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分布式光伏如何融合储能、多能互补、微电网实现多方互赢?

2017-09-12 光伏們

分布式光伏电站规模的爆发从2017年上半年的数据中可窥一二,随着分布式光伏装机规模的扩大,与电网的矛盾共生特点也开始凸显。

北控清洁能源执行总裁王野在們道分布式光伏嘉年华论坛上指出,分布式光伏在近两年有了爆发式增长趋势,但与地面光伏系统相比占比仍然很低,我国可利用屋顶面积仅开发1%左右,理论上分布式光伏具有广阔的前景。一方面分布式光伏可就近消纳,减少因远距离输电造成的电能损耗,并且充分利用居民、厂房、商业建筑等屋顶资源,另一方面分布式光伏自身规模小、数量多、地理上分散、功率随机波动的特点也导致了其“不可见”、不可调度、管理上难度非常大,同时,由于分布式光伏对电网有强依赖性,会对电网稳定性造成不良的影响,由此分布式发电在电网中的容量不可能太高。所以,在分布式光伏规模快速扩张的情况下,如何将其通过储能、多能互补以及微电网等利好政策下互相补充融合,以此规避其波动性大、不稳定的特点,促进分布式长期可持续性发展,并且使得投资企业获得可观的收益,正是目前多家电力投资企业不断探索的方向之一。

本文根据北控清洁能源执行总裁王野在們道分布式光伏嘉年华会议演讲实录整理,着重对分布式光伏未来发展的趋势以及与储能结合在多能互补、微电网等大电网环境下如何实现最优利用进行探讨与解析。

分布式+储能成市场新宠,经济性仍待解决

对于投资者来说,分布式光伏收益的不确定性仍是最重要的问题之一。首先,自发自用比例不确定,在目前的并网电价机制下,分布式光伏“自发自用”的经济性要,但是由于光伏发电的随机性,自发自用的比例难以准确估算,难以合理计算投资回报率;其次是补贴和上网电价政策的变化;第三,电费结算困难。目前国家补贴承诺20年,但地方补贴大多具有时效性,在未来补贴政策收紧是可以预见的,标杆电价、分布式补贴下调、电费结算困难将直接影响未来分布式光伏投资者的利益。

另一方面,从分布式光伏与电网的关系看,电网的接纳能力游戏那,一般电网要求接入容量不大于上级变压器容量的15-30%。这是电网为了保障自身运行安全提出的一个统一的保障限制,并不是大于30%就一定不安全,这取决于各个区域内的实际负荷情况。但可以肯定的是,分布式光伏穿透率的提高会给电力系统带来一些列的挑战,需要通过增加电力系统的中备用电源投入,改变和完善配电网系统的运行和保护机制等来维持稳定,这对电网来说,分布式光伏的大量接入会对其造成一定的负担。

从当前的情况分析,国网能源研究所新能源所所长李琼慧认为,接入大电网是分布式光伏的主要应用模式。依托大电网提供运行支撑和经营服务,才能充分发挥技术经济优势,实现快速发展。

那么如何既能够规避分布式光伏自身的弱点,又可以保持其经济性?王野认为,随着蓄电池技术商业化的步伐加快,促使蓄电池储能系统性能提高、使用成本快速下降,分布式光伏+储能正成为市场的新宠。

以上海市工商业用户电价为例:非夏季时的峰谷电价差0.814元/kWh,夏季时的峰谷电价差0.914元/kWh,如光伏全部自发自用,则光伏+储能的投资收益为投资收益=自用部分电费+上网电费+光伏补贴+峰谷电价差。

一方面,可以提高光伏发电的自发自用比例,通过削峰填谷获取电价套利,提供备用电与不间断供电,平抑光伏发电波动,缓解光伏发电对电网的影响,也具备一定程度的削峰填谷作用;但另一方面,系统的收益仍然依赖于电网电价,存在电费结算问题,光伏、负荷具有受季节特性影响大,固定储能容量的投资难以获得稳定的回报和高经济性。因此,根据系统成本、气象资源、电价成本等进行多种分布式发电的投资组合,可以进一步提高能源效率和经济性。

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