荷—儲中儲能的配置和運(yùn)行方式還有巨大優(yōu)化空間。發(fā)電側(cè)新能源配置儲能還存在利用率和經(jīng)濟(jì)性的問題。對于電動汽車、用戶側(cè)儲能等小體量、分散式但數(shù)量巨大的負(fù)荷側(cè)資源開發(fā)仍然不足。目前儲能和需求側(cè)資源還不具備獨(dú)立的電力市場主體地位，無法深度參與輔助服務(wù)、現(xiàn)貨市場和中長期交易，絕大部分地區(qū)尚未出臺源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動規(guī)則和執(zhí)行機(jī)制，亟需構(gòu)建源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動的市場化機(jī)制、商業(yè)模式和產(chǎn)業(yè)生態(tài)。因此建議，一是加快完善源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動的實(shí)施方案和執(zhí)行機(jī)制，優(yōu)化儲能配置及運(yùn)行方式，明確電源企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶、負(fù)荷集成商、研發(fā)及設(shè)備制造商的具體職責(zé)，建立并完善評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和考核規(guī)則，引導(dǎo)市場收益在各主體間合理分配。二是在現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)率先探索儲能和負(fù)荷側(cè)資源參與現(xiàn)貨市場，在非現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)加快推進(jìn)輔助服務(wù)市場建設(shè)，賦予儲能和負(fù)荷側(cè)資源獨(dú)立市場主體地位，循序漸進(jìn)逐步參與市場交易。三是加快建設(shè)省—市—園區(qū)多層級源—網(wǎng)—荷—儲協(xié)同互動平臺，構(gòu)建需求響應(yīng)及市場交易統(tǒng)一接口，廣泛接入社會聚合服務(wù)商，代理用戶參與市場化交易和提供能效管理服務(wù)。

 

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年05期，作者供職于國家發(fā)改委能源研究所