4月2日，儲能國際峰會暨展覽會2018(ESIE2018)在京召開。作為電力市場先鋒的廣東省，其在儲能領(lǐng)域的表現(xiàn)引發(fā)廣泛關(guān)注。
在用戶側(cè)儲能商業(yè)化之路主題峰會上，廣東電網(wǎng)公司儲能技術(shù)研究所所長趙偉介紹了廣東電力市場中儲能的機(jī)遇和挑戰(zhàn)，《能源》雜志特整理以下主要內(nèi)容，以饗讀者。
「 多重價值 」
目前，廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場已模擬運(yùn)行，電力現(xiàn)貨市場即將建立，儲能身份得到認(rèn)可，受到市場多元主體的關(guān)注，應(yīng)用模式更加豐富，其一主多輔的多重價值有望得到進(jìn)一步實現(xiàn)。
例如，在儲能的獨立調(diào)峰方面，《關(guān)于印發(fā)南方區(qū)域“兩個細(xì)則”(2017版)的通知》中，附有《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)實施細(xì)則(試行)》，適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為 2MW/0.5小時及以上的儲能電站，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.5元/kWh。
此外，廣東的輔助服務(wù)市場總體需求大，備用、儲能聯(lián)合火電機(jī)組調(diào)頻(AGC)、調(diào)峰需求位列前三。根據(jù)模擬運(yùn)行階段情況分析，廣東平均日調(diào)頻收益高于京津唐和山西等地。
2018年1-2月，南方(以廣東起步)調(diào)頻市場模擬運(yùn)行期間，共交易調(diào)頻里程323.49萬兆瓦，平均日交易里程4.45萬兆瓦，平均日調(diào)頻補(bǔ)償費用191.97萬元，平均成交價格34.79元/兆瓦。
「 三大應(yīng)用 」
首先，在用戶側(cè)。主要用戶為大工業(yè)用戶，盈利模式為峰谷套利、節(jié)省基本電價費用，峰谷價差為69.97分/kWh，典型代表為東莞五株電子分布式儲能(10kV接入，并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議)。該模式比較單一、峰谷價差不高，回收周期9~10年。
其次，在輸配側(cè)，主要體現(xiàn)兩種應(yīng)用模式。
第一種應(yīng)用模式為延緩輸配設(shè)施升級改造，提升清潔能源消納能力。典型代表為某10kV線路，小水電裝機(jī)7.14MW，線路額定容量5.5MW，當(dāng)前負(fù)荷1.3MW。在投資成本上，傳統(tǒng)擴(kuò)容改造600萬元，采用儲能4000萬元(2MW/16MWh)。
該模式的優(yōu)點是實施周期短、增量部署、靈活布置、適應(yīng)負(fù)荷增長不確定性;缺點是儲能成本高、運(yùn)行壽命相對較短。
另一種應(yīng)用模式為降低配網(wǎng)峰谷差，提升電網(wǎng)設(shè)備整體資產(chǎn)利用率。典型代表為深圳寶清電池儲能站，規(guī)模為6MW，容量18MWh，主要收益來源于充電調(diào)峰服務(wù)，按每日2次充放電，日收益1.44萬元。不過，該模式目前儲能參與調(diào)峰缺乏容量補(bǔ)貼政策，收益來源少。
最后，在發(fā)電側(cè)。應(yīng)用模式為儲能聯(lián)合火電機(jī)組調(diào)頻(AGC)。典型代表為某1000MW火電機(jī)組，配置儲能30MW/15MWh，主要收益來源于調(diào)節(jié)容量補(bǔ)償費用和調(diào)節(jié)電量補(bǔ)償費用，調(diào)頻里程補(bǔ)償費用和AGC容量補(bǔ)償費用。該模式利用儲能可以顯著改善機(jī)組調(diào)頻性能，增加機(jī)組市場競爭力。
「 兩個細(xì)則 」
趙偉認(rèn)為，新修訂的《細(xì)則》首度承認(rèn)了儲能電站可提供充電調(diào)峰服務(wù)，并明確了補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，但用戶側(cè)分布式儲能參與充電調(diào)峰服務(wù)存在障礙。
首先，存在計量計費和執(zhí)行電價制度障礙。“兩個細(xì)則”是針對并網(wǎng)電廠的管理辦法，覆蓋電化學(xué)電站，即默認(rèn)將其作為發(fā)電廠身份看待，因此用戶側(cè)(表后端)的儲能裝置應(yīng)不能參與充電調(diào)峰服務(wù)并享受補(bǔ)貼。但是可以借鑒抽水蓄能的兩部制電價。
抽水蓄能電站經(jīng)營模式包括國家核定租賃模式和兩部制電價模式(容量電價、電量電價)。發(fā)改價格[2014]1763號文規(guī)定，抽水蓄能電站發(fā)電電價按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價執(zhí)行(廣東0.4505元/千瓦時);抽水電價按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行;抽水蓄能電站的能量轉(zhuǎn)換率一般在75%左右。
其次，電化學(xué)儲能電站補(bǔ)償費用繳納和考核定價標(biāo)準(zhǔn)仍不明確。“除燃煤、生物質(zhì)、核電機(jī)組按時段深度調(diào)峰輔助服務(wù)費以外，其余機(jī)組按其上網(wǎng)電量繳納深度調(diào)峰輔助服務(wù)費。”
應(yīng)注意的是，“并網(wǎng)發(fā)電廠考核金額=并網(wǎng)發(fā)電廠考核電量×所在結(jié)算省(區(qū))上一年平均上網(wǎng)電價(或考核費用)+黑啟動考核金額”計算方式并不適用于儲能電站。