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用戶側儲能:路在何方?

作者:中國儲能網新聞中心 來源:中國能源報 發布時間:2019-06-09 瀏覽:
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2017年10月,我國大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》正式發布,為我國儲能產業中長期發展確立了方向。之后,各地儲能相關政策也紛紛出臺。一年多來,北京、江蘇、浙江、山東等多個省市的多個用戶側儲能項目先后落地。那么,各地發展用戶側儲能有何特色?未來還有哪些問題待解?本期我們采訪了北京、蘇州、鎮江三地用戶側儲能項目,試圖解答部分疑問。

北京

用戶側儲能“熱”

背后的“冷”思考

█本報實習記者 張金夢

今年3月,國內用戶側最大規模的儲能電站在北京大紅門正式投運,項目一期日售電能力超過4萬度,相當于在城市中心建設完成全新的小型能效電廠,創造了國內首個“直流光儲充”一體化用戶側儲能新模式,這種新模式的誕生讓用戶側儲能的發展“跨出一大步”,但也有業內人士認為,用戶側儲能的未來發展會放緩。

日售電4萬度

5年可回本

在北京市朝陽區大紅門集美家居廣場內,12套大功率直流雙槍充電樁整齊排列,充電樁東側兩個大“集裝箱”格外引人注目,走近一看,原來是一座用戶側儲能電站。

“與普通的直流充電樁不同的是,這12套雙槍充電樁的電力是從‘隔壁’儲能電站‘買’來的。”北京福威斯油氣技術有限公司董事長劉博說,作為大紅門集美家居廣場“直流光儲充”一體化項目的投資和建設者,劉博補充道,“買來的電全部為可控使用的直流電,通過光伏發電、儲能電站消納、再售電至充電樁三個過程而來:白天光伏高峰自用,光儲發電可控使用,夜間參與消納遠方進京風電,直流系統中80%用電都來自新能源電力,為新能源電動汽車提供大功率充電。”這一

“閉環系統”將充電樁、儲能電站和光伏發電有效結合,構成了“直流光儲充”一體化電站,為用戶提供24小時充電和售電服務。

“直流光儲充”一體化電站的“客戶”可不止充電樁一家,儲存的電量會在用電高峰時段售給商場、辦公樓等不同場景的用戶,“將電售至高峰時段用電的充電樁是最貴的,車輛充電服務費加電費最高可達每度電2.2元至2.3元,可以實現儲能投資利益最大化,其次是用電高峰期的商場,售電價為1.3元。如果售出每度電的價格平均在1.5元,日售電量達到4萬度,項目7000萬的投資成本只需5年就可回本。目前,項目已達日售電1.5萬度,形成了相對成熟的盈利模式。”劉博說,儲能電站售電盈利的同時,還可以利用光伏發電滿足高峰自用,利用直流光儲充充電樁實現10分鐘快速充電,這種“光儲充三合一”的新模式,為項目帶來了更大的增值效益。

“‘直流光儲充’一體化電站的建設和運營不僅帶來了可觀的經濟效益,還為用戶側儲能的應用起到了良好的示范作用。”在劉博看來,用戶側儲能、光伏消納和大功率充電站的無縫結合,實現了用戶側儲能的最大增值。

優勢明顯

安全與并網問題待解

截至2018年底,北京市共有40個已經投運的儲能項目,總裝機達到31.7兆瓦,118.4兆瓦時,在這40個項目中,99%都是用戶側儲能項目。

發展用戶側儲能,北京有何種吸引力?

“首先北京的用電性質多為一般工商業用電,峰谷價差在全國最大,可達到1.1元/千瓦時,業內普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷價差是開展用戶側儲能的一個門檻;其次北京電力負荷壓力大,用戶側儲能可以發揮削峰填谷的作用,有效緩解高負荷現狀。所以,北京發展用戶側儲能有得天獨厚的優勢。”中關村儲能產業技術聯盟研究經理王思分析說,但是,安全保障和并網問題一直沒有得到有效解決,讓用戶側儲能項目的落地成了難題,發展腳步也漸緩。

對此,劉博也深有感觸:“大紅門項目早在2018年3月就計劃投用,但有些合作方認為項目建設無前例、安全技術風險大,紛紛打了退堂鼓。”

王思直言,安全技術問題是發展用戶側儲能應考慮的第一要素。首先在技術安全方面,用于儲能的電池品種、技術水平、生產質量參差不齊,存在不安全性;其次,由于儲能電站組成成分的特殊性,當發生火災時,缺乏快速高效阻斷火勢的完善策略;第三,用戶側儲能電站的防燃防爆監控系統仍不完善。而在并網方面,國網江蘇省電力有限公司發布了《用戶側儲能并網管理規定(試行)》,規定中規范了用戶側儲能系統并網管理,而北京市目前還沒有出臺相關政策,用戶側儲能只能在用戶所屬配網產權內低壓側實現儲能并網,這在很大程度上減少了投資者的熱情。

解決“身份”問題

未來發展潛力更大

北京市在發展用戶側儲能中遇到的困惑,在國內其他城市也同樣存在。

“因為政府沒有給用戶側儲能一個合理的‘身份’,所以現在都是自下而上的摸索前行。”王思說,目前,國家相關部門還沒有出臺針對用戶側儲能電站建設統一認定的相關規范。北京市在建設的相關標準和政策方面正在逐漸完善,希望未來能夠以高標準高水平來指導用戶側儲能在北京的落地。

盡管用戶側儲能的發展已找到“突破口”,但未來發展還需多方努力。“首先是監管部門的嚴格把控,不斷完善安全管控、預警和切除功能,明確安全責任主體,保障用戶側儲能安全運行;其次是電力公司的推動,出臺相關用戶側儲能并網管理規定,推進市場化進程;最后需要政府的支持,明確用戶側儲能的‘合法身份’,全面強化儲能標準化工作,建立完善用戶側儲能系統消防處置制度。”王思分析道。

目前,北京市用戶側儲能應用已涉及獨立儲能電站的削峰填谷、光儲充一體化項目、分布式能源、微型電網和應急電源備用等多個場景。談及用戶側儲能未來的發展前景,王思和劉博表現出了同樣的信心,隨著未來電力負荷增大、用電需求量增多、可再生能源裝機的增加等因素,用戶側儲能一定會占據越來越重要的地位。

蘇州

補貼政策為用戶側儲能發展鋪路

■本報實習記者 張勝杰

蘇州是我國工業大市,用電量位居全國前列,其需求側響應推動了用戶側儲能的發展。今年3月,蘇州市工業園區管委會專門出臺了用戶側儲能補貼政策。在政策的支持下,用戶側儲能發展將再獲哪些利好?

連續3年度電補貼0.3元

作為國家首批能源互聯網示范園區之一,多年來,蘇州工業園區在自身能效提升、多能協同和新能源應用方面不斷創新和投入。今年3月,蘇州工業園區管委會發布了《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》,文件明確規定,針對在園區備案實施、且已并網投運的分布式燃機項目、儲能項目,自項目投運后按發電量(放電量)補貼3年,每千瓦時補貼業主單位0.3元。

蘇州工業園區經濟發展委員會轉型促進處處長張敏高告訴記者:“園區在當地供電公司的共同參與下,已建成國內首個區域級的能源互聯網綜合服務平臺,納入補貼的儲能項目會被要求實施必要的能源信息化方面的數據采集,并要求接入園區的能源互聯網綜合服務平臺。投資主體通過信息化手段提升自身項目效益、安全等管理水平的同時,也將幫助園區在區域層面做好不同層面的能源微網統籌協調和補貼發放方面的精準監管。”

業內人士分析認為,由于峰谷價差0.7元被視作行業部署用戶側儲能項目的門檻,此次補貼變相降低儲能度電成本0.3元后,也意味著峰谷價差超過0.4元即具備部署用戶側儲能項目條件,而這在我國絕大多數出臺峰谷電價機制的省份都能得到滿足。

記者梳理發現,這不是地方政府的首個補貼政策。去年合肥市政府就釋放對光儲應用的補貼利好,給予光儲系統每度電1元的補貼,同一項目年度最高補貼100萬元。蘇州在儲能補貼上,不同于合肥的“充電量”,而以“放電量”作為計量標準。有業內人士認為,這讓具有更高充放電效率的電池產品,將贏得市場的競爭,從而進一步推動行業的進步。

企業投資有望下降10%

“針對蘇州工業園區用電負荷波動較大的現狀,發展儲能是負荷平衡非常重要的解決手段。”張敏高分析稱。

統計顯示,蘇州工業園區2016年售電量117.41億千瓦時,最高負荷233萬千瓦;2017年售電量123.45億千瓦時,最高負荷250萬千瓦;2018年售電量128.36億千瓦時,最高負荷255萬千瓦。國網蘇州市工業園區供電公司總經理徐丹分析道,一般來說,全年最低負荷出現在春秋季,例如,春季4月份最高負荷只有夏季8月份最高負荷的60%-65%左右,存在較大的峰谷差。除了季節波動,日負荷也存在較大峰谷差,在春秋季一般為20-30%,夏季可以超過50%。

徐丹補充說:“從電網建設運營的角度看,按照夏季最高網供能力建設電網是不經濟的行為。電網建設需要占用公共土地和管廊資源,蘇州工業園區經過25年的發展,電網建設和公共資源已經接近飽和(蘇州工業園區網供負荷密度超過0.90萬千瓦/平方千米,是江蘇省平均值的10倍),供電公司與園區政府希望通過一批用戶側儲能項目的建設,在不增加公共資源消耗的前提下滿足企業的用能需求。同時可以利用儲能削峰填谷,提升現有電網資源利用效率,從而形成多贏局面。”

張敏高告訴記者,蘇州工業園區在出臺補貼政策前,曾邀請第三方專業機構對補貼效益做了分析,希望補貼政策能夠幫助到投資主體降低10%的投資。“按照目前蘇州大工業用電價差大約0.7元/千瓦時來測算,儲能投資回收期在5-8年。當然,儲能項目的投資測算較為復雜,涉及不同的電池類型、充放電策略,并且項目投資成本一直處于變動過程中。目前的投資成本應該較我們當時測算時候又有一定幅度的降低,因此項目的回報情況將變得更為理想。”

提高用電安全促進新能源利用

談到在用戶側儲能出臺補貼政策后的影響,徐丹表示,這項政策首先明確了儲能是未來一段時間園區能源互聯網建設的重要組成部分。同時,補貼政策的實施,降低了儲能項目的投資。“值得注意的是,本次補貼是運營補貼,而非建設補貼,實際補貼的金額由園區管委會與供電公司合作開發的能源互聯網服務平臺進行全過程的跟蹤監督,對政府、用能企業和儲能投資商都建立了公開透明的數據信息交互渠道,可以有效降低決策風險,快速推動一批儲能項目落地實施。”

作為蘇州工業園區享受補貼的企業之一,中新協鑫能源科技有限公司總理余文杰說:“儲能運營補貼縮短了園區儲能投資商的回收周期,提高了企業參與儲能投資建設的積極性,有利于降低園區負荷的峰谷差。”同時,儲能領域的其它企業也紛紛表示,儲能補貼政策的出臺,將有助于儲能項目的落地和長期發展。

在張敏高看來,發展儲能對降低電網投資,避免大量建設電力設施,提高投資效益都有很大幫助。同時儲能項目在降低用電成本,提高用電可靠性方面也對具體參與單位提供幫助,未來將逐步得到市場認可。

今后,通過園區能源互聯網公共服務平臺,蘇州工業園區可以對所有納入補貼的儲能項目進行精準管理,相對于傳統的投資補貼,這種通過平臺進行管理的運營補貼將很大程度幫助園區更好的使用引導資金。另外,通過鼓勵推廣和實施包括儲能項目在內的能源互聯網示范項目,將幫助園區不斷提高能效,促進清潔能源使用,對能源領域的綠色發展會有很大幫助。

鎮江

超大容量“充電寶”保供電

■本報實習記者 張勝杰

又是一年酷暑季,夏季用電高峰也將來臨。早在一年前,為緩解江蘇鎮江東部地區夏季高峰期間供電壓力,全國最大規模用戶側分布式儲能項目在鎮江落地。2018年鎮江共計建成用戶側儲能項目20個,涉及用戶20家,并網投運46.5MW/365.86MWh,累計減少電費開支達4500萬元以上。

記者了解到,鎮江用戶側儲能項目由國網江蘇省電力有限公司主導,國網鎮江供電公司牽頭,國網江蘇省電力有限公司下屬綜合能源服務公司聯合社會資本共同投資建設。用戶無需投資僅需提供建設場地,而且在滿足了迎峰度夏高峰期間用電需求的同時,還按合同約定享受部分峰谷價差讓利,實現電網、用戶、社會資本多方共贏。

“這個項目可以比喻成一個大型充電寶,晚上谷電時充電,白天峰電時放電,在分時電價下,通過谷充峰放,儲能系統將有效節省客戶電費支出。”國網江蘇電力公司相關負責人介紹說,用戶側儲能一般為“一充兩放”或“兩充兩放”,以實現“移峰填谷”,“谷電峰用”的目標。在緩解電網高峰負荷壓力的情況下,讓用戶獲得實實在在的電費差價收益。以江蘇電網銷售電價為例,220kV大工業用戶谷段電價為0.2989元/千瓦時,峰段電價為0.9947元/千瓦時,不考慮平段因素,電費差價為0.6958元/千瓦時。中冶東方江蘇重工有限公司在沒有儲能裝置時平均電價為0.6875元/千瓦時(按6個月測算),儲能裝置投運后平均電價0.6651元/千瓦時(按6個月測算),半年累計減少電費開支達987.51萬元,降本效益顯著。

在建成的項目中,作為參與方之一浙江南都電源動力股份有限公司負責了電站的出資建設、設計、安裝調試、運維及技術支持等工作。南都電源下屬浙江南都能源互聯網運營有限公司總經理王大為告訴記者,例如,在江蘇飛達集團中冶重工用戶側項目中,儲能電站采取設備租賃模式,開創了儲能電站商業化運營的新模式。“客戶通過享受全套技術解決方案、電站建設及運營服務,降低能源消耗,投資方則可以從客戶進行節能改造后獲得的節能效益中收回投資和取得利潤。”

該電站的實施應用,通過傳統能源與新能源多能互補和協同供應,為用戶提供高效智慧的能源供應和相關增值服務,直接減少企業電費支出。同時,分布式儲能設備在大網斷電時可以充當應急電源,確保企業生產不斷電,既能臨時緩解負荷高峰電力供需缺口,又能促進電力資源優化配置。

國網鎮江供電公司相關負責人表示,未來將從提升用戶側儲能服務水平入手,一是將對全市用戶側儲能資源進行整合,具備信息資料查詢、統計分析、遠程診斷等多樣功能,實施平臺—站點個性化交互式服務,服務效能全面提升;二是探索拓展“儲能+”模式。在用戶側儲能項目峰谷價差套利、降低需量電費的商業運行模式基礎上,將儲能和應急電源、充電站、微電網有機融合,構建“儲能+”應用模式,實現“儲能+”增值服務收益;三是升級“源網荷儲”系統,進一步發揮潛力。“我們正在將用戶側儲能電站項目接入江蘇省近年來建設的‘大規模源網荷友好互動系統’,成為友好互動平臺的應急備用調度的一部分,當因電網停電、線路跳閘、用戶變設備故障等原因造成供電中斷時,為企業提供供電保障,保障生產及設備安全。”

關鍵字:用戶側儲能

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