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多能互补应用趋势与效益最大化的几种路径
点击次数:219次 更新时间:2018-1-8 【关闭】

近期,国家能源局发布《关于分布式发电市场化交易试点的补充通知》,对分布式发电市场化交易试点工作部署进行了补充。此前,有关部门鼓励市场化交易的分布式发电项目采取多能互补方式建设,提升供电灵活性和稳定性。

我国作为能源消耗大国,过度依赖化石能源等高污染供能体系导致环境问题日益突出。“十三五”时期,我国将进入能源低碳转型的关键期,从宏观能源结构到能源生产和消费细节都将面临一轮演变和革新,低碳、高效、智慧、融合成为能源转型的关键词。

由各种能源多元化集成、更加贴近用户侧的智能化能源系统的发展和成熟将扩大清洁可再生能源的比重,并逐步替代目前的粗放型能源供给形式,成为未来能源供给的主流之一。

多能源互补系统的两个应用趋势如下所示:

1、分布式

面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求,因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源,优化布局建设一体化集成供能基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式,实现多能协同供应和能源综合梯级利用。

分布式多能互补系统能够灵活接入配电网运行切就近消纳,从而显著提高能源利用效率,缓解可再生能源消纳矛盾。国发能研院、绿能智库获悉,到2020年国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内,弃光率控制在3%以内。

2、集中式

利用大型综合能源基地风能、太阳能、谁能、煤炭、天然气等资源组合优势,发展风光水火储多能互补系统建设运行。

大型综合能源基地的资源组合优势,能够提升电力系统消纳间歇性可再生能源的能力和综合效益。如终端一体化集成供能系统在全国大部分产业园区得到应用,市场空间将超万亿。多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象,带动有效投资,促进经济稳定发展。

根本性制约因素亟待突破

多能互补系统要实现更加高效和融合,不能简单的通过各种电源形式的联通来实现,需要在综合考虑需求侧和生产侧不同情况的条件下形成一套优化机制。目前,制约多能互补系统大规模发展的主要挑战包括技术水平和投资回报两方面。

多能互补的核心是多种能源之间的衔接融合和调配,从能源生产端的多能源协同到用户侧的分配布局和响应,甚至管网架设细节等都亟待成熟。

目前多能互补系统相对传统能源供给形式主要短板在经济成本,各类可再生能源尚未实现平价上网,尤其是关键储能技术成本还没有下降到具有竞争力的水平,多能互补系统在整体经济性上处于劣势,阻碍了大规模推广。

国家能源局鼓励多能互补项目的应用和发展,2016年安排了首批多能互补集成优化示范工程,共23个项目,其中,终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统6个。从新能源指标、上网电价、并网的便利性等方面给予一定的政策扶持。

 

1. 首批多能互补集成优化示范工程项目名单

顺应能源发展趋势实现效益最大化

多能互补智慧能源系统的发展离不开创新驱动,利用灵活性、清洁高效的优势,与最新的市场动向相融合,创新多种经营模式也为提高能源综合效益提供了多种路径。

路径1、与能源互联网深度融合

目前,能源发展与前沿科技的结合越来越紧密,利用信息化手段优化能源供给形式是未来发展中的一大趋势,多能互补与信息化的结合能够形成复合效益。能源互联网即“互联网+”智慧能源,能够促成多能源互补分布式能源与大数据、云计算、信息通信等前沿技术将产生更加紧密的联系,基于储能技术和能源互联网的高速发展,多种分布式能源系统之间的匹配和协调统一将更加频繁,实现集成优化、智慧融合,构建能源生产、输送、使用和储能体系协调发展、集成互补的智慧能源体系。

路径2、参与市场化交易

分布式发电市场化交易试点于今年开始推行,多能互补系统可以作为一个能量输出整体参与市场化交易,为电力市场提供多元化的选择。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》文件也提出分布式发电项目可采取多能互补方式建设。

路径3、与增量配电网衔接

目前我国已经开展了两批增量配电网试点,向社会资本放开增量配电业务是新电改的一大亮点。多能互补系统可与增量配电网结合,打造清洁高效的能源微网,作为大电网的有效补充,既能实现灵活供应,又能打破固有格局,助力电网体系集成优化,促进能源消费的转变。

路径4、定制化增值服务

多能互补未来将更加受到用户需求差异的影响,走向定制化的路线,其中除了提供用户所需的能源外,还能够提供差异化的针对定制服务。分布式多能互补系统与终端用户的交互将衍生更多的服务内容,充分发挥分布式能源灵活性的特点,使供能与用能端联系更加紧密,互动更加频繁。推动深度融合,扩大服务体系和管理职能,增加收益。

 

1. 张北国家风光储输示范工程是多能互补应用的典型

摘自能源发展与政策微信