“雙碳”背景下的源-網-荷-儲協同現狀與問題

/ 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到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”“2030年非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右”“2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上”等能源轉型目標。但風電、光伏發(fā)電出力的隨機性、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)的日內新增功率波動將超過5億千瓦，電力供需在空間和時間上的平衡難度將大幅增加，對電力系統靈活調節(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—荷—儲協同互動，促進新能源大范圍消納和高效利用。近年來，發(fā)電側新能源配置儲能和用戶側車網互動逐漸發(fā)展成為源—網—荷—儲的典型模式，筆者主要分析這兩者的發(fā)展現狀及存在的問題，并基于此提出推進源—網—荷—儲發(fā)展的政策建議。

 

/ 新能源配置儲能/

 

受風、光發(fā)電特性及發(fā)電成本、用電負荷及現有調峰能力、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，平均棄光率達到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)充電時長為2小時，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濟性不足。按青海省光伏平價項目上網電價0.2277元/千瓦時，20～40兆瓦時儲能每年全容量充放電循環(huán)240次計算，挽回的電量收益為不足200萬元/年。而目前鋰電池儲能系統投資為1500元/千瓦時，10年運營期8%折現率下，20～40兆瓦時儲能系統每年僅設備折舊就超過800萬元。因此，按照當前新能源平價上網電價和鋰電池成本，儲能成本明顯高于棄電消納收益，配置儲能僅適合上網電價較高的存量新能源項目。當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濟性也將相應增加。例如當光伏平均棄電率達到20%，儲能系統成本降至500元/千瓦時，光伏上網電價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。

 

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

 

多能互補是提升新能源消納經濟性的有效方式。例如青海省海西地區(qū)按2:1裝機容量配比考慮風光互補，在不配置儲能的情況下，風光整體棄電率即可控制在5%以下。配置鋰電池儲能后，風光整體棄電率可進一步下降至2.5%左右，且此時儲能的利用率相比光伏獨立配儲能也有一定提升。可見，當前引導風光互補的性價比仍然較高，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。

 

/ 電動汽車與電網互動/

 

電動汽車是未來重要的電力系統雙向調節(jié)資源。2020年我國電動汽車銷量達到136.7萬輛，占全球市場40%以上。目前全國電動汽車累計保有量超過500萬輛，預計2030年達到8000萬輛，長期保有量有望突破4億輛，為車網雙向互動（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協同運行試點。以華北為例，2019年華北電網設計了第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場的規(guī)則，提出了市場申報、出清、結算和分攤的原則與方法，并搭建了源網荷儲多元協調調度控制平臺。較大功率進行充電或用電，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備往往全低谷時段保持恒定功率用電。在不改變每日谷價時段用電量需求基礎上，通過市場引導，電動汽車、分布式儲能和蓄熱式電采暖設備改變了用電功率和時間，在后半夜市場出清價格較高時段即電網調峰困難時段多用電，有效參與了電網調峰。2019～2020年試點運行期間，充電樁、分布式儲能、虛擬電廠等各類負荷側資源提供了調峰電力近40兆瓦，促進了20吉瓦時新能源消納。

 

又如2020年9月16日，山西省能源局下發(fā)《關于印發(fā)<新能源+電動汽車協同互動智慧能源試點建設方案>的通知》，2020年12月、2021年1月，山西省開展“新能源+電動汽車”互動電量預掛牌交易2次，新能源需求響應4次，單日棄限電最大負荷90.1兆瓦，山西電動汽車公司作為負荷聚合商積極組織運營商參與需求響應，消納新能源電量20.81兆瓦時，合計傳導用戶紅利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。

 

從目前試點結果看，用戶側靈活性資源潛力大、成本低，單位千瓦時調峰成本普遍在0.09～0.18元/千瓦時之間，但現有試點也反映出“源荷互動”相關技術標準滯后、基線認定困難、政策激勵不足等問題。目前各地試點也正在基于車網互動的試點經驗，不斷修正和完善相關機制設計和平臺建設，并逐步將試點范圍擴展至其他需求側資源，從而全面釋放用戶側靈活性。

 

/ 政策建議/

 

源—網—荷—儲協同互動有助于解決新能源消納、電網調峰等問題，對實現清潔、低碳、安全、高效等能源發(fā)展目標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的發(fā)展，源—網—荷—儲協同互動在實現“雙碳”目標中的作用將愈發(fā)重要。目前我國已建設一批能源互聯網及智慧能源示范項目，充分驗證了大規(guī)模儲能、負荷精準控制等系統技術及相關設備的有效性，為進一步推進源—網—荷—儲協同互動建設積累了經驗。

 

但要看到，目前源—網—荷—儲中儲能的配置和運行方式還有巨大優(yōu)化空間。發(fā)電側新能源配置儲能還存在利用率和經濟性的問題。對于電動汽車、用戶側儲能等小體量、分散式但數量巨大的負荷側資源開發(fā)仍然不足。目前儲能和需求側資源還不具備獨立的電力市場主體地位，無法深度參與輔助服務、現貨市場和中長期交易，絕大部分地區(qū)尚未出臺源—網—荷—儲協同互動規(guī)則和執(zhí)行機制，亟需構建源—網—荷—儲協同互動的市場化機制、商業(yè)模式和產業(yè)生態(tài)。因此建議，一是加快完善源—網—荷—儲協同互動的實施方案和執(zhí)行機制，優(yōu)化儲能配置及運行方式，明確電源企業(yè)、電網企業(yè)、電力用戶、負荷集成商、研發(fā)及設備制造商的具體職責，建立并完善評價標準和考核規(guī)則，引導市場收益在各主體間合理分配。二是在現貨試點地區(qū)率先探索儲能和負荷側資源參與現貨市場，在非現貨試點地區(qū)加快推進輔助服務市場建設，賦予儲能和負荷側資源獨立市場主體地位，循序漸進逐步參與市場交易。三是加快建設省—市—園區(qū)多層級源—網—荷—儲協同互動平臺，構建需求響應及市場交易統一接口，廣泛接入社會聚合服務商，代理用戶參與市場化交易和提供能效管理服務。

 

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