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            儲能建設發展的思考及建議
            日期:2021-11-18   [復制鏈接]
            責任編輯:sy_qianjiao 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
            在電力系統運行中合理應用儲能技術,可以提升電力系統靈活性、電網支撐能力和新能源消納能力。因此,儲能將成為新能源發展的關鍵支撐技術,兩者協同發展是大勢所趨。目前,國內大多省份儲能建設還處于探索起步階段,亟需因地制宜地借鑒先進省份寶貴經驗,探索適合自身情況的儲能建設發展方向,助力新能源跨越式發展。

            一、青海儲能發展經驗借鑒

            青海省新能源資源豐富,截至2020年底,青海省清潔能源發電裝機容量占全省電源裝機容量的90.3%,新能源發電占比世界領先。為了解決新能源發展面臨的消納和調峰等突出問題,青海省率先開展了多種技術路線的儲能建設探索和研究,先進經驗值得借鑒。

            電化學儲能有序發展。建設情況:青海省發改委2017年印發《青海省2017年度風電開發建設方案的通知》,明確當年規劃的風電項目按建設規模的10%配套建設儲能裝置。截至2020年底,青海已并網的電化學儲能電站有7座,容量共計149兆瓦/270兆瓦時。其中2座儲能電站按共享儲能電站模式運營參與電力輔助服務市場,其余均為自儲自放模式。收益模式:2021年1月,青海省印發《支持儲能產業發展若干措施(試行)》,規定對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量,給予每千瓦時0.10元運營補貼(使用本省產儲能電池60%以上的項目,再增加每千瓦時0.05元補貼),補貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目,由電網企業每月按電量及時足額結算,補貼資金納入電網企業第二監管周期輸配電價降價預留資金統籌解決。前景分析:新能源配置儲能是當前最具可行性的解決方案,并已成為行業公認的發展趨勢。

            共享儲能電站走向應用。建設情況:2019年4月魯能儲能電站作為全國首個共享儲能電站開展試運營。共享儲能的兩個顯著特點:一是服務對象從單一轉向全網,二是共享儲能商業價值的發揮需電力輔助服務提供支撐。共享儲能可充分利用多個發電企業、電網企業或電力用戶的發用電時空互補性,提升儲能電站的利用率,提升電力系統靈活性,實現儲能降本增效。收益模式:根據2020年《青海省電力輔助服務市場運營規則(征求意見稿)》,共享儲能電站的收入主要來自兩個方面——“新能源場站與儲能達成的雙邊交易”和“電網調度(每千瓦時0.5元)”,產生的費用由全省所有的發電企業均攤。前景分析:與傳統的“新能源+儲能”模式不同,“共享模式”可提升儲能電站利用率、調峰能力,為儲能電站創造更多盈利空間,助力儲能產業可持續發展。

            光熱儲能領跑全國。建設情況:目前已投產國家級光熱發電示范項目總裝機容量21萬千瓦,其中德令哈50兆瓦光熱項目2018年投運,配有7小時熔鹽儲熱系統,占地面積2.47平方千米,電站設計年發電量1.46億千瓦時。項目利用定日鏡將太陽光匯聚到中央的吸熱塔,加熱內部的熔鹽,產生高溫高壓的水蒸氣,推動汽輪發電機發電。典型的100兆瓦塔式光熱發電項目,如果按12小時儲熱時間配置,可保證24小時連續供電,總投資在25億~30億元之間。收益模式:根據國家發展改革委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》,首批太陽能熱發電示范項目于2019年和2020年全容量并網的,上網電價按每千瓦時1.1元執行,2021年全容量并網的,上網電價按每千瓦時1.05元執行,2022年1月1日后并網的不再補貼。前景分析:光熱發電具有低成本多能互補儲熱優勢,可探索光熱發電與光伏和風電進行一體化設計,實現源網荷儲一體化,一方面延長發電時數實現平價發電,另一方面協同發電出力穩定可調,并向電網提供有效的轉動慣量,提升電力系統穩定運行的保障能力。

            黃河上游梯級儲能電站起步初探。建設情況:黃河流域上游梯級龍羊峽大型儲能工程項目預可研通過審查,項目利用黃河干流梯級電站水能資源,利用新能源棄電通過泵站抽水儲能,從拉西瓦水電站水庫抽水至龍羊峽水電站水庫儲能,利用龍羊峽水電站現有機組增發電量,解決新能源棄電問題,是全球首個梯級電站之間水能循環利用儲能示范項目。收益模式:龍羊峽水電站自身的水電發電量收益,以及現有機組增發新能源棄電電量收益。前景分析:可有效提高新能源消納能力,降低新能源棄電率,提升電力系統調節能力。

            二、儲能建設發展思考及建議

            青海儲能發展經驗豐富,拓展了儲能的利用場景。筆者認為,光熱發電市場尚處于起步階段,度電成本較高且占地面積大,不適合全國范圍內推廣發展,而電化學、共享儲能運營模式、黃河上游梯級儲能電站的發展模式值得學習借鑒?;诖?,筆者提出儲能建設發展的思考和建議。

            (一)鼓勵新能源項目配置儲能

            建議分兩步走:一是對于新增新能源,優先引導其配置儲能,有意愿配置儲能設施的項目業主在年度建設指標分配中優先配置;儲能配比靈活設置,結合風電、光伏不同的調峰特性,以及裝機替代能力等因素,建議風電、光伏分別按20%、15%配置。二是對于已投產的新能源項目,結合項目實際運營情況、補貼強度及補貼資金落實情況、所在區域電網運行要求等,評估后確定增加配置儲能的可行性及容量配比。

            (二)加快構建政策機制與市場環境,支持儲能發展

            建議加快明確儲能應有的主體地位和市場準入條件,探索獨立儲能電站參與新能源消納以及輔助服務市場的運營模式。充分挖掘儲能多重價值,比如參與調峰、調頻等輔助服務,獲得輔助服務補償;減少棄風、棄光電力,增加電費收入;減少電網考核費用;參與電力市場交易獲得電價收益等。建議:一是加快全區電力輔助服務市場建設,研究儲能參與的服務場景(調峰、調頻、調壓、斷面控制等),明確儲能參與電力市場的身份,設計合理的交易品種和價格機制,合理疏導建設成本,提高儲能設施利用效率。二是探索超合理利用小時數以外的新能源電量參與市場化交易的機制。市場化交易價格與基準電價之間的差額作為支持儲能建設發展的補助資金,研究確定合理的補償方式。三是加快推進電力現貨市場建設,逐步引導儲能系統參與現貨市場交易,構建輔助服務市場與電能量市場的銜接機制,最終實現兩個市場的融合,推動儲能服務共享化、市場化。

            (三)完善行業標準,引導儲能健康發展

            建議政府、行業協會、相關利益方聯合發力,完善儲能相關標準。一是完善儲能行業標準。儲能快速發展也帶來一些問題,例如低價競標的亂象、儲能電站的低利用率、安全問題等,亟需明確儲能設施建設相關技術要求(包括安全設計、系統效率、系統壽命等),提出儲能系統并網條件,降低項目建設運行安全風險。二是規范統一儲能配置標準。目前在各省出臺的儲能配置支持政策中,配置比例要求從5%到20%不等。各省政策要求雖有不同,但均未對配置比例及持續時長的制定依據進行詳細說明。亟需統籌考慮區域電源規劃、新能源發展情形、電力市場建設進度等因素,合理測算電力系統儲能需求,科學設計配置比例與時長,確保增設儲能系統能夠得到有效利用。

            (四)積極探索共享儲能電站運行模式

            在新能源匯集區內配置獨立儲能電站,或將新能源匯集區內各儲能裝置視為一個整體,統一接受電網調度,為區域新能源電站和電網提供服務,使用效果要優于單個場站分別配置調用。建議積極探索共享儲能電站運營模式,搭建共享儲能市場交易體系,通過合理的收益分攤方式與市場交易機制,推動共享儲能的規?;瘧?。 

            原標題:儲能建設發展的思考及建議
             
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            來源:能源研究俱樂部
             
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