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广东电力市场建设情况
9号文的发布,对电改有进一步的推动作用。从整体大方向看,国家希望建立绿色低碳、节能减排、更加安全可靠、实现综合资源优化配置的电力体系,这是总体的目标。
电改涉及的面比较宽,包括这几年的输配电价核准,还有发电侧调控市场等等。全国在整个电改过程当中,这几年做得工作,包括26个省市区开启输配电价试点,22个省市开启电改综合试点,10个省市区售电试点,8个电力现货市场试点启动。南方区域以广东为主开展了进行模拟运行的部署工作。
十八大以后,应该是加快电改工作,有几个关键点值得关注,2013年9月份正式启动了年度一个协商交易,2014年10月份按照广东省政策要求以实体的形式成立了广东电力交易中心,2015年3月份,随着9号文发布,广东也是首次通过交易平台,组织开展线上竞价交易,这是全国比较领先的。在去年2月份出台了电量考核的交易规则。去年年底,广东经信委发布了广东电力现货市场一个建设的试点工作方案。
广东负荷装机容量双过亿,去年首创新高,这是一个发展平台,对储能应用来讲也是非常好的市场环境。去年据统计,电力交易电量突破千亿度,年度长协电量827亿度,月度集中竞价交易319亿度,培育市场主体6211个,年度价差79厘。
现在的交易品种有四个,年度双边协商交易、年度合同电量集中交易、发电合同电量转让交易和月度集中竞争交易,今年年底要做小时级的筹备工作,肯定要上线运行的。
广东电力市场下的储能应用场景
去年下发的电力相关市场建设的方案,主要是从以下几个方面来看:
一个是售电侧,2012年工信部做了试点城市,佛山作为试点城市给了几个亿,其中几千万做了调峰,有一些可调负荷,照明等等调动一千瓦省一百来块钱是这个模式,目前是通知形式的。目前在售电侧,广东省电力客户侧平台进行了需求侧模拟运行。
第二个是用户侧,现在按购价差的两倍去考核,如果储能进来的话,作为非常好的可调节的资源,可以避免这个调节的惩罚力度。
还有发电侧,现在广东市场非常热,继山西上了10兆瓦储能站之后,年前发布了两个细则,这是总体的情况。在建设方案里面有一份广东调频辅助服务市场交易规则,就是联合混合机组怎么分配资金有一个非常革命性的变化,现在市场定价,市场主体主动进行申报。南网一些专家报告,对广东电网来说,相对山西,目前已有的调频资源比较充分的,但是怎么运行,怎么样把这个打通,还存在一定问题的。
广东珠三角五个城市的大工业电价差是6.9毛,将近7毛,比上海跟江苏稍微低一点。其中高峰的峰段有6个小时,平段8个小时,谷段也是8个小时。容量费按照变压器计算是23块钱,按申报最大需量缴费32块钱,因此这个削峰填谷也有市场经济套利的空间。
广东电力现货市场下的储能应用
现货市场建设能够改变储能的投资,充分体现它的价值。
南方电网的很多政策也不是南网出的,去年年底发布的两个细则中提到,电储能参与辅助服务每度电是5毛,这个主要针对发电厂,这个市场是很容易回本的。这个偏差率是2%是按2倍进行处罚。南方电网响应国家号召,新能源全额消纳,新能源发电不大,光伏才143兆瓦,装机量不大,整体方向促进储能的发展。
在2017年三季度,根据一些数据显示,广东做AGC,跟山西市场相比差距很大,山西调节里程、响应速度很好。分布式发电的数据显示,总体上水电多一点,可再生能源并网储能量700多万,分布式光伏还有集中光伏加起来143万左右,这两年是增加比较多一些。
现在国网公司包括南网公司都在提综合能源服务商转型,电网输配电的利润其实完全透明,向社会公开,对电公司来讲的话需要寻找新的利益增长点。国外很多企业,因为国外的电力市场成熟,它的电网没有那么坚强,它的电力两头发电跟售电反而能够有很多的空间去发展,包括德国莱茵集团也把储能作为发展方向和不拘一格产业,就等待成本、技术等方方面面的成熟。
国家咱们领导也提了,现在提畅质量发展,也关注人民的需求,从用上电向用好电转变,这对电网公司要求很高,特别是广东,因为粤西北、粤东发展不平衡,有些公司存在电量变压器不够,电压低等等这些问题。
储能工程案例经济性分享
首先东莞的一个用户侧储能示范工程,相对江苏来讲慢非常多,因为整体把这个账算一算不是很有经济性,这个项目前年年底投运,整体运行下来比较复杂,光靠6.9毛的价差,也就是十年左右才能回本。这个企业有个特点,这个储能装置挂在10千伏的话,按照改电价策略的话供电局要求全改,不能只改一条,没有最大的收益,32块钱五百千瓦,这个每个月十几万的收益没有拿到,这个效益还是一般,实事求是的讲还是一般。
在延缓输电设备升级改造的应用项目,延缓输电设备升级改造做两个方面的方案,一个是在珠海湛江,有一些农村电网变压器容量太低,过年回家过年了,电力供不起来,电压比较低,这个时候希望用一些储能装置顶几个小时,每天有几个时间段。
另外我国小水电特别多,国家提出来全国消纳新能源,农村地区线路变压器老化比较厉害,容量5.5兆,实际上将近6兆瓦的规模,储能设计方案是5.5兆瓦,加两个兆瓦去补,整个算下来这个数也是一个粗略的数,详细的测试方案没有放。国内第一个大型的调高频的电站,结合两个细则,结合我们现货市场的建设,除了年度租赁形势之外可能有更好的收益。
发电侧,就是两个细则,定出来调节容量是12块钱,电量补偿费用是80块钱,这个实际上还没有用下去,今年年底如果是发电刚才提到日前竞价市场建立估计没有用了,涉及一个盈利的区间,可能这个128时是变化的,根据市场的情况,响应的情况,价格杠杆翘一些规则出来,不能简单按一个数乘上去,可能会,现在在做模拟。现在很多电厂都在进行招投标,很多电厂储能装置都在上,今年年底可能会有一些要偷运,具体效果非常值得关注。
调频市场模拟的情况,、今年前两个月,模拟的期间总共交易的里程三百多万兆瓦,平均每天4万兆瓦,调频费用两百多万左右,平均成交价格34.79元每个兆瓦。
电力市场下的储能未来挑战与展望
储能做调峰调频为什么没有补贴,因为储能不是一个新能源,装在那里本身耗电的,一充一放10%的损耗在里面。它的发电怎么补偿,输电怎么去补偿,是有点复杂的,真正像多少钱一度电,像光伏一样,去年3.2毛,今年3.7毛,这个是有点困难,像美国储能电力从身份认可、方案、管理办法、并网协议要经过细致的论证过程。
去年年底两个细则出台,也是提到了要享受两兆瓦半小时,以上要享受5毛钱每度电,要跟南网签订并网调度协议,要具备ADC可调的能力。这个事掀起了一个热度,但是具体落实下来还是有一些问题,首先用户侧能不能享受的问题,一个用户侧本身7毛多,再加上蓄电管理,五六年有希望的,再加上5毛钱的话大家都去干了,但是这个5毛谁出钱,像光伏一样让电网去垫资是不可能的。
另外提到了燃煤,除了燃煤生物制核电技术,按照调峰付费之外,其余技术按照上网电量缴纳费用,这个不适用于水电站,包括这个有些规则对它进行了限制了。
储能的调度问题、模型怎么样、它的信息哪些东西上传到跟调度做互联、它的协议怎么样、协议信息手段都没有,还是真空的地带。
结合几个问题立了几个项目在做,结合电力现货市场,按照每个储能装置,每个环节储能装置并网落地之后,按照一主多辅的应用模式,叫聚合效应,思路叫网络化储能平台,广东地面上建设这些储能电站,把它的电池电流电压,包括温度,还有电流负荷疾控监测到电科院建储能系统里面。上文提到的五百千瓦半小时以上,有一个聚合效应,将来售电公司,甚至是调度机构不用跟下面零散的这些小的储能投资商、运营商打交道,可以接储能平台,下面跟储能电站去谈这种收益模式,这是一个思路。
从整个平台的开发到标准化的接入终端,分布式储能系统有一个终端,去采集现货市场一些关键数据。这些小的分布式的这些储能系统到了平台之后,平时不调的的时候话削峰填谷,一旦电网的需求,参与调动起来,去辅助服务,去赚取别的费用,去增大储能的价值所在。如果单一的运维模式大家很清楚,实际上非常难去盈利。
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