澳门太阳娱乐集团官网储能本事的施用及储能行当发展,以后储能应用领域哪个最有潜在的能量

2019-11-15 16:02 来源:未知

澳门太阳娱乐集团官网,解析|未来储能应用领域哪个最有潜力?

中国储能市场一直处于“外热内冷”的状态,盈利模式也始终未能清晰与稳定。2018年,在电网侧储能大规模爆发的带动下,储能市场呈现转机。目前这个阶段非常关键,在可再生能源没有出现“阶跃式”发展之前以及电力市场化改革刚起步的阶段,未来1-2年储能的发展路径对市场格局重塑发挥着至关重要的作用。

2018年4月18日

一、产生背景

这几年,无论是在用户侧、电力辅助服务,还是新能源并网等领域,储能发挥的价值越来越明显,但是,受经济效益的影响,储能商业模式依然在探索中,未来储能的真正发展空间在哪里?它的潜力究竟要怎样挖掘?小编在参加了由中关村储能产业技术联盟举办的“储能国际峰会暨展览会2018”后,有一些思考跟大家分享!

推动储能发展是实现能源绿色发展的内在逻辑。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计,截至2017年底,中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW,同比增长19%,其中,抽水蓄能占比最大,接近99%,其次是电化学储能装机规模,为389.8MW,同比增长45%。从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看,2017年,用户侧领域的新增装机规模所占比重最大,为59%,其次是集中式可再生能源并网领域,所占比重接近25%。

落实绿色发展理念,加强生态文明建设,确保实现2020年、2030年非化石能源消费占一次能源比重15%、20%的战略目标,化石能源进入全面存量替代的阶段;到2050年时,在一次能源消费中的比重达到60%,在电力消费中的比重达到80%,成为能源供应的主体力量,确保我国在此之前全面完成能源转型。实现这一宏伟目标,就必须大力发展风电、光伏产业。

储能为新能源提供“增值服务”

截至2017年底,我国风电装机新增15 GW,累计达到164GW,光伏发电新增装机53 GW,总规模达到130 GW,无论是增速还是总量继续稳居世界第一。

目前新能源占比越来越高,能源结构正在面临转型,这些能源革命为能源互联网的发展和催生提供了一定的机遇。能源互联网最大的特点就是互联网+的特性,储能是能源互联网的基石,也是能源战略实施的关键要素。新能源快速发展带来的电力系统灵活性和消纳问题,暴露了传统电力运行和调度机制存在的瓶颈,也进一步提高了储能在集中式可再生能源并网领域的应用价值和发展潜力。未来光伏、风电、水电等新能源将占国家能源很大的比重,储能行业对整个国家的能源行业而言是非常重要的行业,近年来,国家也在推动多能互补、风光储输等示范工程,储能不仅能促使新能源更有效的利用,减少弃风弃光,同时,也可以平抑发电出力,提高电能质量,参与电网负荷平衡。

但由于风电、光伏本身的不稳定以及消纳难等原因,弃风、弃光始终没有很好的解决,居高不下的弃风、弃光率成为行业发展绕不开的难题,成为当下制约光伏、风电取得进一步发展的首要因素。而要从根本上解决弃风弃光问题,储能是必不可少的一项技术,为有望彻底解决弃风弃光问题提供了可能。

在新能源并网领域,拿光伏为例,最初的时候,光伏成本很高,企业的精力都投入到降低成本、技术研发等方面,但随着市场成熟,技术突破,太阳能发电的成本快速下降,未来有希望实现平价上网,这就为储能发展带来机遇,储能可以改善光伏发电的质量,减轻电网调频压力,目前有很多光伏+储能的项目投入运行,通过实践证明了储能在新能源并网领域发挥的价值。

当光伏电站、风电站配备了储能系统,不仅可以对暂时无法消纳的电力进行储存,避免弃光弃风,还可以保障天气变化时电站的正常供电。国家发改委、国家能源局五部委在促进储能技术与产业发展的指导意见中指出,储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平,支撑分布式电力及微网,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

2017年,陕西省定边县光伏发电装机容量达到150万千瓦,2016年,全县弃光率约10%,陕西定边10MWh锂电池储能项目旨在通过削峰填谷缓解当地光伏电站弃光现象,该项目采用猛狮科技自主研发设计的模块化MW级并网集装箱式电池储能电站技术,该项目联合光伏电站运行,吸纳未并网电力,按照光伏上网电价上网,削峰填谷,促进就地消纳。

二、储能的概念

市场化是储能在电网的出路

从广义上讲,储能即能量存储,是指通过一种介质或者设备,把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来,基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。储能技术按照储存介质进行分类,可以分为机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。

电力系统分为发输变配用等五个环节,需要厘清储能在各个环节的应用价值,通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。

储能技术的关注点往往包括:能量密度 、功率密度、充放电效率、设备寿命 或充放电次数、技术成熟度、经济因素 (投资成本、运行和维护费用)、安全和环境方面等。

在发电侧,储能可以参与电力辅助服务,例如调峰调频、现货市场等,我国电力辅助服务市场依然在探索期,关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善,很多计划参与辅助服务的储能企业存在观望态度。对于调峰调频,随着新能源装机量的上升,为保持稳定性和实时平衡性,调峰调频需求激增,是储能企业参与调峰调频的巨大市场,然而,我国电储能参与辅助服务仍然是“躲在”火电机组之后,电储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现,随着各地辅助服务市场建设工作相继启动,储能有望在调频辅助服务领域率先实现商业化应用。而对于现货市场而言,当规模化的储能电站能够参与现货市场,对电价波动的抑制以及电网运行安全性都有一定的益处。只要市场化定价、市场化提供服务,储能就会有更多的发展空间。目前应用最多的就是联合火电机组进行调频,其具有诸多优势,比如调节速度快、调节精度高、响应时间短、提高调节深度,同时,机组性能指标得到提升,减少AGC及调峰考核,增加AGC补偿费用。

当前成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能,使用功率大、放电时间长、平准化成本低廉的特点使其在发电侧占据优势。不过,抽蓄电站限制也很明显:厂址的选择依赖地理条件(特别是需要上下水库)、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。

在储能参与电力辅助服务方面,北京睿能世纪采用储能系统和火电机组联合运行,构成新的电力调频电源,既解决了传统火电机组调节速率慢、折返延迟和误差大的缺点;又弥补了储能系统由于能量有限增加电网调频难度的劣势,以晋能集团山西光热电厂9MW储能联合调频项目为例,该项目为火电机组配套建设容量为9MW/4.5MW的先进储能系统,改造后的发电机组AGC调频性能Kp达到5.0以上,储能系统总体充放电效率约为88%,电厂AGC调频考核补偿扭亏为盈,明显提升企业效益。

因此从发展前景考虑,电化学储能技术在适用性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面更具优势。近几年的发展势头已然证明了这一点。

在输变电方面,由于我国的电网太坚强,不像国外电网,建设规模不大,所以输电和变电应用储能的可能性不大,近几年看不到机会。

三、电化学储能技术的发展及应用

而在配电环节,众所周知,这是我国比较薄弱的环节,以广东为例,部分地区配变低电压问题很突出,用户投诉问题严重,临时改造线路扩容升级耗费时间,这时储能就被大家所注意,然而,据有关人士透露,从成本方面考虑,初步算下来储能的成本比升级改造变压器和线路要贵一倍以上,这是个难题,如果未来能随着储能电池的成本下降,配电侧的市场是很大的。

电化学储能技术的发展

在用户侧,据统计,2017年储能新增装机中,用户侧储能装机占比最多,无论是削峰填谷,还是需求侧响应,储能发挥的价值都已经被证实,对企业而言,最普遍的盈利点是峰谷价差,但是单纯靠峰谷电价差,储能的价值不会被完全体现,即使成本降至很低,也没有办法体现出调节性能非常好的特点。

我国电化学储能项目的年增长率达到45%,超过全球增速。

由南都电源投资建设的无锡新加坡工业园区智能配网储能电站,提供了一个很好的示范作用,该储能电站总功率20MW,总容量为160MW,是目前全球规模最大的商业化运营储能电站,该电站投运之后,每天高峰时段可给园区提供2万KVA负载调剂能力,降低了工业园区变电站变压器的负载率,缓解了工业园区变压器的增容速度。

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对于电网而言,储能给电力系统带来的最大冲击是运转模式的改变,包括商业模式,如果能回归电力系统的真正商品属性,储能的发展空间会非常大。

储能电池成本

任何一个行业的发展,都是不可以完全依靠政策去发展的,对于储能而言,政策不能作为未来发展的依靠,一定要借助市场化运作,产生聚合效应,通过一主多辅的形式,在发挥主功能的前提下,也能响应平台的调配,发挥其它辅助的功能,享受其它的盈利模式,充分发挥储能的资源,响应电网的调峰调频,形成商业模式,这才是储能在电网未来的发展方向。

从各场景的运用而言,国内电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池。目前新增分布式发电中选择铅蓄电池储能较多,锂离子电池则垄断辅助服务市场。由于锂电池具有能量密度高、功率密度大以及体积/重量小、环境友好等优势,新增装机基本采用了锂电池技术,技术路线已基本成型。

动力电池的梯次利用是储能的另一个东风

狭义的储能电池成本仅包括一次成本,广义的储能电池成本还包括二次成本和三次成本。

2017年,新能源汽车销量达到了77.7万辆,据预测,我国马上迎来动力电池退役的高峰期,国家也出台了很多相关政策,以此来促进动力电池回收利用行业的发展。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役,会加速退役电池储能市场的兴起,动力电池回收可以分为拆解和梯次利用两大方面,动力电池的梯次利用可以带来很多好处,目前新电池成本比较高,是限制储能大规模推广应用的重要原因,而梯次利用能降低储能的工程造价,同时比较环保,有良好的经济社会价值。

其中,一次成本包括电池的材料成本和生产制造成本。在材料成本下降空间有限的情况下,通过电池结构技术的颠覆设计,简化电池生产工艺,降低制造成本和人力成本,将会是新型储能电池重要的降成本方向。

这几年国内外很多机构都开展了梯次利用的研究。在国内主要有三类参与到其中,第一类是电动汽车企业,比如比亚迪、北汽新能源等。第二类是储能用户,像铁塔集团、电网公司等。第三类是属于第三方做储能的机构,比如上海煦达。而国外做梯次利用的主要是车厂。

二次成本与电池使用寿命息息相关。需要结合材料技术和结构技术,发展新型修复再生技术,提升电池使用寿命,降低容量型电池的度电成本和功率型电池的频次成本。

在国内,已经有动力电池梯次利用的项目顺利投运,上海蔚来汽车在2018年2月25日之前,建设完成2个梯次利用储能电站,北京普莱德新能源电池科技有限公司建设了MWh级梯次电池储能系统,是国内首次MWh级梯次动力电池储能系统应用,以退役汽车电池包作为主体,经过双向PCS,并通过中低压配电室接入到用户端配电侧网络。

三次成本主要指电池的回收成本。目前储能电池的回收再生环节若要做到完全符合环保标准的要求,成本还是非常高的,需要有创新的回收再生思路,降低电池的三次成本。

据了解,梯次利用可以降低项目的投资成本,减少回本周期,很多企业都已经布局其中,但是,梯次利用有以下几方面还需进行探索与突破:

储能电池技术成本降低可以分为以下四个目标阶段。当前目标:开发非调峰功能的储能电池技术和市场,例如调频储能电池和移动储能电池;短期(5-10年)目标:低于峰谷电价差的度电成本;中期(10-20年)目标:低于火电调峰和调度的成本;长期(20-30年)目标:低于同时期风光发电的度电成本。

一安全方面:由于早期的电池性能较差,没有考虑到后期回收等问题,在设计上存在尺寸不统一、参数各有不同、追溯信息不完整等问题,导致电池的梯次利用存在很大的安全问题。

电池储能辅助AGC调频会先于调峰储能发展起来。未来只有当储能电池应用成本低于火电调峰成本后,储能电池系统才可能作为重要补充得以规模发展,并纳入到电网的调峰调度系统。

二技术方面:动力电池梯次利用要经过检测、拆解、重组等环节,而对电池的检测环节上,并没有先进的技术与标准,并且目前大部分还是依靠人工检测,同时,早期电池并没有统一的标准,这对电池的重组造成了很大的困难。

电化学储能的运用方向和场景

三成本方面:动力电池拆解、检测、重组等环节都需要耗费大量的人力、物力、财力等,很多企业在技术上还没有很大突破,这在无形之中又增加了梯次利用的成本。

电化学储能技术运用比较活跃的领域包括用户侧、输电侧和发电测三大板块。

随着动力电池退役量的增大,以及国家政策上的支持,梯次利用市场一定会迎来爆发!

用户侧分布式能源应用

微电网、多能互补、电力辅助服务、现货市场等,储能无论是借助于政策支持还是技术突破、成本下降,肯定会迎来春天,我们一起期待!来源:北极星储能网

2017年10月31日,国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号),鼓励分布式电源“隔墙售电”、就近交易。由于目前试点对分布式电源考核不严,签订的电力交易合同仅为年度电量交易合同,电力电量平衡由配网运营企业负责,因此分布式电源没有配套建设储能的动力。但是一旦交易规则改变,电网不负责兜底,且需要考核分布式发电的交易电量时,那么储能在分布式能源侧的价值将会显现。

用户侧微电网应用

2017年7月,国家发改委、国家能源局印发了《推进并网型微电网建设试行办法》的通知(发改能源〔2017〕1339号),《办法》的出台,解决了大家对微电网定义方面、以及微电网建设运行过程中存在的争议,理清了微电网发展思路,对并网型微电网发展具有划时代的里程碑意义,将大大促进微电网的建设投资。储能作为微电网必不可少的部分,可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电、维持微电网电力供需平衡、作为黑启动电源帮助微电网快速自愈,以显著提高微电网的自治性。

同时,储能也能提供调峰等辅助服务、开展需求侧响应,以显著提高微电网的友好性;另外,在今后微电网必须全电量参与电力市场时,储能还可以减少微电网弃风弃光现象。储能在微电网中的作用至关重要,在微电网不同运行情况下需要担负起不同的使命,但是在目前政策条件下,此种场景中储能的经济价值还难以定量的衡量。

用电负荷调峰

用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式,利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。由于储能在用户侧应用的政策存在缺失,通过峰谷价差套利,便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清、算的明”的商业模式,且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。

对于此种场景,适合于峰谷电价差较高,至少达到0.75元/KWh以上,且用户负荷曲线较好,负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低,储能的投资回收期较长。

用户节能效益

目前我国工业用户大多执行两部制电价,储能可以通过充放电调节用户用电曲线,合理地控制好用户每月最大需量,为企业降低需量电费。此种场景,储能调节用户用电曲线,其实质也是通过调峰的过程完成,因此在计算收益的时候,需要和用户侧调峰收益统筹考虑。

用户需求响应

用户需求响应是指采取有效的激励措施,引导用户进行负荷管理,以使电力需求在不同时间段上得到合理分配,从而提高电力系统的使用效率和可靠性。从目前我国电力需求侧管理试点情况来看,一年当中,电力系统需要用户进行需求侧管理的时段较少,因此需求侧管理暂不能成为用户侧储能的主要商业模式。

储能电池系统可以改善配电质量和可靠性。当配网出现故障时,可以作为备用电源持续为用户供电;在改善电能质量方面,作为系统可控电源对配电网的电能质量进行治理,消除电压暂降、谐波等问题,同时降低主干网络扩容投入,节约扩容资金。

可再生能源电站的配套服务

在我国风电、光伏装机规模较大但同时弃风、弃光率也居高不下的“三北”地区,储能作为新能源发电的配套应用具有一定潜力。储能应用于这一领域的主要作用是平滑出力、跟踪计划出力。

由于储能成本较高,即便考虑投资储能后能够减少弃风弃光电量,但其投资回报率仍然较低,电站方主动投资配套储能的动力不强。此场景下,储能收益来源于新能源电站减少弃电所带来的收入,对于早期投运并网、上网电价较高且存在弃电的部分新能源项目有一定吸引力。

除此之外,如果未来我国辅助服务市场机制加大了可再生能源电站的考核力度,可再生能源电站配套储能的意愿将更强烈。

调频辅助服务

调频是电力辅助服务的主要内容之一,储能系统可通过参与调频辅助服务,对电网起到支撑作用。目前,电力辅助服务领域具备实际操作价值的管理规定多为各区域能监局制定的《两个细则》。

储能参与调频辅助服务,大多只能以与火电机组联合参与的形式进行,商业模式基本采用合同能源管理,由电厂和储能企业合作,电厂提供场地、储能接入以及储能参与调频市场的资格,由储能企业做投资、设计、建设、运营、维护,增量调频收益双方共享。

华北电网的《两个细则》中,机组的调频性能对调频补偿收益具备放大效应,由于储能系统响应速度快、控制精度高、调节性能好,“火电机组+储能”联合调频在华北地区具备一定的经济效益。

值得强调的是,储能参与调频的收益受政策波动影响较大,例如山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》(晋监能市场〔2017〕156号)的印发使得山西省成为储能设备厂商的必争之地,但随着2017年底山西省储能调频政策的变化,缩小了调频服务报价范围,致使储能的调频收益大大缩水。

有偿调峰辅助服务

我国“三北”地区新能源消纳难,电源调峰能力不足是主要原因之一,储能系统参与电力有偿调峰辅助服务有助于弥补电源调峰能力不足的短板。

目前,甘肃省、新疆省、山东省均出台了电力辅助服务相关政策,且侧重于调峰辅助服务市场的建设。储能用户可以与火电、风电或光伏电站联合调峰,或作为独立市场主体为电力系统提供调峰服务。参与调峰的储能用户可在调峰辅助服务平台通过集中竞价进行辅助服务交易,调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、水电厂按政策要求进行分摊。

另外,2018年1月,南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》指出,地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站,根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。

该《细则》从身份上给予了储能电站和传统电厂同等的辅助服务市场地位,并明确了储能电站的补偿标准和考核约束条件,可以预见,《细则》的出台将大大提升南方电网区域内储能参与调峰辅助服务的经济性,进而推动储能商业化应用的进程。

在暂没有建立电力辅助服务市场的地区,由于辅助服务提供方的收益多仅来自于机组增发/少发带来的电量收益,调峰成本无法疏导,因此储能在这些地区参与辅助服务经济性不佳。

四、2018年度全国电力供需状况

全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化

根据中电联快报,2018年,全国全社会用电量6.84万亿千瓦时,同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点,为2012年以来最高增速;各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%,增速逐季回落,但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时,人均生活用电量701千瓦时。主要特点有:

1.第二产业及其制造业用电量增长较快,高技术及装备制造业用电领涨。

2.第三产业用电量继续快速增长。

3.城乡居民生活用电量快速增长。

4.畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。

5.电力消费结构持续优化。第二产业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。

其中,四大高载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点;高技术及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点,第一产业用电量比重为1.1%,与上年持平。

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