储能和分布式电源在售电中的应用和前景探讨

储能和分布式电源在售电中的应用和前景探讨
北京清能世福科技黄骏
售电市场现状
截止2017年1月，已有21个省（区、市）开展电力体制改革综合试点，9个省（区、市）和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点。

2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量19%。

每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。

在2016年国家电网为用户节省的电费约等于国家电网的总利润。

售电市场改革，使得大量企业进入市场分蛋糕，导致蛋糕看似变小了，市场容量降低。

那么如何将“蛋糕”做大做强，是目前最值得考虑的。

那么如何做大蛋糕？
“十三五”期间（即2015-2020年），国家规划的在新能源方面的投资是2万亿，其中光伏、太阳能方面的投资是1万亿。

可以看出，国家一直支持分布式光伏的发展。

随着新能源汽车的发展，锂电池储能市场也在不断扩大，储能也似乎处于爆发前期。

光伏、分布式发电以及储能市场不断被看好。

通过售电市场的改革，不仅能够降低用户的用电费用，使大家能够共享售电市场利润，并改善气候环境。

分布式电源运营模式
“分布式光伏”在高渗透率情况下会产生弃光现象，向上级电网倒送电力，对电网的安全造成影响。

所以“分布式光伏”以“自发自用、余量上网、电网调节”的模式运作，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。

低渗透率运营模式
运营模式：“自发自用、电网调节”
关键：用户电价<电网售电价
实例：光伏分布式发电
分布式光伏发电电价 = 用户电价 + 0.42 + 地方补贴
其中，0.42元/kWh为国家补贴，连续补贴20年。

高渗透率运营模式
运营模式：“自发自用、余量上网、电网调节”，或“弃光”以防分布式电源向上一级电网倒送电力，分布式电源配电网要求典型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷25%。

可以增加储能，减少弃光，并防逆流，还可作为备用电源，在电网故障情况下孤网运行。

关键：分布式电源度电成本<余量上网部分电价，电网安全、电能质量
实例：光伏分布式发电
自发自用部分电价 = 用户电价+0.42（国家补贴） +地方补贴
余电上网部分电价 = 当地脱硫煤电价+0.42 （国家补贴）+地方补贴
目前国家每度电补贴0.42，加上部分地方补贴，可以看出分布式光伏的支持力度很大。

电池储能的构成和作用
储能可以说是一个非常大的市场，经过多年酝酿，储能处于爆发前期。

电池储能系统构成：由电池系统（含电池、BMS）、双向变流器（PCS，充电和放点功能）、变压器组成。

储能的作用是：在充电过程中把电网的电能转存储到电池中，在需要时，再将电池的能量转换到电网。

电池储能的关键就在于转换效率和度电成本。

电池储能系统效率由各个转换环节组成（如下图）
（电池储能系统从充电到放电这个过程具有能量损耗，系统效率分析）
电池储能系统度电成本是一个关键因素
电池度电成本=价格/循环寿命
目前随着新能源车电池的大量退役，退役电池如果用在电池储能上，其度电成本相对较低，计算下来大约是0.3元/度。

电池储能的的价格可以通过大量生产来降低成本，电池的循环寿命和电芯发的循环寿命有关。

电芯的循环寿命由电池材料决定。

通过大规模生产，能够提高度电，降低度电成本，提高电池的性价比。

电池储能的应用
①削峰填谷
我国东部地区的峰谷电压差一般是在0.8元/千瓦时。

电池储能系统削峰填谷收益计算如下：（如下图）
②减少配电容量
电池储能除了削峰填谷以外，还可以减少配电容量，这在需要配电增容的情况下，是能够大幅降低用电成本的。

比如在某些地方，一个兆瓦的配电容量，每月费用大约是25000,元，一年下来
接近30万，如果通过一兆瓦的储能来解决，假设一兆瓦储能一年成本是200万，每年能够收回减少配电容量的投资30万，六年时间就能收回投资。

所以目前通过削峰填谷和减少配电容量这两种方法是可以提高储能的应用价值。

案例：
随着电动汽车应用的日渐普及，其快速充电势必会对电网造成大电流冲击，从而影响区域内的用电安全。

北京国贸大厦的削峰填谷储能系统使这一问题的到来有效解决。

该项目采用锂电池储能技术实现大厦电力的峰谷转移，从而平滑电网、改善供电质量，缓解电动汽车充电（尤其是快充）对现有电网系统的大电流冲击，保证供电运行安全，节省能源费用支出。

另外，该系统配备了智慧能量管理系统，将充电桩作为主动微电网的一部分，可适应未来分布式光伏的发展，提高电网与发电侧、需求侧响应能力。

独立型微电网
微电网其实是由分布式电源、负荷和配电系统组成。

除了我们常见的并网型微电网外，还有一种典型的微电网——独立型微电网，这种微电网随着光伏发电、电池储能成本不断降低，独立型微电网得到广泛应用。

其应用模式主要是“自发自用”、“多能互补”。

独立型微电网常应用在海岛、矿山、庄园、军事基地、偏远地区等。

据国际上的权威机构统计，全世界的无电人口接近10亿，新能源发电刚好能够满足无电人口和缺点人口的需求，前景无限。

MW级光伏独立微电网
独立型微电网中较典型的技术是兆瓦（MW）级光伏独立微电网，它是一种高渗透率的新能源微电网，它是未来分布式发电的趋势。

过去几年，这种微电网在我国青海、西藏以及几个大海岛都有应用，大约有10余个。

MW级光伏独立微电网面临着诸多挑战：
∙多机：系统规模大，设备容量小，多机并联。

∙多源：光伏，储能，电压源，多源并用，小水电、柴油机，多能互补。

∙多变：交流并联，光伏波动，负荷波动，在交流侧平衡
MW级光伏独立微电网的突出问题主要为一下4点：
∙交流并联：
小容量电力电子变流器多台并联，同时平衡光伏和负荷有功、无功波动，控制难度高，容易产生谐波和谐振。

∙新能源限发和适应负荷能力：
储能变流器多机并联作为电压源，电压源容量往往小于并网电流源容量，调节光伏和负荷波动能力、电流过载能力不足。

∙效率低：
光伏的渗透率高，光伏并网发电约30%能被负荷直接使用，其余约70%需
要经过储能变压器降压后，由PCS给蓄电池充电；在没有光伏发电或光伏发电功率不足时由PCS释放蓄电池存储的能量，经过变压器升压后负载使用。

储能转换环节损耗如下图所示
损耗估算为=2%（充电时储能变压器损耗）+3%（充电时PCS损耗）+2%（放电时储能变流器损耗）+3%（PCS放电时损耗）=10%，此处损耗按额定功率下计算，实际工况的损耗>>10%。

交流侧光伏逆变器 + 储能变流器额定功率之和>>最大负荷，也增加了系统损耗和变压器、高压开关柜等设备投资。

电站度电成本高：
由于限发和系统效率低，电站度电成本高，经济性差，国内的大型微电网大多靠国家补贴建立没缺乏市场化盈利的商业模式。

从度电成本看，光伏独立微电网的度电成本低于2元/kWh，相比很多偏远地区、海岛高于3
元/kWh的柴油发电度电成本有优势，但由于初始投资大、电池储能不成熟，还需要技术进步和性价比进一步提高，才具有比较优势。

电站度电成本：
目前在我们国家，光伏发电量大约是600多亿度电，风电的发电量大约是2400多亿度电，供给3000多亿度电，占所有发电量的5%左右。

从这里可以看出分布式发电前景广阔，将来会有高盈利分布式发电并网。

分布式光伏的应用前景
《能源发展“十三五”规划》提出，到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电测实现平价上网，与电网销售电价相当。

目前：
∙工商业电价：一般在1元/kWh左右，如果在工商业测并网，则光伏已经实现了平价上网。

∙大工业电价：一般在0.6~0.9元/kWh之间，如果在大工业测并网，则光伏已经接近实现了平价上网。

∙居民和农业售电电价：由于享受国家的补贴，价格较低，约0.5元/kWh。

原国家电网董事长刘振亚在两会期间做过预测，2025年前清洁能源的经济性要全面超过所有化石能源，无论风电还是太阳能。

我们都做过测算，太阳能到2025年发电成本可以做到1-3美分/度电，所有化石能源都做不到。

到时候不用动员大家也要用清洁能源。

END。