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双碳战略及新型电力系统背景下新型储能发展思考

作者:王楠 来源:储能领跑者联盟 发布时间:2021-07-18 浏览:次
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1、政策频出,助推行业快速发展

双碳战略及新型电力系统的提出为我国能源清洁低碳转型指明了方向、擘画了具体路线图。作为支撑双碳目标实现及能源革命的核心技术,储能,特别是新型储能技术受到了越来越密集的关注。上半年,国家从顶层规划、价格机制、项目管理、攻关示范等维度出台了多项支持政策,以推动储能产业健康快速发展。

《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》首次在国家层面明确了新型储能的装机目标,给出了加快推动新型储能发展的重点任务和实施路径,对产业发展具有重要的指导意义,也为后继地方政策以及细则性政策的出台提供了方向性指导。

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出了优化抽水蓄能两部制电价政策,以竞争性方式形成电量电价,完善容量电价核定机制,建立抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收的机制,《意见》的出台为抽水蓄能电站成为独立市场主体提供了良好的价格机制保障。值得关注的是,如果抽水蓄能可以走两部制电价或纳入输配电价,意味着锂离子等新型储能如果功能定位一致,同样可由电网投资,成本通过电价予以疏导。

《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》中明确提出要完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制,建立新型储能价格机制,以推动新能源及相关储能产业发展。

《新型储能项目管理规范(暂行)(征求意见稿)》指出,新型储能项目相关单位应按照有关法律法规和技术规范要求,严格履行项目安全、消防、环保等管理程序,落实安全责任。地方能源主管部门对本地区储能项目实行备案管理。此外,文件还对储能系统的安全管控进行了重点强调,要求在电池一致性管理技术取得关键突破、动力电池性能监测与评价体系健全前,原则上不得新建大型动力电池梯次利用储能项目。

技术层面,“十四五”国家重点研发计划发布了GWH级锂离子电池储能系统技术、固态锂离子电池储能、混合型超级电容器等9项重大专项,国家发改委、能源局启动了大型锂电池储能技术示范工程申报工作,将对新型储能技术装备升级换代起到重要的支撑作用。

在市场、政策、技术多重利好下,新型储能的万亿市场逐步拉开序幕。

2、与时俱进,再论储能定位与价值

新型电力系统的特征是“双高”,高比例新能源出力大幅波动、功率平衡和运行控制难度极大、消纳困难、挤占常规电源空间、消纳与安全矛盾突出等问题给电力系统的规划设计、生产管理、运行控制等方面带来巨大挑战,亟需大力推进新型储能的规模化应用。

(一)抽水蓄能与电化学储能

尽管各种新型能源形式不断涌现,但当前储能技术仍以传统的抽水蓄能和以电化学储能为主的新型储能技术为主,两者的不同特点决定了各自在构建新型电力系统中的不同定位。

从电网运行角度,抽水蓄能一次调频响应速度慢,但体量大,更适合在省级及区域级电网中发挥削峰填谷、系统备用等作用。电化学储能响应速度快,尤其在毫秒到分钟级别的时间段可充分发挥其灵活反应的优势,可考虑与电网三道防线结合,提高电网事故快速恢复能力,减少负荷损失。同时,电化学储能以其配置灵活的优势,可以优化主网潮流分布,解决配电网短时过载、电能质量差、无功不足等问题,在微网和分布式电网中将发挥重要的功率调节与频率电压支撑作用。

总而言之,抽水蓄能建设因地制宜,电化学储能可根据需求灵活部署。从技术发展的角度,由于电化学储能技术发展迅猛,如果安全性能得到进一步突破,其在中时间尺度(1-4小时)的技术经济性将有望超过抽水蓄能。从多元化储能互补的角度,可尝试在抽水蓄能点配置一定容量的电化学储能,提升其功率响应速度,通过联合优化运行实现全新混合储能,满足新型电力系统的多重需求。

(二)多元化的应用场景与价值

在电源侧,储能主要通过与火电或新能源发电等机组出力互补,使这些电源呈现更加稳定可控的特性,从而提高电力系统的安全稳定性。对新能源来说,配置多少储能合适,考虑风光特性差异大,地区负荷特性差异大,配置比例切莫一刀切,应根据电网运行需求确定接入技术标准,设计交流侧还是直流侧进行耦合;也可采用对标的方法,新能源配置完储能后,其外特性应达到或接近于常规电源的技术特性(同质同价,电价也有相应参考)。对火电来说,双碳背景下将逐步由主力电源变为调节电源,现在有两个储能配置趋势,一个是利用现有厂址条件新建储能电站,另一个是进行调频改造,目前两者并无本质上的区别,基本都是独立运行。从技术融合的角度,应该认真研究火电调频与储能调频的联合优化运行,提高火电运行适应性与经济性,以延长火电机组寿命。

要深刻理解储能在电源侧的价值,现在经常提“储能+”其实欠妥,有夸大储能作用之嫌。储能,更多是扮演了“催化剂”的作用,本身不产生能量,放缓或加速各类电源的功率输出,优化运行特性。另外,火电厂的煤场本质就是一个广义储能,储存的是一次能源,对新能源配置储能,储存的则是二次能源,有了存储就有了调节的灵活性。

在电网侧,特别是新型电力系统对储能的需求与要求更高。一是与抽水蓄能的关系,如果电化学储能在规模化、安全性与经济性等方面与抽水蓄能电站接近,应并重发展,在功率响应方面实现梯级互补,在系统配置上集中与分散相结合。二是提升输变电能力,与现有输变电系统充分融合,对直流输电技术进一步提升,提高频率与电压支撑能力,具备一定的同步机特性;三是进一步提升新型储能响应速度(达到微秒级),具备一定的系统惯量,在替代SVC、SVG的基础上,逼近调相机(可考虑与高倍率储能结合)动态电压支撑能力;四是提高系统安全性与经济性,有效结合安控,提升N-1、N-2线路过载能力,提高输电线路利用效率。

在配网侧及用户侧,随着电气化水平的持续提升,负荷峰谷差局不断扩大,应深入探索储能解决局部地区短时季节性过载及部分城市扩容困难等问题。同时,在分布式电源规模化接入(如整县分布式光伏建设)的情景下,一方面要考虑微电网、有源配网的系统级储能配置,解决好功率平衡、电压稳定等问题,另一方面要考虑用户侧储能的“互联网+”特征和共享潜力,积极探索需求响应、虚拟电厂、综合能源服务、绿电交易等新型商业模式,旨在提升配电网的快速恢复能力,引导用户侧储能参与系统调节。

三、初心不改,奋力前行

为实现碳达峰目标,经初步测算,到2030年我国新能源装机将达到12-15亿千瓦,需要配置新型储能设2-2.5亿千瓦,这对储能产业的发展提出了更高要求。然而,我国的储能产业在市场机制、商业模式、标准体系、管理规范等方面仍存在诸多问题有待解决。

要科学系统地认识储能。目前国内通常将储能划分为电源侧、电网侧、用户侧三类。电源侧储能通常认为布置在火电厂或新能源场站,电网侧储能的界定则缺乏统一定义,主流观点多基于物理资产所有权角度出发,简单将电网侧储能认定为电网公司投资建设或布局在变电站等电网设施内部的储能设施。相比之下,更应从储能实现的功能角度出发,打破空间位置、物理资产属性的界限去理性认识储能。在构建新型电力系统的背景下,储能的价值在于两点,一是去中心化,使得电网出现碎片化的特征,形成若干依托储能的独立小型或中型电网,降低系统运行的复杂性。二是弹性化,SVG、HVDC等输变电技术有进一步优化提升的空间,用户侧将涌现电动汽车等可调节性负荷,源网荷三侧依托多种储能形式,具备了协同互动的能力,电力系统将由刚性向柔性转变,显著提升抵御事故风险的能力。

新型储能还处在一个发展初期,必须经历标准化、智能化和泛化三个阶段,才能真正成为新型电力系统的中坚。目前,海外欧美等国家的新型储能发展速度要快于国内,1500V高压、液冷等技术已开始大规模应用。国内受制于电力市场建设力度,虽然出台了不少支持政策,但总有犹抱琵琶半遮面的感觉,担心重蹈风电、光伏发展初期的覆辙。如果不依托市场加快储能产业的培育,储能技术完全有可能被西方国家超越,Tesla、西门子等公司已经虎视眈眈,切勿醒得早起得晚。总书记在建党100周年讲话中提到:“今天,我们比历史上任何时期都更接近、更有信心和能力实现中华民族伟大复兴的目标。”能源是经济社会发展的基石,新型储能是能源变革的关键。今天,我们有巨大的市场空间,有坚强的特高压电网,有像CATL、比亚迪等国际领先装备制造企业,在这样的条件下,新型储能政策支持的力度不妨再大一些,对象再广一些。在各方的共同努力下,在储能技术上亮出大国重器,引领我国以及全球能源变革!

(国网综合能源服务集团王冰博士亦对此文有贡献)

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