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行業新聞丨甘肅720MWh大規模儲能電站項目案例分析


 引言

近日國家能源局復函同意甘肅省開展國家網域大規模電池儲能電站試驗示范工作。

甘肅網域大規模電池儲能電站是國家批復同意的全國第一個電池儲能試驗示范項目,按照“分期建設、分布接入、統一調度”的原則實施,選址在酒泉、嘉峪關、武威、張掖等地建設。其中:一期建設規模720兆瓦時,總投資12億元,電站儲能時間4小時,計劃2019年建成。后續將根據電網調峰需要及市場情況繼續擴建。示范項目建成后,將成為國內最大、商業化運營的儲能虛擬電廠,對推動我國規模化儲能技術發展進步,提升電網系統調峰能力和進一步解決我省棄風棄光限電困難具有積極促進作用。

      中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會產業政策研究中心統計數據顯示,截止到2017年底,全球光熱及風光發電并網儲能項目共計246個,裝機總規模達10.3GW。新能源發電側建大型儲能電站對促進可再生能源消納,緩解日益突出的棄風、棄光問題,提高電網安全穩定運行水平意義重大,備受關注。

針對甘肅大規模儲能電站項目的深入分析,以下分享9月19日-20日,2018首屆全國發電側儲能技術與應用高層研討會上,中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司發電設計分公司項目管理部副主任、設計總工程師魯鋒出席會議并發表專題演講《甘肅大規模儲能電站項目案例分析》。

以下為發言實錄

魯鋒:大家上午好!非常榮幸可以在大會和各位專家一起分享和交流,我今天分享的案例是《甘肅大規模儲能電站項目》,我們院做完可研報告,甘肅向國家能源局申請示范工程,項目位于甘肅的嘉峪關酒泉這個地區,這個地區是棄風、棄光最嚴重的地區,是新疆到西北聯網通道的中間位置,受制于通道輸電能力的限制,棄風、棄光在下午是非常緊張的,本項目屬于多能互補儲能示范項目,解決新能源消納的問題。

這個項目裝機容量比較大,規劃容量是1.5GW,一期是720MWH,我分享的報告分六個部分,第一個項目建設背景。

從儲能市場的規模包括應用場景這一塊,剛才清華大學鄭主任介紹的比較清楚,我就不再講述了,無論從國際還是國內市場看,在電化學儲能里面,鋰離子電池占比比較大,近兩年的發展也是比較迅速的。

這是一個價格預測,因為現在國內的儲能產業經過近十幾年的發展,現在正好是處于從示范應用到商業級應用很重要的過渡時期。另外從電池角度來說,經過這些年的技術進步,特別是去年到今年,這兩年受政策,包括需求的刺激,咱們國內各個生產廠家投資熱情也比較高,產能現在也比較大,進一步拉低了電池的價格。從我們這個角度預測來說,像鋰離子電池主流的儲能技術,它的成本預測到2020年降到1000到1200(每瓦時)左右,電池成本的下降也為儲能大規模的商業應用提供了一個很堅實的基礎。

所以這兩年,特別是去年國內無論從立項還是投運一大批儲能相關、電化學儲能的工程。

可再生能源并網領域,青海直流側光伏儲能示范項目,還有吉林省風電廠電熱混合儲能項目,還有輔助服務領域。用戶側就更多了,在江蘇、北京、廣東等經濟發達的地區,利用峰谷價差開展了密集的商業應用,2017年達到了121MW,從政策方面這兩家專家對政策解讀比較多,我就不詳細說了。

我把項目主要的依托點強調一下,一個是2016年6月7日,國家能源局《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償機制試點工作的通知》,就是國能監管2016、164號,獨立的儲能電站的市場合規性確立了,對獨立儲能電站的規模有一個要求,充電功率在10MW以上,持續時間在4小時以上。從盈利模式來說有一個支撐點,電儲能放電電量等同于發電廠發電量,按照發電廠相關合同電價結算,我就可以按那個廠原來的電價合同結算,這也是現在這個項目近期采用的一個盈利點。

另外輔助服務,從地方政策的層面,國家東北、福建省很多省都開展了服務,2018年開展執行輔助服務的市場運行規模。

第二部分就是電力系統概況。項目位于嘉酒電網,它的新能源占比達到了70%,所以調頻、調峰的壓力特別大,根據數據2017年嘉酒電網棄風率為34%到39%,我們有一個預測,我們做了一個分析按照六種模式分析下來,就是說整個嘉酒電網都有贏余,特別是冬季下午13點,電力贏余達到了6150到7040千瓦,左邊是一個光伏,右邊是風電的儲電曲線,這兩條曲線擬合以上,對應上嘉酒地區的用電曲線,就可以表現出從12點到下午4點是低谷。

第三部分就是盈利模式。從本項目配置720兆瓦時的電網來說,在三個方面有盈利點,第一個可再生能源并網,第二個是電網輔助服務,第三電網輸配電,可再生能源就是減少棄電,從電網輔助服務領域,甘肅輔助服務有規定,我們這么大規模的一個儲能電站相當于一個小的抽蓄,這個也有盈利點。另外從電網輸配電,720兆瓦時可以提高150MW,因為電儲能的特點,提供雙向的快速、有功、無功的功率調節功能,從這方面也可以爭取到盈利點。同時考慮到其他的因素,現在這個項目盈利方式是這樣考慮的,分優先、其次,還有遠期的考慮,現階段考慮吸納目標光伏電站的棄電量爭取一個價差,目標電站就是2015年,包括2015年高電價的光伏電站,電價大概是8毛錢、9毛錢,我們已經篩選了一部分,我們跟相關方都有過合作和談判,相當于光伏電站,好比一毛錢買下它的棄電量,然后8毛錢或者9毛錢再賣出去,其次就是風電的電站,現在風電電價比較低,這個要跟輔助服務結合,才可以達到盈利點,從長期看要爭取輔助市場服務,包括電網輸配電能力的提升,特別是抽蓄這種,可以爭取一些政策,從項目的角度來說,從近期以能量服務為主,遠期要往功率性服務過渡,這樣才可以保證長期的盈利模式。

第四部分就是儲能電站的配置方案和布局。在2020年做了甘肅全網進行8760小時電力生產模擬,光伏發電量是343.1億KWH,棄電量是76.5億KWH,棄電率是18.2%,本項目的720KWH所占的比例比較小,還有一定的發展空間。

我們在可研階段無論對儲能電站的配置,還是判定性的分析,還有儲能發電量的計算、依據,都是拿了嘉酒地區的全年平均水平做了預測,也進行了驗證,最后得出了一些結論,光伏電站如果棄電率在12%,按功率10%左右配置,4個小時算下來棄電率降18%,光伏在20%,配10%的儲能,然后儲5個小時,可以降12%左右,這是一個部分結論,我們經過前期大量的一些數據研究,容量不小于20兆瓦,棄電率大于10%,儲能時間按照4小時或者5小時配置。

嘉酒地區的光伏電站數量比較多,主要在金塔、敦煌、嘉峪關等5個地方,目標電站最后篩選了22個,根據廠址的條件,也根據合作的因素,經過跟光伏電站的談判,初步擬選了8個點,不光在光伏側,光伏側有5個,用戶側還選了一個,電網側選了兩個,總共的配置容量是720MWH,儲能時間是4小時。可行性研究階段,我們從儲能系統搭建角度,用的是1兆瓦的PCS,結合蓄電池,大概是4MWH,發電側大概是4000平米,下一步如果用10MWH的PCS,占地面積可以大幅度的減少。

第五部分就是投資估算和經濟評價。現在算下來的總投資是11.71億,按剛才說的盈利模式,按價差8毛的鎖定,投資收益率很高,都在20%以上了。

第六是示范意義和建議。這個項目申報國家的示范工程有幾個方面,第一個是盈利模式創新,還是基于164號文,提到了盈利模式,可以保證現有的工程不再申請額外的一些補貼和政策支持情況下,就可以盈利,現在就可以大規模的商業應用。另外這個電站720MWH,就是每年發2億度電,占嘉酒地區整個棄電量的33%,占甘肅全省11%,比例比較低,可以保證今后棄電率下降的時候也可以盈利。第三個提高輸電通道,關鍵設備、關鍵技術的突破,這個項目要應用國際上10MWH的PCS,另外從電池角度也有一個創新,要突破現在安全性的顧慮,要采用全電池單體的實時監測,從大規模儲能應用方面就可以實現安全性的突破,另外還研發出了基于柔性構架的管理系統,咱們電站相當于是分布式的儲能電站,利用這個平臺對分散式的儲能電站進行統籌統調,可以實現新的運行模式的探索,這個平臺跟網調互動,充分發揮儲能電站大規模的優勢。

另外從這個項目角度,類似工程角度也提了一些建議,一個是要跟能源主管部門溝通協調,進一步參與電力輔助服務市場,做好調頻市場服務方面,爭取一些政策支持。另外在相關政策落實的情況下,我們想在網側,就是網側按照4小時做的,如果政策允許條件下,對網側PCS進行擴容,滿足電網的需求,也從功率性服務來考慮,另外網側的儲能電站要進一步研究,按照抽蓄的盈利模式研究盈利點,我的分享就是這些。

謝謝大家!

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