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储能技术在电力辅助服务市场中的应用研究
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电网 - 95 - 总补偿费用的 35.68%; 自动发电控制 (以下简称 AGC) 补偿费用总额 20.13 亿元,占比 28.72%;备用补偿 费用总额 19.63 亿元,占比 28.00%;调压补偿费用 5.15 亿元,占比 7.35%;其他补偿费用 0.17 亿元, 占比 0.24%;从分项电力辅助服务补偿费用来看,调 峰、AGC 和备用补偿费用占总补偿费用的 90%以上。 其中,东北、西北区域调峰补偿力度最大,西北、 华北区域调频补偿力度最大,西北、南方区域备用 补偿力度最大。 以甘肃省为例,2019 年,随着省内调峰辅助服 务市场规模逐渐扩大,新能源增发空间大幅释放, 弃风弃光率明显下降,火电企业调峰收益颇丰,各 方参与市场的积极性高涨,市场成效更为突出。甘 肃电网参与调峰交易火电企业 14 家,机组 31 台, 装机容量 1181 万千瓦,占公网火电总容量 72%;参 与应急启停交易电厂 6 家 8 台机,容量 528 万,占 公网火电装机总容量 32.5%。1-6 月份,甘肃省电力 辅助服务市场累计贡献调峰电量 4.62 亿千瓦时,火 电调峰收益 2.39 亿元。通过跨省调峰辅助服务市场 运营,以市场手段实现了西北区域内调峰资源共享, 极大促进了区域新能源消纳和能源资源优化配置。 已正式实施的《电力系统安全稳定标准》(GB 38755-2019) 也提出 “新能源场站应提高调节能力, 必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站 等灵活性调节资源及调相机、静止同步补偿器、静 止无功补偿器等动态无功调节设备”。在电力市场 公平竞争的场景下,电储能显示出投资少、运行成 本低、竞争力强的特点。总体而言,储能技术在我 国电力辅助服务市场中具有较好的发展前景,也将 为我国电力市场的发展提供强有力的支撑。 2 虽然说,储能技术在全球电力市场中得到了广 泛的运用,但是在为电力提供辅助服务中仍旧需要 不断努力,提升技术成熟度,降低技术成本,从而 更好适应电力辅助服务市场。当前,我国储能技术 的发展,还需要相关政策、资本等因素的引导,降 低新进市场主体技术主体的风险,实现储能技术的 快速提升,推动电力辅助服务市场的健康、平稳发展。 2.1 推动电力现货交易结算方式 国家发改委副主任连维良指出,“在深化电力 改革方面,要加快推动电力现货交易的结算试运行, 以市场化方式推动电力峰谷分时交易,增加现货市 场申报价段数,鼓励更多辅助服务纳入电力交易。 深化储能和调峰机制改革,明确电源侧、电网侧、 用户侧储能责任的共担机制,结合电力交易改革开 展试点,通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的 成本回收。”在新版《电力中长期交易基本规则》 中,也再次明确将储能纳为市场成员。国内目前八 个现货试点都已经陆续完成了短期试结算,有一些 试点也已经进入了长周期试结算,这些试点都或多 或少地暴露出了双轨制、限价机制、分摊机制、传 导机制等多方面存在的问题。通过推动电力现货交 易结算将有利于市场主体通过市场机制发现电力价 格,更快速、更准确地反映市场实际需求、供给能 力、供求变化和供求趋势,发挥市场在资源配置中 的决定性作用,实现资源的优化配置。 2.2 建设完善的市场运行机制 储能技术的发展,对我国电力辅助服务市场的 发展具有极为重要的影响。建立完善的市场运行机 制,有利于推动储能技术健康发展。在完善运行机 制中,要真正实现“收益和需求”相统一原则,让 储能技术的发展满足社会的需求。在整个用电压力 之下,储能技术能够建立起完善的市场运行机制可 以有效减少高峰负荷以及对电网和电源的投资,其 也可以满足不同层次的用电需求。另外,应该逐步 建立向用户需求倾斜的市场化机制。 落实 “谁受益, 谁付费”的原则,为储能电站提供强有力的资金支 撑,缓解各类补偿支付问题,实现储能技术的不断 进步。因此,建立完善的市场运行机制,务必要遵 循“科学性”原则、“个性化”原则,让储能技术 在电力辅助服务市场中发挥最大价值。 2.3 科学衡量电力辅助服务市场 在开展电力峰值控制中,需要对运行机组进行 降负荷操作,以实现峰值控制。因此,在利用储能

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