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            作為一種可調度資源,儲能成為解決風光消納問題的有效途徑之一
            來源:碳排放管理師網 碳排放管理師網 發布時間:2021-12-30

            風光的大量并網對電力系統的調節能力提出了更高的挑戰,主要體現在發電與用電在時間的錯配和空間的錯配上。2021年后新能源迎來快速增長期,隨著風光的大規模并網,電力結構中的風光占比持續提升。未來風光資源稟賦的劣勢帶來的電力系統的調節壓力將會持續加大,在后續相當長的時期內,對消納問題的關注將持續升溫。

            華創證券近期推出了長篇報告,從電源側、電網側、用電側及整個電力市場分別對解決消納的詳細路徑展開探討,從中可以看到,除了儲能,還有其他措施在助力解決消納難題。

            電源端:儲能和火電靈活性改造是主流

            一、儲能的星辰大海

            應用場景  作為一種可調度資源,儲能成為解決風光消納問題的有效途徑之一?,F在儲能技術滲透范圍廣泛,應用場景多樣。在新能源快速增長的現代電力系統中,儲能技術在電源側、電網側、用戶側均有滲透。在傳統電源側,儲能設施主要設在火電廠,協助提供二次調頻輔助服務;在新能源電源側,儲能可以平抑風光發電波動性,提高新能源的可調度性,避免棄風棄光現象。在電網側,儲能主要幫助電網調節電力輸配,實現削峰填谷、調頻調壓,緩解電網阻塞,保障負荷用電等。在用戶側,儲能不僅可以作為分布式電源自發自用,提高局部供電可靠性,也可以利用峰谷電價差套利,降低用電成本。

            最成熟的儲能技術   抽水蓄能是中國乃至全球應用最為廣泛的儲能技術。據CNESA全球儲能項目庫不完全統計,截止2020年底,全球已投運儲能項目累計裝機規模191.1GW。其中,抽水蓄能累計裝機規模為172.5GW,占比高達90.3%;電化學儲能累計裝機規模14.2GW,占比7.5%;熔融鹽儲熱、飛輪儲能、壓縮空氣儲能規模占比2.2%。2020年我國已投運儲能項目累計裝機規模35.6GW,占全球總規模的18.6%。中國儲能技術市場占比與全球市場相似,其中,抽水蓄能裝機規模最大,為31.8GW,占據市場近九成份額;電化學儲能裝機規模緊隨其后,為3.27GW,占比9.2%,其余技術累計裝機規模占比不到2%。

            當前發展潛力最大的儲能技術  電化學儲能是利用化學元素為介質,將電能轉化成化學能儲存起來,在需要的時候,再通過化學反應將化學能轉換為電能使用。當前比較常見的電化學儲能技術有鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池和液流電池。電化學儲能重啟高速增長,呈現發展大勢。據CNESA全球儲能項目庫不完全統計,截止2020年底,全球電化學儲能累計裝機規模為14.2GW,同比增長49.6%;我國電化學儲能裝機增速較快,2020年累計裝機規模為3.27GW,同比增長91.2%,2020年新增裝機首次突破1GW。

            保守場景中國電化學儲能裝機預測(GW)

            據CNESA預測,2021年電化學儲能市場將繼續保持快速發展,保守場景下有望實現裝機5.79GW,“十四五”期間也將以57.4%的復合增長率穩步擴張,在2025年實現35.5GW的裝機容量。在新能源轉型的利好環境下,儲能規?;瘧糜瓉砝脵C遇,在理想場景下,有望在“十四五”后期實現新一輪高增長,在2025年裝機容量突破55.9GW,以配合風光的裝機目標,電化學儲能也有望占據儲能市場半壁江山。

            儲能技術經濟性分析  從收入端來看,儲能的盈利模式尚不成熟。在現有商業模式背景下,儲能主要依附于電力系統間接獲得盈利,如減少風光棄電量、參與調峰調頻等電力輔助服務、利用峰谷電價差套利等。在收入不明確的背景下,成本成為促進儲能產業發展的最重要參數。儲能成本也成為了儲能技術經濟性研究的重要一環。從成本端來看,我們可以利用平準化度電成本(LCOE)來衡量儲能電站的經濟成本。儲能電站的度電成本由全壽命周期成本(投資成本和運維成本)和電站年發電量共同決定。而電站發電量為儲能電站裝機容量、利用小時數、轉換效率的乘積。

            另辟蹊徑氫儲能  在儲能規模上,氫能沒有剛性的儲存容量限制,可實現億千瓦時級的容量儲存,遠遠大于商業化的抽水蓄能和壓縮空氣等大規模儲能技術。另外,氫能在儲能時間和空間維度上更為靈活,氫能既可以以固相的形式存儲在儲氫材料中,也可以以液、氣相的形式存儲在高壓罐中,儲存時間可長達數周,并且能通過不同的儲存形式實現遠距離,跨區域運輸,充分解決電力消納時間空間錯配問題。

            中國氫能產業總體目標

            二、火電靈活性改造:老辦法依舊有效

            火電靈活性是電力系統靈活性的核心組成部分  火電靈活性通常指火電機組的運行靈活性,即適應出力大幅波動、快速響應各類變化的能力,主要指標包括調峰幅度、爬坡速率及啟停時間等,具體要求包括:可實現機組最低負荷運行、輸出功率靈活可變等。目前,國內火電靈活性改造的核心目標是充分響應電力系統的波動性變化,實現降低最小出力、快速啟停、快速升降負荷三大目標,其中降低最小出力,即增加調峰能力是目前最為廣泛和主要的改造目標。靈活性改造涉及電廠內部多個子系統的變化,可能需對機組設備的本體進行改造,也可能新建其他輔助設備。

            進入20世紀,由于可再生能源的大量并網,交易市場內的價格波動日益頻繁,波動幅度也不斷增加,負成交價格也不斷發生。為此,火電機組不得不加大在靈活性改造中的投入,其核心是進一步挖掘各設備靈活性潛力和優化機組控制,對于熱電聯產機組,多種蓄熱裝置逐步投入使用,以實現供熱和發電收益的最大化。2010年之后,靈活性的價值逐步被認可,火電機組的變工況研究逐漸深入。多樣化的靈活性提升手段紛紛被采用。其中針對熱電聯產機組,蓄熱裝置稱為基本配置,利用蓄熱裝置及供熱系統儲熱特性,實現熱電聯產運行方式的改善和靈活性提升,電鍋爐、熱泵等電熱、制冷方式也被逐漸應用。

            我國改造技術成熟  《電力發展“十三五”規劃》和《能源發展“十三五”規劃》報告中均對靈活性改造提出了相關要求和明確目標,并對參與調峰的機組進行補償。國內部分試點機組改造后已經達到國際先進水平。根據中電聯發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》數據顯示,目前我國在運煤電機組一般最小出力為50%~60%,冬季供熱期僅能低至75%~85%。

            目前經過靈活性改造的試點純凝機組最小技術出力可低至30%~35%額定容量,部分機組最低可至20%~25%,達到國際先進水平。熱電聯產機組靈活性改造手段較為豐富,主要通過改進熱水蓄熱調峰技術,固體電蓄熱鍋爐調峰技術,電極鍋爐調峰技術等,改造后在供熱期運行時通過熱電解耦力爭實現單日6h最小發電出力達到40%額定負荷的調峰能力,目前試點機組在靈活性改造后最小技術出力可達到40%~50%額定容量,且能夠達到環保要求。

            調峰輔助服務對火電靈活性改造影響最大  2014年,為激勵電源端協助電網調峰,東北率先啟動調峰輔助服務市場,2016年以來,東北、福建、山西、新疆、山東、甘肅、西北(寧夏)、南方(廣東)8個電力輔助服務市場相繼獲批,并逐步開始建設。目前,國內火電靈活性改造的核心經濟驅動力在于調峰輔助服務費用。各地調峰服務標準差異明顯,導致改造積極性也各異。

            此外,相比于其他國家,我國電力輔助服務的整體補償水平較低。2019年上半年,電力輔助服務市場補償費用共130.31億元,占上網電費總額的1.47%。其中,火電機組的補償費用占比為94.98%,占上網電費比例遠低于美國PJM市場的2.5%、英國市場的8%。未來相關配套政策和機制的跟進,而非技術性因素,決定了未來靈活性改造的推進速度。

            調峰輔助服務利好政策打開未來靈活性改造空間  8月31日,國家能源局發布《并網主體并網運行管理規定(征求意見稿)》、《電力系統輔助服務管理辦法(征求意見稿)》,進一步優化現有電力輔助服務補償與分攤機制,拓寬了輔助服務補償的資金來源,調峰費用由并網電廠內分攤變為發電企業與電力用戶共同分攤。新“兩個細則”的落地實施保障火電廠提供的調峰等輔助服務獲得相應補償,有助于火電靈活性改造的進一步推進。此外,近年來輔助服務市場化建設加速,多地區也跟進了配套輔助服務補償政策,建立健全火電企業的利益分配機制。

            電網端:看中特高壓、區域互聯和智能化

            一、特高壓助力區域之間的電力運輸

            特高壓輸電主要以直流為主。特高壓直流主要進行點對點的長距離運輸,到2020年底,我國共有特高壓線路22條,總容量為19100千伏,其中特高壓直流共16條,特高壓直流輸電比例占整個特高壓網絡的83%。

            特高壓直流:直流特高壓是800千伏及以上電壓等級的直流輸電及相關技術。直流特高壓輸電的主要特點是輸送容量大、電壓高、距離遠。從未來增長來看,特高壓直流與電力流增長基本匹配。“十四五”期間特高壓直流新增規模約5600kV。特高壓交流:特高壓交流輸送新能源比例較低。特高壓交流輸電是指1000千伏及以上的交流輸電,具有輸電容量大、距離遠、損耗低、占地少等突出優勢。我國特高壓交流主要傳輸非可再生能源電力,6條特高壓交流線路中僅長南荊特高壓運輸可再生能源電力。

            二、區域互聯加強資源互補

            三華電網負荷中心、西北西南電網兩個發電基地與東北及南方構成的區域電網格局基本形成。三華電網由華北、華東和華中電網構成;東北與蒙西電網作為一個獨立的電網,也會向三華電網進行點對網的送電,整體上是自產自銷的運行方式。發電基地主要是西北電網和西南電網:西北電網由陜甘寧青新五個省組成,發電特點是風力發電和光伏發電為基礎,西南電網主要是川渝電網和西藏電網,發電特點是水電發電為基礎。各個電網內部主要依托于交流電網實現內部的電力互聯。

            國家各區域電網已經具備聯動條件,未來西南西北有望實現水風聯動。雖然國家電網目前還沒有聯網的規劃,但已具備各方面聯網的條件。此外,西北電網當前已經達到了拐點,如果再增加裝機量,很可能會引起大量的棄風棄光率的提高。從未來長遠期來看,西南和西北電網可能會聯網,西南電網水電發電調西北電網風光發電,建立同步的西部電網和東部電網。

            西南西北電網的電力結構差異較大,實現互通后可顯著提高能源結構的均衡性。西北地區以火電為主同時有較多的風光電量,西南地區主要以水電為主,水電占全部發電量的63%。西南水電的調節作用強且水電的豐水季和枯水季能和風電的來風情況形成有效互補,在西南西北電網聯網情形下三北地區的棄風情況可以得到有效緩解。

            三、技術升級疊加智能化,助力電網發展

            電網本身作為電源端和用戶端的“傳輸中介”可以通過智能化的升級改造更大的發揮其“中樞”的作用。通過智能終端與通信平臺的信息收集,實現“電力流”與“信息流”的相互流轉,最終通過收集分析體系及時反饋給電源端與用戶端,實現電力調控的實時化和智能化。

            智能電網實現“電力流”帶“信息流”的轉變

            用電端:兩種需求響應

            隨著電力系統的改革和電力市場化的不斷推進,對需求側資源的調度也從以有序用電為主的行政管理模式,轉變為以需求響應為特征的市場調節機制。依靠經濟機制而非強制性手段,需求響應通過分時電價等價格信號或激勵補貼,改變用戶固有的習慣用電模式,用戶主動完成錯峰、避峰,實現電力系統從“源隨荷變”到“源荷互動”轉變。簡單來說,就是用戶通過主動減少或增加用電負荷,既能獲得經濟效益,又能提升電網可再生能源消納水平和電力系統平衡能力。依照用戶不同響應方式可將需求響應分為價格型需求響應和激勵型需求響應。

            一、價格型需求響應

            價格型需求響應主要基于用戶的自主選擇。行政部門通過合理制定電價,引導用電端根據動態電價水平調整不同時段電力需求,從而實現電力系統的供需平衡。根據電力市場不同發展階段,價格型需求響應可分為尖峰電價、分時電價和實時電價三類。實時電價建立在高度發展的電力現貨市場的基礎上,每小時或更短時間內就會更新一次電價,用戶通過安裝電價監測與反應設備,對電價調整做出實時反應。由于人工監測的成本過高,實時電價模式的推進還依賴于人工智能、智能儀表的發展,目前難以充分發揮價格信號的調節作用。

            分時電價基礎上附加尖峰電價是目前我國應用最廣的機制。我國電力市場建設正處于從初級到過渡階段轉變的時期,電價機制需要考慮現實技術可行性和經濟合理性。尖峰電價根據各地前兩年電力系統最高負荷95%及以上用電負荷出現的時段,選取一天內幾小時或一個月內幾天的用電高峰期設置高額電價,指導用戶在高峰期減少用電需求。分時電價變動的頻率低于實時電價,通過將一天24小時按照負荷曲線的高峰低谷分為峰、平、谷三種時段,鼓勵用戶多用低價谷電、避免高峰高價用電,以達到削峰填谷的目的。

            二、激勵型需求響應

            激勵型需求響應種類豐富,用戶可獲得直接經濟效益。激勵型需求響應是指為避免電力系統發生緊急狀況,電力部門對電力用戶負荷進行直接或間接的控制,并對參與響應的用戶給予可觀的補償,主要包括直接負荷控制、可中斷負荷控制、緊急需求響應、需求側競價等。參與激勵型需求響應的用戶需要同電力部門簽訂系統高峰時期配合調整負荷的合同,并在其中明確參與響應的用戶降低的負荷與經濟激勵之間的量化公式,以及用戶沒有承擔合同中相應調峰義務對項目實施的賠償等。

            電力系統:關注市場化和交易體系改革

            一、電價:更市場化的價格

            定基礎:1439號文正式廢除了工商業目錄電價  回顧過去近20年的電力改革過程,電價在不同的時間節點上承擔了不盡相同的歷史使命。2006年首輪電改后電價高企,政府選擇優先發展經濟,希望電價保持在較低水平來促進經濟的發展,電價后續又回歸計劃屬性,此輪電改至此“擱淺”。2015年電改的計劃電在此時間段更多的是扮演“降電價”的角色,將電力行業讓利于經濟的發展;雖然允許電價上調,但由于計劃電下的目錄電價制度沒有取消,電力用戶在電力折價時參與市場,而在電力溢價時會轉向目錄電價,市場化改革程度比較局限。2021年1439號文正式取消工商也目錄電價,將所有的工商業用戶有序引入電力市場進行市場化交易,從根本上為“市場化”改革提供了支撐。

            理機制:電價上浮空間打開  燃煤價格上升倒逼電價上浮空間打開,電價信號引導供需的能力正逐步顯現。受今年燃煤價格飆漲、水電來水偏枯,用電需求持續旺盛等一系列因素的影響,電力供需持續偏緊,煤價高漲下火電運營商虧損面持續擴大。為緩解這一現象,國家連發兩文促進電價上浮空間打開。7月末陸續有省份允許電價上浮,10月8日國常會發文將市場化電的上浮上限由10%提高到20%。

            展方向:還原電力商品屬性,實用電價信號匹配供需  價值決定價格。我國電力行業目前公用事業的屬性較為明顯,市場化改革后,市場化電部分幾乎全部為折價成交,相當于變相降低標桿電價讓利下游企業。電力改革不斷深入后,電力有望回歸商品屬性,回歸價值決定價格,用戶對電力質量的不同需求決定不同電價,比如有不間斷電力需求的用戶相較需求靈活的電力用戶支付合理的溢價等等。

            供需反應波動。電價由市場的短期供需決定。以美國為例,美國電價呈現出明顯的季節特征,夏季用電需求旺盛,年內電價峰值相較于低谷提價幅度在8%左右。目前我國電價上浮一般要經由各地政府部分層層審批,且只有市場化交易部分才有上浮空間。未來電價并入市場軌道后,電價調整將更為靈活,將交由市場疏導成本變動。

            二、交易體系:快捷的效率

            我國目前形成了以中長期交易和現貨交易為主,并輔以開展調頻、調峰、備用等輔助服務交易和發電權交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關交易的電力市場交易系統。

            更多元化的電力交易機制提升電力供需匹配的效率  省內、省外并重,中長期、現貨并重或是未來電力市場改革的主要方向。一方面通過跨區跨省中長期交易實現資源的大范圍優化配置;另一方面通過靈活的短期交易消解電力系統中新能源波動性帶來的調峰調頻問題,現貨市場的角色將進一步提升,實現省內、省外并重,中長期、現貨并重的新型電力市場。

            近期來看,建立多種類型的中長期省間交易機制,為新能源跨區跨省外送提供條件;完善省間輔助服務補償和交易機制,促進各類火電機組為新能源調峰;實施新能源增量跨區跨省現貨市場交易,充分利用通道空間和受端調峰資源。遠期來看,考慮中國新能源消納存在困難、補貼負擔重等情況,電力市場有望以差價合約或溢價補貼參與市場。

            全國市場化電占比

            消納問題的終局之景

            (一)短期維度上抽蓄與火電靈活性改造互為補充、網端為解決空間錯配貢獻主要力量當前來看,抽水蓄能最為成熟,火電靈活性改造適用場景更為廣闊。無論在國內市場還是國際市場,抽水蓄能占據了儲能市場近90%的龐大規模,是當前最主流的儲能技術。面對新能源轉型帶來的電力供需不匹配挑戰,抽水蓄能憑借著其經濟性和環保性優勢持續布局儲能市場,助益電力系統消納,成為短期內滿足電力系統調節需求的關鍵方式?;痣婌`活性目前技術已經不存在困難,待價格機制理順之后十四五有望迎來快速發展,最終與抽水蓄能在資源稟賦不同的地區互為補充。同時特高壓電網的推進和各地域內部電網的互聯將在空間維度上為新能源的消納提供保障。

            (二)中期維度上看好電化學儲能成本拐點出現后帶來的突破性增長中期來看,電化學儲能將是接棒抽水蓄能電站的有力候補?,F階段國內電化學儲能市場份額達9.2%,是儲能端的重要輔助手段。伴隨政策響應,電化學儲能市場空間有望在未來五年實現9倍增長。依托內生技術驅動,電化學儲能有望打通降本增效空間,達到成本拐點實現突破性增長,預計2025年占據儲能市場半壁江山。

            (三)長期維度氫儲能前景廣闊,電力交易體制如何先“破”后“立”同樣值得關注長期來看,氫儲能有望成為下一個風口。氫能可響應大規模、長周期、遠距離的應用場景,不僅在儲能規模上可與抽水蓄能電站比肩,而且在儲能時間和空間維度上更為靈活。當前氫能制取已達商業化階段,儲運及終端發展還未成熟,氫能產業化還需時日,未來有望成為儲能市場的“生力軍”。

            電力體系先“破”后“立”的圖景逐步顯現。更為重要的是,隨著1439號文的發布,我們認為電力市場改革“破”的號角被吹響,未來整個電力鏈的利益有望被重新分配,同時我們也將持續追蹤電力體系再“立”的發展之中所蘊含的巨大機遇。從更深遠的層面來講,需求端的調控和電力體系的改革和重構不涉及較大規模的資本開支,更偏向于制度層面的改革,尤其是電力體系的改革涉及到利益在源網荷三者之間的重新分配。更偏向于中長期的持續推動。

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