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当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧,在“荷”侧有个别用户投资自建储能,规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务,不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统,主角依然是“源网荷”,“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位,没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系,迫切需要明确及提升“储”的地位,各方平等,传统电力系统才能本质升级,构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统。
构建“源网荷储”四维融合互动
新型电力系统的一种思路
刘大为
一、传统电力系统迫切需要本质升级
传统电力系统由“源网荷”三者组成,为最大化利用清洁电力,平滑清洁电力的“间歇性、波动性”,稳定电源供应,储能成为解决问题的关键。传统的“源网荷”电力系统由此变为“源网荷储”电力系统。
当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧,在“荷”侧有个别用户投资自建储能,规模总量基本可以忽略不计。这种或依附于“源”、或依附于“网”、或依附于“荷”的“储”只为依附方服务,不能成为独立一极。这样的“源网荷储”电力系统实质上是加强版的“源网荷”电力系统,主角依然是“源网荷”,“储”只是“源网荷”各自的小跟班。“储”在其间没有地位,没有发言权。新型电网是“源网荷储”四维互动的关系,迫切需要明确及提升“储”的地位,各方平等,传统电力系统才能本质升级,构建为面向未来的“源网荷储”四维融合互动的新型电力系统。
二、“荷”侧用能心态分析
就目前而言,“源”侧或“网”侧配置的储能,都不能积极地和“荷”侧互动,电力系统实质上依然没有摆脱“源随荷动”的传统。在节能减排的大背景下,“网”侧积极地给“荷”侧描绘碳形象,提供节能结果报告,帮助进行节能分析。都根本上不能直达用户痛点,不能协助用户主动进行节能减排。
真正了解“荷”侧需求只有“荷”自身。如果“荷”不能自主选择发电来源,不能区分究竟是化石能源发电还是清洁能源发电,也没有利益驱使其选择发电来源,“荷”侧并不在乎是“黑电”或“绿电”。就如同城市打出租车,“油”车和“电”车每公里单价一样,同样能安全快捷地把乘客送到目的地,乘客并不在意乘坐的是“油”车还是“电”车。
只有通过利益和利害方式把“荷”侧的主动性调动起来,让“荷”参与电源选择甚至是电力调度,才能改变过去“源随荷动”的被动式供电,用户有意愿且有能力主动选择绿色能源,才能在此基础上构建未来新型电力系统,才能是各方互动的新型电力系统。
三、储能现状分析
(一)用户侧建设储能条件及作用:
1.必须拥有一定体量,才具备财力投资储能。
2.各地电价政策不一,当峰谷电价差额足够大,用户有动力和意愿投资储能,以达到降本增效目的。
3.必须拥有一定的技术能力,以确保储能安全有效运行。
4.必须有合适场地建设储能。
用户侧建设储能四个条件缺一不可,而且用户侧储能设施不能向电网反供电,收回储能建设运营成本渠道单一,只能靠峰谷差去消化。所以用户侧储能只有特殊性,没有普适性。
(二)电网侧建设储能条件及作用:
1.作为基础设施建设,相对容易获得当地政府支持,可获得合适储能建设用地。
2.具有专业技术能力和团队,保障储能电站的安全运行。
3.具有一定财力建设储能。
4.消纳社会清洁能源发电,电网调频,削峰填谷。
两者对比,“荷”侧建设储能门槛较高,更多考虑是躲避电网峰价,降本增效,一般和清洁发电利用无关。而且因各自条件不同,投资意愿也不同,不具备社会推广性。“网”侧建设储能门槛较低,而且“网”侧储能属于公共设施,对社会贡献益处良多,但因为当前电价政策下,储能成本不能合理地反应在销售电价上,所以电网侧缺乏一个积极部署的理由——利益!
纵然“储”将成为未来电力系统的重要组成部分已成为社会各方共识,但各方缺乏投资意愿,“储”在当前生态下难以自我健康成长。
四、光伏储能投资分析
以某太阳能资源一般地区为例,当地年日照小时数为2200小时—3000小时,一般工商业高峰电价为0.8179元/度。
(一)单一用户投资“光伏+储能”情况分析:
该地区A用户拥有1000 m2的可架设光伏面积。
采用多晶硅太阳能电池的光伏系统,市场单价为3元/瓦,每瓦安装费0.5元,即光伏系统为3.5元/瓦。一般100平方米可架设8—13kW的光伏板,取均数10kW/100m2。A用户可架设100kW的光伏板。
静态光伏系统投资为100000(W)×3.5(元/W)=35万元。
根据最新市场报价,储能锂电池约为1.00元/Wh。自投资容量为400 kW·h、功率为100 kW的储能电站。电池投入 400000W·h×1.00元/W·h=40万元;储能对应逆变并网设备、储能监控及基建等费用约为17.5万元。储能电站总投入约57.5万元。
光伏和储能合计投入35万元+57.5万元=92.5万元。
光伏发电系统损耗为30%,按当地年日照2000小时计算,该光伏系统年发电量为:
2000小时×100KW×(1-0.3)=14万度电
所发电量全部存入储能电站平滑后再逆变成交流,经地区公网返回该用户,储能电站选用锂电池,损耗较小。一充一放损耗约为10%。
A用户每年可有效使用清洁电量:
14万度电×(1-0.1)=12.6万度电
该地区一般工商业高峰电价为0.8179元/度,所发电量经储能缓存至电价高峰时段使用,每年节省电费:
126000度×0.8179元/度≈11万元
静态投资回收期=92.5万元÷11万元/年=8.4年
多晶硅光伏板使用寿命约15年,磷酸铁锂电池无衰减使用寿命约为10年,均大于8.4年静态投资回收期,整体投资获利可期。
(二)用户侧投资“光伏”,电网侧投资“储能”情况分析:
电网侧“储能”作为共享资源,向周边用户开放,用户按需付费租用电网侧储能容量,可以较完美地综合电网侧和用户侧的需求,结合自身特点扬长避短。
在这种情况下,多个用户租用电网侧储能容量,客观上共享该储能电站的逆变等设备,既可达到实际使用效果,又可降低用户一次性投入成本,也可降低用户后期长期维护成本。
举例说明:A用户自建有100kW光伏发电,电网企业在其邻近处按A用户需求配套建设400kW·h储能,接收A的光伏直流发电,或存储或逆变后经公网交流再供电回用户;邻近该储能电站的B用户自建有50kW光伏发电,电网企业按需搭积木式配套建设200kW·h储能;同样按需搭积木式扩容该储能电站,满足C、D用户。A、B、C、D四个用户客观上共享该储能电站的除电池外的其它设备,有效地降低了电站投资成本,缩短储能电站投资周期。
(三)以上两种形态对比分析:
光伏建设成本日益降低,发电平价上网都会盈利,发电自用更能降低自身用电成本。就单一用户全方位投资“光伏+储能”而言,虽然在理论上可完全收回投资并有相当盈利,但不确定因素较多,回报期较长,资金占有严重,且需要承担后期人工及设备维护费用,故用户全线投资“光伏+储能”意愿不强。而且光伏的波动性和间歇性,使得用户的用电体验较差,也严重影响用户光伏自建自用积极性;再加上目前政策上对“余电上网”变现预设有消纳前提,且手续繁琐,对小容量光伏发电不太友好,进一步打击用户自建分布式光伏的积极性。
作为增量配电企业,在辖区提供共享储能服务,海纳百川式接纳各个中小用户的光伏发电,对于清洁发电来者不拒,经“平滑”加工后提供给用户,可完全消除用户对供电稳定性的疑虑;也可在用户同意下以高于国家补贴后价格、低于目录电价的基础上,经公网供给其它用户,为签约用户提供余电变现通道。在此过程,用户通过储能及电网调度,在保障自身供应基础上,投资收益最大化;储能投资方收取相应容量的基本租赁费获取收益;电网企业收取按电量计算的服务费获取收益。最终实现多方共赢。
五、“用户侧光伏,电网侧储能”配置应用场景:
在“用户侧建光伏,电网侧建储能”基本硬件架构的基础上,建设“智慧平台”,用户随时掌握电网供电情况、光伏发电情况、电站电量情况,可随时选择电网供电或电站供电,也可选择以合适价格售出己有电池电量。
“智慧平台”不仅包含传统意义的营配调,功能要求要赋予用户参与互动机会,建设实时电力交易平台,最终构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。它不仅是一个政策创新,也是许多技术创新加以支持的系统创新。以“储”为共有交汇点,用户参与电力调度,交易平台上交易储能电站电量,实现用户侧成本最小化,效益最大化。电网企业可根据协议价收购储能电站“光伏溢出”电量,为公网供电,平台服务用户之间电量交易,实现电网侧成本最小化,效益最大化。最终实现多方共赢,全社会共赢。
应用场景一:用户租赁容量充满,且已满足自用后,多余电量可按双方签订协议供给公网,为用户保底变现。
应用场景二:在光伏发电高峰时,且电网供电不为峰价时,选择光伏电量存储,由电网供电。待电网供电为峰价时,可选择存储电量供电。由于存储电量归属权为用户,电网不收取电费。这样可对清洁发电“跨时转移”,降低用户用电成本。
应用场景三:当增量配电网外网电源故障或计划停电,增量配电网失去外部电源,此时,A、B、C、D等签约用户由“储能电站”经公网继续供电。未签约用户供电开关自动跳闸断开,待外网电源恢复后才能自动合闸接受电网供电。若故障时间较长,A用户存储电量耗尽,A用户供电开关自动跳闸。
应用场景四:接场景三外部故障,A用户已耗尽自己的存储电量,B用户没有使用或有较多的电量富裕。经B同意,A用户可通过竞拍方式继续获得B用户的存储电量,“电力银行”作为交易平台为双方服务,收取按电量电价计算的服务费。
应用场景五:增量配电企业自投光伏,电网电价平价时光伏发电存储,电价峰时经公网进行辖区供电,以实现效益最大化。也可在外部电源故障时,结合应急供电车为特约用户提供保电服务。
应用场景六:A用户可以通过智慧交易平台随时选择售出储能电量,所获收益将高于现在光伏电量收购价(选择在电网峰价时售出收益最高)。
应用场景按具体运营情况,有待后续补充更多场景。需要明确说明的是,储能投资方和电网企业收取的“容量租赁费”和“服务费”,不一定为现金,也可按电量折算,如存储A用户2度电,按1.5度记账,其中0.5度电折算为服务费。
六、“源网荷储”四维融合互动对各方的好处:
(一)对用户好处:
1.区别于以往光伏发电政策,余电不仅能变现,也能变电。
2.无需投资逆变设备,节省用户投资,也省却后期逆变设备维护费用。
3.自发自用电源经储能平滑后,电源稳定。
4.用户可以对供电电源有选择权。
5.无需投资储能,减少资金占有;“电力银行”专业维护储能电站,增加电站安全性。用户随时申请增加或减少租赁容量,使用灵活性更高。
6.在电网外部电源故障期间,可不间断获得电力。
7.按电力供应实时情况,用户可以通过 “智慧平台”,随时自由灵活处理存储电量和清洁发电电量,实现效益最大化。
8.摆脱场地限制,可“无限制”按需增加储能容量。
(二)对增量配电企业好处:
1.按需投资储能,最大化降低投资的盲目性。
2.摆脱光伏投资的场地限制,充分调动社会资源投资光伏发电,有利于分布式发电推广。
3.专业储能,保障储能运行安全。高效收集社会闲散发电资源,打通清洁发电和清洁用电的通道。
4.增加公司业务范围,摆脱电价政策限定,储能供电变为电力服务。
5.可通过公网为用户提供异地保电服务。
6.储能设施价值将得到最大化利用。
a/响应清洁发电就地消纳政策;
b/延缓变电站容量投资;
c/减少向上级电网缴纳的容量电费;
d/增强电网供电可靠性;
e/可参与上级电网调频调峰行动,同时获得峰谷差价;
7.构建的电力交易平台,必然保有买卖双方的结算资金,在发展到一定阶段,“智慧平台”必然会拓展出金融业务,具有金融属性。
8. 相对从上级电网买入的电价,增量配电企业可以以更低的价格买入用户储能电站的电量,按政策电价售出,获得利益最大化。
七、“源网荷储”四维融合互动进一步分析
在当前“碳达峰碳中和”的大背景下,发展清洁能源既是历史使命,也是历史必然,构建“源网荷储”四维融合互动新型电力系统是电力革命的必由之路。“储”必须是独立一方,摆脱以前的依附性,才有资格有能力和“源”、“网”、“荷”三者互动。当前储能投资主要是依靠政策强令投资或企业责任投资,而缺少因利益而投资。只有设立互动机制,让储能投资成为可获利投资,才能赢得社会资本青睐,反过来也会促进储能各方面健康成长。
目前储能建设和运营成本虽然居高不下,但业已发展到一定阶段,具有一定的经济性。相信随着储能技术的进一步发展,储能成本的进一步下降,储能必然会迈过商业化门槛,不仅安全可用,而且经济适用。当下时,建设“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也是迫在眉睫。在建设应用示范项目时,作为储能和智慧平台架设方,应积极争取政策扶持着眼未来,打造“源网荷储”四维融合互动新型电力系统。
同时,“源网荷储”四维融合互动新型电力系统也可积极为清洁能源发电、为全社会最大化减排助力,为供需双方履行社会责任布设有利环境。
八、“源网荷储”四维融合互动新型电力系统对增量配电企业的意义
增量配电企业相对于上级电网企业,在规模上不能与之相提并论,如果拘泥于传统供电服务,并以此对标,永远无法与之相媲美。再者,国家进行增量配电电力改革,目的不是再造一个传统供电局,而是希望增量配电企业以大电网为依托,发展出有利于清洁能源利用的商业模式。
这种“源网荷储”四维融合互动新型电力系统有所区别于传统电力系统,通过智慧平台实现“源网荷储”互联互通,打造真正的智慧电网、数字电网,提高清洁能源使用面积,有效降低用户用电成本。仅就就增量配电企业而言,与其建设传统电力系统,不如先行一步,利用上级电网托底优势,发展新型电力系统,既可为增量配电企业探索生存之道,为电力改革做有益尝试,也可为国家“双碳”目标做出实实在在贡献。(来源:北极星电力网 作者:刘大为)
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北极星售电网获悉,6月27日,广东梅州丰顺县人民政府发布关于印发《丰顺县推进分布式光伏高质量发展实施方案(2025—2030年)》(以下简称《方案》)的通知。《方案》指出,实政策支持。电价方面,分布式光伏项目上网电价按照国家和省有关规定执行;支持分布式光伏项目参与绿电绿证交易,获得相应收益
6月30日,霍邱县发展和改革委员会发布2025年第二季度其他权力办理结果,其中包括霍邱县蓼云算力中心产业园源网荷储一体化已办结项目备案。据显示,霍邱县蓼云算力中心产业园源网荷储一体化项目包括:①算力中心产业园:主要建设研发孵化中心、智算中心、智能先进厂房、运维中心等,配套建设室外工程设
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