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独立电池储能电站应用于新能源发电领域探讨

导读: 中国与可再生能源相关的储能应用,主要分为两种类型。一类是用户端分布式发电及微电网中储能的应用,另一类是集中式风光电站(可再生能源并网)储能应用。据不完全统计,截至2015年底,这两类应用累计装机规模已超过中国市场的80%。

  三、独立电池储能电站应用方式探讨

  独立电池储能电站解决方案的总体构想如下:

  在新能源发电集中地区的330KV(或类似电压等级)的母线上,选择合适地点建立独立的电池储能电站(ESS),该ESS相当于小型抽水蓄能电站,ESS直接接受当地省级(或地区级)电网调度控制,省调(或地调)依据该母线各个风力发电站和光伏电站的出力预测以及实时母线电压、频率等情况,控制ESS的充电和放电,达到平滑输出、调峰、调频的目的。

  四、独立电池储能电站解决方案与现有的整合型储能系统相比,具有以下优点:

  (1)可实现较多的功能

  独立型储能电站可由电网直接调度,类似于小型抽水蓄能电站,为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。

  (2)储能计量及价值核算相对简单

  储能电站独立运营,相对整合型储能系统,其调节电量容易统计,服务的种类及计量也相对容易,因此会一定程度上简化储能电站的运营难度。

  (3)投资主体清晰,评估容易

  独立储能电站与发电设备彻底分开,在投资界面上,主体清晰明确,在进行投资评估时,投资评估的难度也会相应降低。

  (3)国家储能补贴政策出台更具针对性

  由于与发电设备分开,更容易明晰储能本身的价值,确定补贴的方式与额度。另外,在排除发电设备的投资成本后,独立储能电站的投资体量也会大大下降,从而补贴的总体量也会相应下降。

  五、促进独立电池储能电站发展的建议

  为促进独立电池储能电站的发展,政府及电网企业应从以下几方面进行布局:

  (1)明确独立储能电站的补贴或计费方式

  对于独立储能电站补贴及结算的方式,应避免只考虑一次性建设补贴,能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用,可以考虑以下两种形式:

  (2)采用类似于抽水蓄能的结算方式,设置价格机制

  如采用容量电价的形式,假设容量电价为600元/(kW*年),则计算表明,一个120MW/240MWh储能系统,在额外提供30%的建设费用(电站总投资约7.2亿元,30%建设补贴约2.16亿元)的情况下,预计投资回收年限为7年左右,对于投资者来说,将具有一定的吸引力。

  (3)纳入电力系统辅助服务范畴,制定相关政策,促进储能电站参与辅助服务

  对于储能系统来说,可以参与辅助服务市场,显然可以促使储能形成一定的商业模式,尽管《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》已经允许储能参与电力辅助服务,但相关的结算机制并未确定。假设可以按照现行的模式进行结算,简要计算表明,在一些地区已经具备盈利空间,未来应根据储能的特点,制定适应的规则,促进储能的应用。

  (4)制定更严格的风电、光伏准入规则,促进储能应用

  例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准,促进储能应用。目前的标准较为宽松,风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上,动力不足。

  (5)地方政府布局储能产业,助推当地产业转型升级

  在前期电网建设运营示范项目,积累相关调度管理经验后,储能电站的建设应该从电网释放,储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移,而电网将主要承担为储能设施接入电网提供服务、计量与结算、协助建立辅助服务市场等责任。

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