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澳门新葡亰平台游戏app电化学储能将提速发展,储能市场的新

12 1月 , 2020  

就用户侧储能应用,专家表示主要包括:一是削峰填谷,降低电量电费;二是通过控制最大需量,降低基本电费;三是参与政府需求侧管理,提升增值收益;四是无功补偿,提高电能质量。目前,杭州中恒云能源互联网技术有限公司参与的钱江锂电智慧园区分布式储能系统、江苏溧阳电动汽车退役电池储能系统、英特尔数据
中心储能解决方案、杭州富阳智慧工厂微电网项目、温州北麂岛离网微网项目、广州供电局花都光储充电站项目均已落地,其主要的商业模式为EMC、EPC和BOT三种。专家表示,目前用户侧储能应用领域已具有一定经济性。“投资+运营”的商业模式比较普遍,即产权归资方并由其负责全生命周期运营,当峰谷价差大于0.75元时,具备盈利条件,而目前用户侧储能潜在盈利点主要是参与需求响应和参与调峰调频。

二、全球储能蓬勃发展,政策是重要推手
2.1全球电化学储能快速发展,2012-2016年复合增速32%
(1)截至2016年全球电化学储能规模1.77GW,同比増56%
据储能联盟,用户侧储能市场和调峰调频辅助服务市场是两个主要发展领域。

储能领域催生新投资热点

2)28个微电网示范项目。2017年5月,国家能源发布《关于印发新能源微电网示范项目名单的通知》,28个新能源微电网示范项目获批,未来有望通过PPP模式实施,能源局鼓励地方政府对于示范项目给予一定的投资补贴,或在项目贷款上给予以一定比例的贴息支持。据不完全统计,这批示范项目拟建设的电储能规模约140MW,其中太原西山生态产业园微电网单个项目拟建设的电储能规模达60MW。

日前,储能技术发展及创新应用实务研讨会在北京召开。与会专家围绕当前储能产业政策、储能市场环境、储能应用案例分析以及发展前景等热点话题展开交流。

(3)储能技术的快速发展以及成本的快速下降
随着近年储能装机的快速增长,储能技术也在逐渐成熟,电池循环寿命等性能提升;同时,新能源汽车产业的异军突起带动了锂电池技术发展和成本快速下降。根据彭博新能源财经的调查统计,锂电池储能系统平均价格自2010年以来持续下跌,2013年到2016年跌幅超过一半,从599美元/KWh跌至2016年的273美元/KWh,未来有望进一步快速下降。图表32锂电储能电池系统平均成本快速下降。

用户侧储能技术应用初具商业模式

2017年,国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,提出“十三五”期间建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目,拟研究出台针对性补偿政策。据报道,2017年2月,中国智慧能源产业技术创新战略联盟储能专委会联合中国价格协会能源和供水价格专业委员会召集沃太能源、CATL、杉杉凯励新能源、ABB、中益能等储能行业中的领军企业,召开了第一次储能电价补贴征询座谈会,听取企业对储能价格补贴等意见。可以预见,未来储能补贴相关政策如能出台,将对储能产业起到明显推动作用。

储能系统辅助火电调频在三北地区现商机

目前,储能在电力系统中的应用主要包括五大场景,即:大规模可再生能源并网、分布式发电与微电网、辅助服务、电力输配、用户侧。

与会专家指出,目前储能的投资回收期比较长,一般是7~10年左右,经济性不是很好,但目前储能在调频领域的收益很好,其调频能力相当于火电调频的20倍。以中国电力科学研究院运营的山西电网的储能调频电站示范项目为例,每年可增收1500万~2000万元的收益。改造废弃的火电厂作为储能电站,不失为一种有效途径。

澳门新葡亰平台游戏app,电化学储能应用场景多元,多技术路线并存。储能能起到电能的时间平移作用,在电力系统中具有广泛应用,电化学储能具有响应时间短、能量密度大、维护成本低、灵活方便等优点,是大容量储能技术的重要发展方向。从应用场景来看,大规模可再生能源并网、分布式发电与微电网、辅助服务、电力输配和用户侧是主要的五类应用场景;从技术类型来看,当前主流的电化学储能主要包括锂离子电池、铅炭电池、全钒液流电池和钠硫电池四大类。
全球储能蓬勃发展,政策是重要推手。据统计,截至2016年底全球投运电化学储能项目的累计装机规模达1769.9MW,同比增长56%,2012到2016年复合增速32%。2016年全球新增投运的电化学储能项目装机规模638.5MW,同比增长87%,呈加速发展之势,其中辅助服务是主要的应用场景,锂离子电池是主要的技术类型。美国累计装机规模领先,补贴、强制采购计划等政策是美国储能发展的重要推手。
国内电化学储能仅243MW,发展潜力大。截至2016年底,中国投运的电化学储能项目的累计装机规模达243MW,同比增长72%;2016年新增投运规模101.4MW,同比增长299%,可再生能源并网是主要应用场景,锂电和铅蓄电池是主要的技术类型。据预测,到2020我国电化学储能累计装机规模将达2GW,约为2015年底累计装机量的15倍。
有利因素积聚,国内储能有望提速发展。政策层面,电化学储能获得“三北”地区辅助服务市场主体地位,东北地区已开展电力辅助服务试点,储能相关的补贴政策正在探讨之中;国内弃风、弃光问题日趋严重,电改推动了新能源微电网、需求侧响应的发展,客观上拉动了储能需求;与此同时储能系统成本也在快速下降。目前,规划的各应用场景下的储能大项目呈现井喷之势,国内储能即将提速发展。
投资建议。国内辅助服务市场和工商业用户侧的储能项目盈利模式相对直接清晰,有望率先实现商业化,建议关注具有储能参与电网调频运行业绩的科陆电子,以及通过“投资+运营”模式大力拓展工商业用户侧储能、卡位优势明显的南都电源;从弹性角度建议关注铅炭技术实力较强的圣阳股份。
风险提示。储能政策落地及成本下降迚度不及预期。
一、应用场景多元,多技术路线并存
1.1广泛应用于电力系统,重点关注五大场景
储能,指电能的存储,它将电能变成可以储存的商品。根据电力自身属性,对于传统电力系统而言,电力的发、输、配、用需瞬间完成,即通常所说的“即发即用”发出的电必须即时传输,发电和用电也必须实时平衡。储能可起到时间平移的作用,发出的电力不再必须即时传输,发电和用电也不再必须实时平衡,因而具有广泛的应用价值。

在所有储能技术中,除抽水蓄能外,电化学储能是发展最快、相对成熟的储能技术。据中关村储能技术联盟数据显示,截至2017年,全球投运的储能项目累计装机规模175.4吉瓦,电化学储能累计装机达到了2926.6兆瓦,其中抽水蓄能占96%、化学储能占1.7%、储热占1.5%。电化学储能中,锂离子电池和钠硫电池占比最大,分别为76%和13%。其次是铅蓄电池、液流电池、超级电容,分别为7%、3%、0.2%。截至2017年,我国投运储能项目累计装机规模28.9吉瓦,电化学储能项目累计装机389.8兆瓦;新增投运电化学储能项目121兆瓦,规划、在建电化学储能项目705.3兆瓦。目前,我国的储能主要是抽水蓄能,占99%。电化学储能中以锂离子电池和铅蓄电池为主,锂离子电池占58%、铅蓄电池占36%,其次是液流电池占4%、超级电容占2%,以及少部分钠硫电池。预计到2020年,电化学储能累计装机将达到1.78吉瓦。专家认为,目前磷酸铁锂和铅碳电池的技术经济性已经具备商业化拐点。其次,电池梯次利用以及后期回收可以考虑早作布局。

2013年9月,北京京能石景山热电厂3号机组2MW锂离子电池储能电力调频系统正式运行,这是国内第一个以提供电网调频服务为主的储能系统示范项目,3号机组为220MW燃煤供热机组,配置2MW锂电储能系统后AGC调频性能明显改善。该项目采用合同能源管理模式,投资方预计5-6年收回成本。

储能调频如果想要赢利,与会专家认为还应注意以下几点:一是选对机组,一般要大于300兆瓦的火电机组;二是选对地方,如选取东北、华北有调频政策细则出台的地区;三是储能参与调频后,收益分成比以3:7分成较为常见。其次,新能源发电领域的“光储一体化”项目效果也不错。加入储能系统可以平滑光伏功率输出、跟踪计划出力、减少弃光,提高光伏并网电能质量。

(2)强制采购计划
2010年9月,加州政府通过AB2514法令,授权CPUC研究制定高效、低成本储能技术的强制采
购方案,要求电力公司按照加州总发电容量配置一定比例的储能系统,以更有效地利用可再生能源发电,进而降低温室气体排放。
2013年10月,CPUC制定储能强制采购目标计划,三大公共事业公司将在2014-2020年之间通过实施4轮采购,在2024年之前安装投运1325MW储能系统。此外,非营利性的公共事业公司需要采购年最大负荷1%的储能。

储能系统广泛应用于电力系统发、输、配、用各个环节,典型应用领域主要包括:发电侧、辅助服务、电网侧、可再生能源领域和用户侧。根据中关村储能技术联盟数据,截至2017年底,从全球已投运的电化学储能项目的应用分布上来看,辅助服务领域的累计规模最大,占比约为34%,集中式可再生能源并网和用户侧领域分列二、三位,占比分别为28%和18%。

此外,国内新电改的持续推进客观上为储能发展创造了有利条件。
2015年3月“中发9号文”出台,拉开了新一轮电改大幕。新电改明确了“三放开、一独立、三加强”的总体思路,其中“三放开”包括放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划。随后,相关的配套政策文件陆续出台,包括做好电力需求侧管理城市综合试点、推进售电侧改革、有序放开配电网业务、开展增量配电网业务改革试点等,这些改革激发了电力用户侧的活力,推动了新能源微电网、需求侧响应的发展,也为储能提供了较好的应用场景,拉动储能需求。

此外,与会专家也指出了储能领域的几个投资热点,主要包括:一是辅助火电调频。如美国9兆瓦的飞轮储能调频示范项目,储能占整个电网调频容量的3.3%,但是完成了整个电网23.8%的调频任务量。石景山、山西等示范工程,通过储能系统与火电机组的配合,机组Kp值得到了大幅提升。二是光储电站一体化。如他们在格尔木的新能源光储电站项目运行效果不错。相对于单独的光伏发电,加入储能系统后,光储联合跟踪调度误差明显减小,储能系统提高了光伏发电跟踪调度计划的能力;特定时间段内,光储跟踪误差小于5%的概率基本达到90%以上。三是大型独立储能电站,如废弃火电改造工程等。四是动力电池梯次利用。王思透露,目前国家相关部门拟出台措施扶持汽车动力电池梯次利用,这标志着国家针对新能源汽车的扶持政策开始关注“后方市场”。而且,目前动力电池梯次利用在技术、经济性、标准方面均已具备可行性。五是通讯基站后备电源利用。六是方舱式载体。由于光伏风电资源富集区风沙天气严重,东部沿海负荷集中区盐雾腐蚀严重,为方舱式移动储能系统带来了商业机遇。这种储能系统具有防沙能力强、耐盐雾、安装周期短、占地面积小的特点,解决了之前的弊端。

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磷酸铁锂和铅碳电池技术经济性具备商业化拐点

3.3各应用场景大项目井喷,国内储能发展即将提速
2016年以来,储能大项目呈现井喷之势,这些项目涵盖辅助服务、可再生能源并网、新能源微电网及工商业用户侧等各个领域。储能大项目的涌现一方面表明储能的价值正在得到越来越广泛的重视和认可,另一方面也将进一步促进储能产业的发展成熟。值得注意的是,除了工商业用户侧以外,其他领域的大项目大多仍是以示范项目的形式出现,我们判断国内储能的大规模推广将在这批大型示范项目建成投运之后,即便如此,这批大型示范项目本身就足以支撑未来两年国内储能装机的高速増长。
(1)辅助服务领域
2016年4月,国家能源局批复同意大连开展液流电池储能调峰电站建设,并列为国家化学储能调峰电站示范项目,主要为了解决大连及辽宁电网曰益严峻的调峰能力不足和弃风限电问题。2016年10月,大连融科储能技术发展有限公司与大连市热电集团有限公司签订战略而作协议,拟建设200MW/800MWh全钒液流储能电站,计划于2018年底建成投运。

2017年10月,国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,明确了储能发展路径与应用前景。随着储能成本的不断下降,这一政策的出台极大地推动了储能的发展。今年迎峰度夏期间,由于经济稳中向好、“煤改电”项目持续推进、高温天气持续,各省电力缺口急剧扩大,储能便成为了继光伏之后各企业竞相角逐的又一新目标。

(4)工商业用户侧随着储能成本的下降,工商业用户侧的储能应用逐渐活跃,以南都电源为代表的储能企业开始布局,主要盈利模式为峰谷电价差套利,兼顾参与需求响应、延缓电力系统改造升级、参与电力辅助服务等收益点。截至2017年5月,南都电源累计签约储能电站总容量达1600MWh,总投资额约为20亿元,其中以工商业用户侧储能为主。

(4)钠硫电池
钠硫电池正负极活性物质分别是硫和熔融态金属钠,固体氧化铝陶瓷同时起电解质和隔膜的作用。放电时,金属钠在隔膜表面被氧化为钠离子,并通过电解质与正极的硫结合,还原为多硫化钠化合物,同时电子通过外电路回到正极,充电过程与之相反。
钠硫电池的主要特点为:
比能量大,理论能量密度可以达到750Wh/kg,实际200Wh/kg左右,可实现结构紧凑、占地面积小;
寿命相对较长,NGK宣称的放电深度90%时的循环次数可达4500次,寿命可达15年;
集装箱型设计,即插即用,减少安装周期和费用。 但是钠硫电池也存在不足:
电池短路时高温、熔融态的钠和硫会直接接触,放出大量的热,可能引起火灾、甚至爆炸,目前在钠硫电池市场占据垄断地位的日本NGK公司已先后发生过两次钠硫电池储能系统的火灾事故;
钠硫电池的工作温度在300°C——350°C之间,需要附加供热设备和保温设施。
(5)电化学储能适用性对比
根据各类电化学储能技术经济指标的差异,不同电化学储能技术在不同应用场景的适用性不同:
铅炭电池:成本相对便宜,产业链成熟,是预算不高或早期建设阶段的较优选择,是分布式发电及微电网、用户侧的备选技术之_;
锂离子电池:既可作削峰填谷这种能量型应用又可作调频这种功率型应用,应用范围最广,可作为集中式可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式发电及微网、用户侧等领域的备选技术方案;
全钒液流电池:在存储容量和服役寿命方面有较强优势,可作为电网侧调峰、集中式可再生能源并网等领域的优先备选方案;
钠硫电池:在储存能量、能量密度和寿命方面均有较强竞争优势,可作为集中式可再生能源并网和电网侧调峰的备选技术,但技术和市场基本被日本NGK一家垄断,国内发展前景不明朗

另外,大连200MW/800MWh全钒液流储能电站示范项目也已核准,该项目主要用于调峰。

储能成本的快速下降使得一些商业模式可行。以工商业峰谷价差套利为例,根据苏价工1号文件,江苏省1-10千伏普通工业用户峰谷价差可达1.0052元/度电,由于储能系统成本的下降,该峰谷价差使得储能存在一定的套利空间。
按照市场价格,假设磷酸铁锂电池系统价格1800元/kWh,储能PCS售价500元/kW,则一个1MW/4MWh的磷酸铁锂电池储能系统初始投资770万元。考虑一年运行天数340天、每天一次完整的充放,运行成本0.05元/kWh,则1MW/4MWh储能系统每年的净收益约130万元,静态投资回收期约6年。这一投资回收期依然偏长,但如果考虑未来储能在除峰谷价差套利以外的其他服务收益,储能已初具商业价值。未来随着成本的进一步下降,储能的经济性将逐步凸显。

(4)电力输配
储能在电力输配领域的应用主要包括:无功支持、缓解输电阻塞、延缓输配电设备扩容和变电站内的直流电源等。按照目前的成本,储能做无功补偿和变电站直流电源相对原有选择价格较为昂贵,但在延缓输配电设备扩容和缓解输电阻塞方面具有较好的效益,在负荷接近设备容量的输配电系统内,将储能安装在原本需要升级的输配电设备下游位置来延缓或避免扩容,可以实现利用较小容量的储能设备来延缓需要很大投入的电网扩容投资。
以福建安溪移动式储能电站为例,该工程是2012年福建省电科院牵头实施完成的移动式储能电站示范工程,该工程通过采用125kW/250kWh移动储能装置,在用电低谷时由电网向电池组充电,用电高峰时电池组放电,使得安溪农网配电台区的供电能力提高40%以上,缓解了尖峰负荷时的用电缺口问题。
(5)用户侧
分时电价管理是用户侧储能的主要应用模式,电力用户可根据自身实际情况安排用电计划,将电价较高时段的电力需求转移至电价较低的时段实现,从而达到降低总体用电成本的目的。
安装于工商业用户端或园区的储能系统是我国用户侧储能的主要形式,通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段,容量费用管理和需求侧管理等是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异,各地区的峰谷电价差不同,项目的盈利空间也有差别。
国内应用于工商业用户端分时电价管理的商用储能项目已经开始涌现。例如,2016年8月,南都电源与无锡星洲科苑公用设施开发有限公司签订《储能电站合同》,拟共同实施15MW/120MWh的电力储能电站项目,南都电源在谷时段或平时段以相应时段的10KV电价向无锡星洲科苑购电,在峰时段或平时段向无锡星洲科苑以相应时段的交易电价、电磁储能、储热和电化学储能等。
抽水蓄能是当前最成熟、最经济的大容量储能技术,具有规模大、寿命长、运行费用低等优点,已大规模应用于系统调峰、调频和备用等领域,截至2015年底我国抽水蓄能装机规模达22.7GW,约占全国电源装机规模的1.5%。但抽水蓄能也有它自身的局限性,其受到地形条件的限制较大,必须具有合适建造上下水库的地理条件,建设周期较长,电站规模一般100——2000MW,主要用于电力系统的调峰、调频、备用等辅助服务。
电化学储能技术具有响应时间短、能量密度大、维护成本低、灵活方便等优点,是目前大容量储能技术的重点发展方向之一,具有储能大规模推广所需的批量化、标准化生产,以及便于安装、运行与维护等特点。从当前储能装机应用情况来看,电化学储能是抽水蓄能以外的最主要的形式,铅蓄(铅炭)电池、锂离子电池、全钒液流电池、钠硫电池是电化学储能的四种主要形式。
(1)铅炭电池
铅酸电池是一种酸性蓄电池,电解质溶液为硫酸,正极和负极分别为二氧化铅,受益锂离子电池在新能源汽车领域的大规模应用,技术进步快,发展潜力大。
锂离子电池在大容量储能中应用还存在不足:
成本高。规模化锂电池的应用从原材料成本到加工生产成本都比较高,因而初始投资较大,其中电池材料占据电池成本的绝大部分,但近年呈现成本快速下降的趋势;
安全隐患。锂离子电池易在过充或内部发生短路时温度升高,严重时引起着火甚至爆炸。
(3)全钒液流电池
以具有流动性的电解质溶液作为活性物质,输出功率和储能容量相互独立,功率大小取决于电堆,容量大小取决于电解液容量,可通过増加电解液量或提高电解液浓度达到増加电池容量的目的。目前主要的液流电池包括铁铬电池、锌溴电池及全钒电池等,其中全钒液流电池发展较快。
全钒液流电池的主要优点包括:
功率与容量可以独立设计。在全钒液流电池系统中,由于电极板是电池发生电化学反应的场所,故单电池的功率主要取决于电极板的面积,増大电堆的数量和电极板的面积,即可増大电池系统的输出功率;电池的化学能主要存储在电解质溶液里,故电池系统的储能容量取决于电解液的浓度和体积,増大电解液的浓度和储液罐的容积,即可増大电池系统的储能容量。
循环寿命长。电池反应时只是钒离子在不同价态间转换,没有其他的物相变化,理论上可以对其进行任意程度的、无限多次的充放电,平均充放电循环达到13000次。
常温常压下工作,无潜在的爆炸或着火风险,安全性好。
但全钒液流电池能量密度和能量转换效率偏低,占地面积会相对较大,此外相对其他储能系统増加了管道、泵、阀等辅助部件,结构更为复杂,一定程度影响系统可靠性。

根据CNESA的预测,到2020年,基于常规假设下的我国应用于可再生能源并网、分布式发电及微电网、辅助服务、电力输配等领域的电化学储能累计装机规模将达2GW,是2015年底累计装机量的15倍。

2.2美国
补贴、强制采购等政策助推储能发展美国储能发展处于引领地位,截至2015年底,美国在运行的储能项目累计装机规模占全球总装机的45%。2016年美国储能新増装机中,户用和商用合计约占25%,公用事业约占75%。根据GTMResearch的预测,2022年美国储能新増装机规模将达2.6GW,市场规模预期达到33亿美元,2017-2022年的储能市场累计规模将达到110亿美元。
加利福尼亚州作为美国储能产业发展的标杆地区,在工商业用户侧、电力系统调峰、调频辅助服务、大规模可再生能源并网等领域安装应用了大量储能项目。加州储能产业的发展受益于政策的支持,其先后制定实施的储能采购目标、SGIP储能补贴计划等政策,对于其他国家和地区推动储能产业发展提供了一定的借鉴。
(1)SGIP储能补贴2001年,美国加州颁布自发电系统激励计划共计2030个,累计装机规模达228.4MW,补贴金额总计约3.4亿美元,占项目总成本的49%。其中特斯拉是申请项目数量最多的厂商,约占到项目总数的32%。
2016年,CPUC对SGIP采取进一步的调整,将未来三年SGIP的75%的项目预算都将分配给储能,规定单个项目最大补贴额度不超过500万美元,单个开发商获得的补贴占比不超过20%等。

3.2有利因素积聚,国内储能发展有望换挡提速
(1)实质性政策出台助力储能商业模式构建
2016年之前,国内储能相关政策大多是对储能技术或示范项目的支持,在构建商业模式方面的政策支持力度很小。2016年以来,支持储能发展的实质性政策逐个出台,对于构建储能参与辅助服务的商业模式具有重要意义。
2016年6月,国家能源局出台《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿机制试点工作的通知》,该文件是首份针对储能行业的实质性支持政策,明确了电储能参与辅助服务的市场主体地位,提出按效果补偿原则,各省选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务试点。
目前东北试点的调峰辅助服务市场,已经为储能提供了潜在的商业模式。2016年11月,东北能源监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则》,鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施,明确充电功率在10MW及以上、持续充电时间4小时以上的电储能设施,可参加发电侧调峰辅助服务市场。

2016年,加州通过A.B.2868法案,要求三大公共事业公司通过申请新项目和投资的方式,加速部署高达500MW的分布式储能,意味着加州强制采购计划将在2013年设立的1.325GW储能采购目标的基础上再増加500MW。
三、国内蓄势待发,储能将迎机遇期 3.1国内储能规模尚小,发展潜力大
据CNESA不完全统计,截至2016年底,中国投运储能项目累计装机规模24.3GW,同比増长4.7%。其中电化学储能项目的累计装机规模达243MW,同比増长72%。2016年中国新増投运电化学储能项目的装机规模为101.4MW,同比増长299%,发展势头迅猛。
从应用领域来看,截至2015年底,应用于分布式发电及微网储能系统累计装机最大,占总装机规模的56%,其次是可再生能源并网。2016年新増投运电化学储能项目中,可再生能源并网是应用规模最大的领域,占比55%。
从应用技术类型来看,截至2015年底的储能项目统计情况,锂离子电池是最为常用的技术类型,约占所有项目的66%,其次是铅蓄电池,约占15%,液流电池占13%。2016年中国新増投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池,两类技术的新増装机占比分别为62%和37%。
从主要的供应商来看,2016年中国排名前五位的储能系统供应商分别为:阳光三星、圣阳电源、科陆电子、宁德时代、欣旺达,五家企业的新增投运储能装机总规模超过2016年中国新增投运项目装
机规模的90%。从技术路线看,阳光三星、科陆电子、宁德时代、欣旺达的新増储能项目主要采用锂离子电池技术,圣阳电源的新増储能项目主要采用铅蓄电池技术。
总体来看,我国储能装机规模尚小,这与其所处的发展阶段相关。我国储能市场大致可分为三个发展阶段:一是技术验证阶段,主要是开展基础研发和技术验证示范;二是示范应用阶段,通过示范项目开展,储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰,应用价值被广泛认可;三是商业化初期,随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透,中国储能项目装机规模快速増加、商业模式逐渐建立。目前来看,经过多年培育,我国储能产业商业化渐行渐近。

(2)弃风弃光问题突出,电改激活用户侧
近年,国内风电、光伏等新能源发展迅猛,以风电为例,截至2016年底,国内累计风电装机规模达148.6GW,约占全国电源装机容量的9%。
在国内风电、光伏装机规模快速攀升的同时,弃风、弃光问题曰益突出,根据能源局相关数据,2016年全国光伏电站弃光率达到9.6%,风电弃风率则达到17%,其中西北、东北地区问题尤为突出。
弃风弃光产生的重要原因之一是电源结构不合理,系统调峰能力不足,有关研究显示,我国“三北”地区火电占比近70%,而抽水蓄能、燃气机组等灵活调节电源比重不足4%。因此,为有效解决弃风弃光问题,提升电网对新能源的消纳能力,需加强储能等灵活调峰调频电源建设。

2016年12月,国家能源局公布首批多能互补集成优化示范工程,其中6项为风光水火储多能互补系统工程。以海西州多能互补集成优化示范项目为例,该项目总投资约63.7亿元,规划总装机容量700MW,其中包括200MW光伏发电项目、400MW风电项目、50MW光热发电项目及50MW储能系统,计划于2018年年底全部建成。

(1)大规模可再生能源并网风电、光伏等清洁能源发电具有间歇性和波动性特点,输出功率波动较大,随着近年风电、光伏的大规模发展,弃风、弃光等问题凸显。
以风电为例,储能装置可以在大规模新能源并网方面发挥重要作用:
1)减少弃风限电。风电场可在风电出力高峰且系统消纳能力不足时通过储能装置吸收过剩的风电,并在系统用电负荷较高而风电出力不足时释放电能,从而减少弃风限电给风电场带来的损失。
2)降低系统备用容量,减少输电通道建设容量。安装在风电场的储能设施能够平抑风电场的功率波动,増加风电场出力的可控性和可调节性,从而降低用于调峰调频等功能的系统备用电源容量,同时所需的电网通道容量也会有所下降,降低电网通道建设成本。
以张北风光储输示范项目为例,该项目一期工程建设风电98.5MW、光伏40MW、储能装置20MW(包括14MW/63MWh锂离子电池和2MW/8MWh全钒液流电池),通过风光储出力互补,联合出力波动满足小于7%的系统设计目标,跟踪发电计划满足小于3%的系统设计目标,减少了89%的弃风电量。
(2)分布式发电和微电网
2015年7月,国家能源局发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见|国能新能265号),明确指出新能源微电网代表了未来能源发展趋势,是“互联网+”在能源领域的创新性应用;同时,新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式,符合电力体制改革的方向,未来新能源微电网的发展将带动储能的需求。
储能是微电网中的必要元件。在微电网并网运行时,储能系统主要发挥灵活调节和平滑波动等功能,一般来说微电网中含有光伏、天然气等分布式电源,储能为分布式电源的接入提供重要支撑,包括
抑制分布式电源的功率波动、减少分布式电源对用户电能质量的影响、提高配网利用效率等;离网运行时,储能系统还可作为微电网系统的主电源,保持微电网的电压和频率稳定,确保微电网的稳定运行。
除了微电网以外,储能也可以和屋顶分布式光伏等结合使用,将富裕的光伏发电存储起来在需要时使用,这种模式在美国、德国、澳大利亚等国家应用相对较多。
(3)电网调峰、调频等辅助服务
由于储能装置具有良好的充放电控制性能,通过控制储能装置的充放电状态及速率,可以实现参与电网的调峰和调频。
以调频为例,在电力系统运行过程中,自动发电控制转换成电能需要经历_系列过程,调频性能受到影响,具体表现为调节的延迟、偏差等。
储能系统能够快速、精确地控制功率输出,具有优越的调频性能,相比传统机组,特别是调频能力较差的火电机组,储能调频体现了较大的效果差异,例如:储能可以瞬时达到指令目标功率,能在几秒钟内快速响应负荷需求,但火电机组有几十秒至分钟级别的延迟和爬升过程。

(3)新能源微电网领域
1)二连浩特可再生能源微电网示范项目。该项目2015年10月获得国家能源局批复(《国家能源局关于二连浩特可再生能源微电网有关事项的复函》),共分为7个集群,建设规模为2.535GW的发电装机,另外配套储能设施160MW,总投资规模95亿元,项目实施时间为2016——2020年。

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