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关注丨青海地区光储联合解决弃光问题发展探讨

文章来源:北极星储能网 点击量:142 时间:2019-02-22

1.青海地区光伏状况

1.1. 青海地区光伏装机容量

青海地处青藏高原东北部,日照充足,有大面积戈壁荒漠,发展光伏发电产业的条件得天独厚。近年来,青海以创建全国清洁能源示范省为牵引,稳步建设两个千万千瓦级可再生能源基地,全力打造规模优势、效率优势、市场优势,太阳能开发利用走在了全国前列。

青海已成为目前世界上大规模并网光伏电站最集中的地区。光伏并网以规模化、集中式接入为主,主要分布在海西州的柴达木盆地和海南州共和县境内。截至 2017 年底,青海新能源装机 953 万千瓦,占青海电网总装机的 37.5%。其中,并网光伏总容量 791.47 万千瓦,占全网总装机容量的 31.12%,同比增长 16%2017 年青海光伏上网电量 113.27 亿千瓦时,同比增长 25.91%

预计到 2020 年,青海新能源装机总规模将突破 2000 万千瓦,占全省电源总装机容量的 53%,青海电网新能源发电量有望继续全国领跑。

1.2. 青海地区弃光率

所谓的光伏发电“弃光”就是光伏电站的发电量大于电力系统最大传输电量和负荷消纳电量,计算公式如下:



青海光伏在最近几年以平均每年 100 万千瓦的速度有序增长,年均增速达 58%。随着光伏建设规模不断扩大,弃光限电也逐渐出现端倪,据国家能源局数据,青海在 2015 年首次出现弃光现象,当年弃光率仅为 3.2%,而 2016 年即达到8.3%2017 年降到 6.2%

1.3. 减少弃光率目标

据国家能源局公布的数据,2017 年西北五省区光伏弃光率为 14.1%,与 2016 年的 19.81%相比出现大幅下降,但比例依然较高。其中,新疆、甘肃均在 20%以上,青海为 6.2%,居五省区最低。但仍高于 2017 年全国平均线 5.95%

--------国家发展改革委 国家能源局关于印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的通知

2017年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到90%左右。甘肃、新疆弃风率降至30%左右,吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右。甘肃、新疆弃光率降至20%左右,陕西、青海弃光率力争控制在10%以内。其它地区风电和光伏发电年利用小时数应达到国家能源局2016年下达的本地区最低保障收购年利用小时数(或弃风率低于10%、弃光率低于5%)。各省(自治区、直辖市)能源管理部门要及时总结解决弃水弃风弃光的工作成效和政策措施,并提出后续年度解决弃水弃风弃光的工作目标,国家发展改革委、国家能源局组织评估论证后确认各省(自治区、直辖市)年度工作目标,确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。

--------国家能源局《关于调查落实光伏发电相关建设条件》的通知

请各省(区、市)发展改革委(能源局)研究本地区光伏发电市场消纳能力,已发生弃光限电或存在风险的地区向我局报告所采取的解决弃光限电的措施,作出 2016 年新增光伏发电建设规模后不会发生弃光限电(弃光率不超过 5%)的承诺,并附上省级电网企业关于全额消纳光伏发电(弃光率不超过 5%)的意见。

--------国家电网新闻发言人、发展部主任张正凌发言

2017 年初,国家电网公司对社会承诺,力争到 2020 年,将其经营区范围内弃风弃光率控制在5% 以内,从根本上解决新能源消纳问题。

2.弃光原因

弃光,字面意思就是放弃使用光能,通过光伏发出的电力无法上网转化为电量。在光能资源最为丰富的西北地区,“弃光”问题也相对最为突出。

2.1. 造成弃光问题的直接原因

1)西北地区光伏电站建设速度明显加快,与输电网和市场缺乏配套;

2)部分西北地区光伏电站建设缺乏统筹规划,存在一定的无序现象;

3)光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配,市场消纳能力有限,同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等原因,致使光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃光”现象。

2.2. 电力系统现状及政策原因

1)系统调峰能力不足,影响新能源消纳

目前火电仍是我国装机占比最大的电源,“三北”地区火电占比达到 71%,抽蓄、常规水电等灵活电源占比不足 8%。西北地区抽蓄和常规水电比重只有 14.6%,只有新能源装机的 50%

2)送出能力不足,影响新能源跨区消纳

西北地区用电水平相对较低,新能源规模与本地消纳能力严重失衡,弃光严重,需要加快建设送出通道向别地区输送。“十二五”期间,国家先后颁布了风电、太阳能发电等专项规划,却未出台电网规划,新能源基地送出通道得不到落实。

3)政策机制不健全,影响新能源消纳

我国电力长期以来按省域平衡,若无特殊政策规定,新能源电量就以本省消纳为主。我国尚未建立发电机组竞价上网的机制,新能源边际成本低的优势难以实现,加之各地产能普遍过剩、用电需求不足,各省消纳外省新能源的意愿不强。随着新能源的加速发展,其装机规模超过本省消纳能力时,由于不能充分地跨省跨区外送,导致弃光现象严重。

3. 解决办法

3.1. 青海省目前已实施的措施

近年来,青海着重从推进新能源并网及消纳工程建设、促进省际调峰互济、拓展新能源消纳空间、提升新能源消纳水平等方面发力。措施有以下:

3.1.1. 配套电网基建和技术研究

1)围绕海西、海南地区新能源发展情况,全力推进电网建设,累计投资 136 亿元,陆续建设了 17 项新能源汇集送出工程、10 项直接服务新能源消纳的主网输变电工程。

2)在消纳技术研究方面,国家电网青海省电力公司开发了首套新能源并网实时柔性控制系统建成覆盖全省的多能协调 AGC 控制系统,依据电网负荷和发电的动态过程,实时监控通道送电裕度,并自动调整新能源发电控制指令,最大限度利用通道输送能力。

3)加快特高压外送通道建设。青海光伏规模逐年提高,而省内消纳处于平稳状态,在大规模外送通道建成之前,弃光问题或将持续存在。从长远看,要完全解决弃光问题,根本上还得靠新能源送出和跨省跨区更大范围内消纳。按照规划,青海未来的重点是推进特高压电网建设,支撑清洁能源跨区外送。目前在建项目为青海至河南±800kV 特高压直流输电工程,未来还持续建设海西至华东地区的特高压直流通电通道。

3.1.2. 区域统筹规划

1)为解决本地消纳能力不足的问题,2016  4 月,青海电力交易中心有限公司正式挂牌成立。在政府有关部门的指导下,青海规范开展市场化交易运营,让供需双方直接对接,实现了省内电力资源的高效、优化配置。

2)区域电网统一调控不断加强,西北地区内部调峰互济。根据青海、陕西、宁夏电网运行特点,结合不同时段三省发电出力和负荷运行互补特性。

3)积极开拓外送市场,充分利用援青机制,实施全国统一调度,有效利用现有输电通道能力,与江苏、湖北等省份开展外送交易。

3.2. 光储联合辅助服务解决措施

光伏发电功率具有不稳定性和间歇性,使其不能像传统发电方式那样满足电网要求的调度灵活性。开发和建设与之相配套的储能系统,作为独立主体或者联合光伏电站运行,在弃光时段,吸纳未并网电力,在其他时段释放电力,平抑发电出力,参与当地调峰电力辅助服务,提高电能质量,促进就地消纳,从而减少弃光。

4. 电储能系统收益

4.1. 青海省调峰电力辅助服务政策

关于青海省调峰电力辅助服务补偿,暂无省区的市场规则,目前是按照西北“两个细则”来执行。其中西北“两个细则”中,对于有偿调峰补偿,均为针对火电机组提供的深度调峰、启停调峰补偿,按照打分制,每分对应金额 1000 元。

目前暂无针对电储能调峰交易的补偿细则。

4.2. 系统效益简析

在暂无电储能调峰交易补偿细则的前提下,如参照新疆、甘肃的电力辅助服务市场运营规则,释放电量等同于发电厂发电量,按照发电厂相关合同电价结算,充电能力优先由所在光伏电站使用,由电储能设施投资运营方与光伏电站协商确定补偿费用。则整体系统效益如下:

说明: C:\Users\xushuang\AppData\Local\Temp\WeChat Files\7c1d87fb6a0f93e72b222b40ed1cb01f.jpg

注:

1)假定白天弃光能将储能系统电量充满,然后晚上上网发电,上网电价(假定参照青海光伏全额上网)分别按 0.55 元、0.65 元来计算每年的收益。

2)每日储能上网电量=电池容量*单向系统效率;

每日收益=储能上网电量*上网电价;

3)市面锂电池价格按 2 /Wh,电池总价为 8000 万元,如含集成、设备安装、升压站、施工等,总价按 2.8 /Wh 估计,则 10MW/40MWh 储能电站造价约为 1.12 亿元。

4)按 0.65 元上网电价,储能电站最快回本时间大约为 13 年。

5)电池循环寿命 6000 次,每日一次满充满放,寿命则为 6000/36516.4 年。

5. 政府可考虑支持政策

对于电储能联合光伏电站参与电力调峰辅助服务,大多地区的收益均是将所发出来的电量等同于光伏电站发电量。但电储能系统,储能电池的成本相对较高,按照现有方式收益,成本回收周期长,对于电厂或者投资方来说,都是一笔不划算的投资。因此,推广难度较大。

我认为政府可尝试以下政策去推动储能电站的发展,用以减少弃风弃光,解决新能源消纳问题:

1)鼓励和倡导建设储能与可再生能源场站作为联合体参与电网运行优化,接受电网运行调度,实现平滑出力波动、提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。电网企业将联合体作为特殊的“电厂”对待,在政府指导下签订并网调度协议和购售电合同,联合体享有相应的权利并承担应有的义务。

2)适当建设光储联合应用示范项目,研究可再生能源厂站配置储能系统容量的合理大小,研究确定不同特性储能系统接入方式、并网适应性、运行控制、涉网保护、信息交换及安全防护等方面的要求。

3)研究和定量评估可再生能源场站侧配置储能设施的价值,探索合理补偿方式。比如在未来五年内,尝试按光伏电站发电上网价计算调峰收益的同时,适当给予储能系统运行补贴,让投资建设企业有盈利,缩短回本周期至 7 年。可加速国内或者区域内电储能联合可再生能源电站参与电力辅助服务的发展,可从根本上解决青海地区弃光问题。