浅析工业级储能在澳洲国家电力市场的注册身份问题

近年来,越来越多的大规模可再生能源装机项目会加装工业级储能共同开发,而笔者在实际工作中接触这些项目时,会听到鬼佬客户往往使用不同的词语来描述装机和储能的结合,如“collocate”、“pair”、“combine”和“plus”等,这四个词语的使用频度由低到高,而更能准确反映结合和整合的“integrate”的存在感却非常的低,这恰恰说明了工业级储能在澳洲国家电力市场中的注册身份的窘境。

在笔者看来,除了现今热议的度电成本之外,和国家电力市场的系统整合以及电力市场中引导储能投资的价格信号是另外两大因素。

换句话说,如果成本还不足以使工业级储能在战场上具备单兵作战的能力,那么系统整合和价格信号如果不到位,则工业级储能连成为“兵种”的资格都没有,也没有武器装备,更谈不上“士兵突击”。

浅析工业级储能在澳洲国家电力市场的注册身份问题

工业级储能对于澳洲国家电力市场并不陌生。

1973年,作为雪山水电工程的一部分,特锚三期(Tumut 3)项目建成,其就是第一个抽水蓄能项目。在之后的三十多年里,虽然有些储能项目上马,但它们的规模很小,还达不到工业级储能的门槛和标准。

2017年12月,虹芝带储能项目(Hornsdale Power Reserve)投产,从而成为国家电力市场首个工业级储能设施。

从那时至2019年底,又有四个具有标志性意义的工业级储能项目实现并网,这五个项目的情况如下:

虹芝带,100兆瓦/129兆瓦时,位于南澳省,和虹芝带风电场并存,但拥有单独的并网点;

大林坡(Dalrymple ESCRI), 30兆瓦/8兆瓦时,位于南澳省,毗邻沃特点风电场(Wattle Point Wind Farm),但安装在大林坡变电站(Dalrymple Substation);

巴拉瑞特(BESS):30兆瓦/30兆瓦时,位于维省,安装在巴拉瑞特变电站(Ballarat Area Terminal Station),独立储能设施;

嘎纳瓦罗(GESS):30兆瓦/25兆瓦时,位于维省,和嘎纳光伏电场(Gannawarra Solar Farm)并存,但拥有单独的并网点;

波鼐湖(Lake Bonney):25兆瓦/52兆瓦时,位于南澳省,和波鼐湖风电场并存,但拥有单独的并网点。

在上述五个储能设施中,两个是和风电或光伏装机并存的,两个安装在变电站,都拥有单独的并网点,而仅有的一个即波鼐湖项目是和风电装机共用一个并网点。

根据波鼐湖项目的开发者亲历所记,他们的储能并网申请遭遇了澳能源市场运营委(AEMO)的“反复无常”,并网时间大为延迟,主要原因是该储能设施和波鼐湖风电场共用一个并网点,澳能源市场运营委需要重新审核甚至修改原来波鼐湖风电场的并网技术标准。

同样的问题也发生在风实验室(Windlab)在昆省北部开发的肯尼迪能源公园项目(Kennedy Energy Park),虽然北昆的电网强度使无数可再生能源项目竞折腰,但把15兆瓦的光伏、43.2兆瓦的风电和2兆瓦/4兆瓦时的储能开发为共用一个并网点或许是该项目遭受严重拖期的更重要原因。

这就涉及到工业级储能项目在国家电力市场的注册身份问题,即注册(registration)为何种主体(classification)。在当今的国家电力市场中,根据国家电力法则(NER),用通俗的话来讲,发电方注册为Generator,购电方注册为Customer。Generator 又分为受调度(scheduled)、半调度(semi-scheduled)和非调度(non-scheduled)三种。一般来说,5兆瓦以下装机为非调度,5-30兆瓦的装机可根据条件申请成为非调度。

Customer可申请成为受调度的负荷(scheduled load)。每一个受调度的装机和负荷都有自己单独的调度单位身份标识(DUID)。

对于工业级储能而言,注册身份就比较尴尬了。

2018年初,澳能源市场运营委发布了工业级储能临时安排原则,5兆瓦以上的工业级储能须注册为受调度的装机和受调度的负荷,其原因可想而知,工业级储能既是发电方,又是购电方,其只能同时拥有两个身份,按照两个注册主体运作。

这样的注册身份对于工业级储能在国家电力市场中发挥其独特功能和优势非常不利,主要表现在如下方面:

既承担受调度装机又承担受调度负荷的责任和义务,而这些责任义务本来是针对大型工业用电和火电装机设计的,其在诸多方面并不适用于储能。

在市场竞价时按照两套规则进行管理,即dispatch bid和dispatch offer,竞价要求和规则是不一样的。

并网受理时的技术标准(performance standards)也是两套,由于发电端和购电端的爬坡速率(ramp rate)不一样,其在并网时对于申请方和澳能源市场运营委都是挑战。

拥有两个调度单位身份标识,一个是发电端的,另一个是购电端的,不仅增加澳能源市场运营委日常管理和预测的难度,还可能对发电方和购电方在谈判购售电协议(PPA)时造成很大的误解。

工业级储能还需支付两个注册身份的费用。

储能无法有效为可再生能源装机节省调频费用(causer pay),而澳能源市场运营委也无法有效衡量储能对调频市场的贡献和其独特的快速调频服务(FFR)。

想要解开工业级储能身上的枷锁,还需要对国家电力市场的相关规则进行改革。但改革必然要触及其他方的利益或增加其他方在市场中运作的难度,如国家电力市场三驾马车尤其是澳能源市场运营委。

从制度规则的层面,国家电力法则不允许发电端和负荷端(aggregate)整合成为一个注册主体,除非发电方有小部分的自用电(auxiliary load),5兆瓦以下的储能可以适用这一规则。但工业级储能是无法越过这道红线的。这就需要澳能源市场委员会(AEMC)对相关电力法则进行修改,否则这永远是套在储能头上的紧箍咒。

从市场运营的层面,澳能源市场运营委也需要克服诸多困难:

爬坡速率:爬坡速率是装机或负荷能够改变其发电或用电水平的快慢程度。澳能源市场运营委对于市场中的装机都有最小和最大爬坡速率的要求,这与装机的目标调度水平(dispatch target)是相辅相成的,保障装机的实际发电水平总在其技术安全范围内(secure operating limit),不至于对整个电力系统的安全性构成威胁。工业级储能的发电端和购电端的爬坡速率是有差异的,如果合并为一个注册主体,仅有一个调度单位身份标识,则澳能源市场运营委无法确定其爬坡速率。

调度:澳能源市场运营委目前只能给装机或负荷单独的调度指令,即dispatch bid或dispatch offer,但无法给一个储能装置同时发送购电和发电调度指令,而如果又需要调频时(FCAS bid),则更增加了操作难度。

预测:澳能源市场运营委本身负有很重的预测任务,从十年的ESOO,到两年的PASA,再到日前的调度预测,而储能的双向性无疑增加了澳能源市场运营委的预测难度。

并网技术标准:澳能源市场运营委对于装机和负荷各有一套并网技术标准,而对于储能尚无一套单独的并网技术标准。

澳能源市场运营委于今年七月向澳能源市场委员会提出申请,就工业级储能的注册身份进行改革,提议单独建立“双向注册装置”(bi-directional facility),包括了单独的储能装置、储能和装机共存、储能和装机以及负荷共存三种情况,共用一个并网点,也只有一个调度单位身份标识。

拥有这种装置的主体被称为“双向资源提供者”(bi-directional Resource Provider)。这对于工业级电池储能是好消息,但对于抽水蓄能,由于其发电和用电的转换不是线性的,其注册身份或许还得适用现在的“老办法”。

注册身份问题如能解决,将大为释放工业级储能的潜力。而作为引导储能投资的价格信号虽未完全出现,但一些配套改革措施已经启动,如一级调频交易(primary frequency control)、惯性交易(inertia)、快速调频机制(FFR)、五分钟结算机制(5 minutes settlement)、输电网准入区域定价(CoGATI)等。

技术成本诚然是工业级储能市场化的衡量标准,但制度成本往往是更重要的决定因素。制度改革能解放巨大的生产力,同时也能延长制度本身的寿命。制度变量不仅仅决定工业级储能在市场中的渗透进程,也督促澳洲国家电力市场(NEM)不断的进行容错和自我更新。

发布者:Eric Zhao,转载请注明出处:www.afndaily.com

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