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【视点】储能技术价值评估凸显刚性期盼

导读: 目前储能系统在用户侧的主要应用方式是分布式电源和储能的联合运行,或微网形式。储能是分布式发电及微网的关键支撑技术,其价值主要体现在稳定系统输出、备用电源、实现可调度性。

调频辅助服务:储能系统具有秒级乃至毫秒级快速功率响应和精确功率控制能力,在电网调频应用中具有明显优势。特别对于未来高比例新能源接入的电力系统,随着系统中传统电源比重降低,系统总转动惯量减 小,造成系统频率稳定性风险,储能在电网调频领域或将具有不可替代的价值。在高比例新能源电力系统,储能的调频价值主要体现在改善暂态频率特性和改善电网一次、二次调频。国网能源研究院初步研究表明,当系统中风电等波动性电源接入比例超过30%,储能的调频价值才能体现。典型系统测算结果表明,需要配置储能的容量比例约为千分之二。

减少电网改造投资,延缓输配电网建设:储能系统具备有功功率的双向调节和无功功率的四象限调节能力,可以有效缓解分布式光伏接入后的节点电压升高和设备过载问题。当电压越限或者电流过载时,通过储能系统存储部分分布式光伏电量,尤其是出力高峰时刻电量,可以降低配电网反向潮流对电网电压升高的负面影响,以及电流过载的风险,从而降低高峰出力带来的电网改造需求和限电量。同时,在大部分情况下有利于配电网网损的减少。储能接入高渗透率分布式电源的配电网,可有效减少电网改造成本和限电损失。典型案例测算结果表明,通过优化配置储能容量,可减少电网改造成本和限电损失20%。

(二)发电侧

新能源并网:储能在风电、光伏发电等新能源并网中的应用主要集中在增加波动性电 源的出力调节能力、跟踪计划出力、平滑风电输出等。目前储能电池技术在新能源并网中主要应用于改善风电场、光伏电站控制特性。全球已投运风电场储能项目超过10个左右,装机规模超过50万千瓦。

提高常规电源频率响应特性:通过与现有发电厂联合运行,提高常规电源频率响应特性。储能的价值主要包括:一次调频考核收益,AGC调节考核收益,以及AGC调节补偿收益。原北京石景山热电厂2兆瓦锂离子电池储能系统是国内第一个以提供调频服务为主要目的兆瓦级储能系统示范项目,该项目“联合调频”的运营模式,具备经济效益。

(三)用户侧

分布式发电及微网:目前储能系统在用户侧的主要应用方式是分布式电源和储能的联合运行,或微网形式。储能是分布式发电及微网的关键支撑技术,其价值主要体现在稳定系统输出、备用电源、实现可调度性。

未来发展应用潜力巨大

随着储能技术的发展,储能技术经济特性的进一步改善,储能在未来高比例新能源接入的现代电网中应用潜力巨大。储能在电力系统应用前景预测如下:

2017~2020年:“十三五”期间,先进大容量储能技术以示范应用为主,并由示范应用开始向商业化迈进,探索建立成熟商业模式。应用重点领域依次为分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网,应用场景主要集中在配网和电源侧。预计2020年我国储能市场规模有望达到15吉瓦,其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网分别占50%、20%、20%。

2021~2030年:这一时期,先进大容量储能技术在电网的应用领域除分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网外,进一步向延缓输配电设备投资、需求侧响应市场扩展。预计2030年我国储能市场规模有望达到40吉瓦,其中分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网、延缓输配电设备投资和需求侧响应市场分别占30%、20%、20%、18%和12%。

2030年之后:先进大容量储能技术在集成功率等级、比能量和比能量成本方面有望取得质的突破,一批新型先进大容量储能技术将会涌现。大容量储能在电网的应用领域进一步扩大,有望参与电网移峰填谷,对电网的运营管理模式产生根本改变。预计2050年我国储能市场规模有望超过100吉瓦。

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