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以共享模式缓解储能商业化推广困境

作者:李建林 来源:《电力决策与舆情参考》 时间:2020-04-02 浏览:

近三年内,国家层面关于储能方面的政策频出,相关部门颁布的政策就有20余项,各级政府颁发的配套政策累计达50余项。2019年,国家能源局联合国家发展改革委、科技部、工信部发布的《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019~2020年行动计划》,更将储能规模化应用上升到国家战略。从各地发展情况来看,江苏、河南、湖南百兆瓦级别的储能电站为大规模储能电站装置在发输配用的典型应用场景中夯实了应用基础,完善了技术储备。青海作为国家重要的新能源产业基地,一直将清洁能源转型、新能源产业升级作为地方经济的重要支撑,为储能的商业化应用提供了良好的发展基础。

一、青海独特的资源优势为储能项目建设提供支撑

青海作为三江源头,素有“中华水塔”之称,资源禀赋独特,日照充足,蕴藏着极为丰富的太阳能资源。全年日照小时数3500多小时,是著名的“阳光地带”;地处Ⅲ类风能可利用区,全年可利用风能时间在3000小时以上;全球已查明的锂资源储量为3400万吨,青海盐湖锂资源占全球锂储量的60%以上。青海可用于光伏发电和风电场建设的荒漠化土地达10万平方公里,是发展光伏—储能新能源基地的不二之地。

得天独厚的自然条件、地理环境,注定青海必将成为新一轮电改下的弄潮儿。海南、海西两个千万千瓦级清洁能源基地相继开工建设,规划总规模超过6000万千瓦。与此同时,青海格尔木50MW光伏电站加装15MW/18MWh锂电池储能系统,验证了储能提高光伏电站跟踪计划出力能力、友好调度能力;海南州共和县光伏产业园的20MW/16.7MWh储能项目顺利投运,验证了储能系统解决弃光问题的关键技术及技术可行性;海西州多能互补集成优化示范项目,光伏发电20万千瓦、风电40万千瓦、光热发电5万千瓦、蓄电池储能电站5万千瓦,采用虚拟同步机技术,使风电、光电能够主动参与一次调频、调压,对电网提供有功和无功支撑,验证了“风—光—热—储”多能互补、智能调度的可行性;德令哈塔式熔盐储能光热电站,是国家首批光热发电示范项目,装机容量50MW,配置7小时熔盐储能系统,验证了新型发电形式在青海的成功应用;青海格尔木光伏电站建成的1.5MW/3.5MWh直流侧储能示范系统,探索了储能减少弃光的新型商业模式。上述典型储能示范工程的大力推进和有益尝试,为青海打造千亿锂电产业基地的战略、完善太阳能装备制造业产业链条提供了有力支撑。

二、共享储能成为新能源消纳新实践

技术催生了市场,市场又反过来倒逼技术。随着青海省“两个千万千瓦”项目以及可再生能源基地的全面推进,迫切需要通过技术手段和市场化机制创新破解消纳难题。

鲁能海西州多能互补示范工程项目包含风电400MW、光伏200MW、光热50MW以及储能50MW,总规模装机700MW。其中风电、光伏、光热通过35kV集电线路接入110kV升压站送至330kV汇集站并网。

图1  鲁能海西州多能互补示范工程示意图

鲁能海西州发电侧储能项目由50台标准集装箱和25台35kV箱变组成,每个集装箱包含2个汇流柜、2个控制柜、2台PCS及1台监控柜。

每台集装箱装设1MW/1.6MWh的磷酸铁锂电池子单元。与光伏、风电传输需要通过110kV过渡不同,储能项目按照就近接入电网系统的原则,先通过2台位于升压仓内的500kW储能变流器(power conversion system,PCS),就地直接升压至35kV,然后接入新鲁330kV汇集站。建设经验证明,为保住储能电站满功率有功出力时并网点的电压稳定性,在35kV侧配备一定容量的静止无功补偿器,效果明显。

在鲁能储能项目的建设过程中,由于地处青海,常年会处于极端环境下(低温可达到-30℃,高温处于35℃以上,温差可以达到70℃左右),因此热管理是该储能项目的一大难点。在储能项目中,安全作为储能项目的重中之重,电池的温度控制便直接影响储能电站的安全。鲁能储能项目中,研究人员通过给电柜预留风道,提供冷风,来保障电池在工作状态下处于均温状态;当电池管理系统(Battery Management System,BMS)检测到电池温度偏高时,启动电池散热系统,当温度偏低时采用电池预加热来保障电池温度,从而解决了这一难点。

从鲁能海西州发电侧储能电站项目本身角度看,传统的新能源项目中只有储能电站作为调节电源。示范项目通过将光伏发电、光热发电、风力发电以及储能电站深度融合、优化,在用电峰谷期利用储能电站与光热电厂联合运行来供需,进而解决电力输出不平衡问题,提高电网稳定性,提升电网对新能源的接纳能力。采取“新能源+”模式,以光热储能系统和储能电站为调节电源,风电、光电、光热为主电源,彻底解决了用电高峰和低谷期电力输出不平衡的问题。同时,探索出一条利用风光发电与光热发电互补来促进新能源消纳的道路,填补了多能互补示范项目的空白。

2019年12月26日,国内首个市场化运营电网侧共享储能电站—美满共享储能电站在青海省格尔木市正式开工建设,电站容量32MW/64MWh,计划于2020年7月投运。该共享储能电站的开工建设,成为解决新能源消纳的创新试点,能有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。在弃光、弃风高峰时段将电储存,在非弃光、非弃风低谷时段将电发送至电网,和新能源场站业主进行一定分成从而获得投资收益。

共享储能的飞速发展离不开区块链这一颠覆性的新兴技术。运用区块链技术后,无须再布置信息中心枢纽,节约了巨大的设备成本,也避免了后续昂贵的运营维护费用。区块链技术可以低成本的建立互信机制,打破不同主体间信息的屏障,促进多方之间信息无障碍地流动,实现跨主体的协作。共享储能与区块链技术的结合打破了电源侧、电网侧、用户侧的界限,同时打破了不同资产归属权的束缚,全民共享。

这一崭新模式不仅整合了电源侧储能站,为新能源发电厂提供弃风弃光电量的存储与释放,有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难,而且充分利用了电网现有资源。借助“三站合一”“多站融合”这一契机,在变电站内建设储能电站,不仅充分利用了变电站的空地资源,为电源的电力支撑提供紧急备用、灵活调度;更将灵活移动共享储能的范围持续延伸至负荷侧,利用电动汽车或智能楼宇等储能装置,在新能源高发时段存储电力,对电动汽车进行充电,在其他时段释放电力。

青海创新开展共享储能调峰辅助服务,设计储能市场化交易和调峰辅助服务的商业化运营模式,搭建共享储能市场化交易平台和区块链平台,构建了完善的共享储能运营监控体系。

三、储能发展相关建议

随着青海海西州、海南州百兆瓦级、吉瓦级以及数吉瓦级储能电站的规划设计、先继投运,相关建议如下:

1.技术层面的建议:

(1)青海属于高海拔地区,考虑到工期、现场安装、调试等综合因素,适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选;

(2)电池类型宜以磷酸铁锂为主,兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择,以便验证多种技术路线可行性,不同电池之间优势互补;

(3)储能容量配置时长不应低于2小时,以便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配,最大限度减少弃光,满足西北电网调峰最小需求;

(4)安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障,应采用智能控制技术,对电池系统进行故障预警,实现远程自动维护。

(5)储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况,宜以百兆瓦级为单元,考虑多点接入,并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑;

(6)储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况,一天以“二充二放”为宜,至少做到“二充一放”。

2.运营模式、政策保障方面的建议:

(1)储能电站的投资主体宜以第三方资本为主,兼以考虑当地政府、民营资本,甚至适当众筹模式,以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力;

(2)吉瓦级、数吉瓦级储能电站投运后,可以服务于光伏发电企业,减少弃光率,提高光伏电站调频能力,便于应对西北电网考核细则,减免高额惩罚;

(3)吉瓦级、数吉瓦级储能电站投运后,可以按照《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》的相关条例参与青海电网调峰,价格为0.7元/千瓦时;

(4)新疆执行光伏电站加装容量20%配置储能后,可增加100小时计划电量,连续五年,青海可以考虑一定程度借鉴;

(5)储能电站规模化应用,离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航,应进一步借鉴、制定相应的标准体系;

(6)储能电站投运后,可以带来可观的碳排放收益,应尽早对碳排放进行货币价值化评估,进行有效的成本效益分析。

总体而言,青海作为全国首个共享储能交易试点,共享储能生态圈建设已经初见成效,对未来新能源和储能发展有引领示范意义。共享储能新业态的构建将极大地赋能于新能源事业的发展,对能源转型意义重大。共享储能可以有效减少弃风弃光,解决新能源消纳难等问题,增加企业效益;可以吸引更多的人投入到储能事业中,由此形成储能新兴产业;将增强电网的调峰调频能力,大大缓解电力供应时序不匹配等问题。可以预见,不久的将来,储能共享时代的到来是大势所趋。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年第7、8期

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