储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景-第3页-北极星储能网

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近几年，随着能源结构调整、风力和光伏发电并网量的迅速增加，我国电力调峰调频服务面临几个问题，包括：电网峰谷差扩大，系统调峰容量不足;大型火电机组的频繁启停造成资源浪费，磨损大、煤耗高、不安全、不经济;抽水蓄能电站的总装机量不足(抽蓄装机容量仅为全部装机容量的1.5%，而此数据在日本为10%);需求侧管理错峰用电方式不够普及等[4]。未来高效、智能电网的发展要求建设大量分布式和可再生能源接入电网，而电网接收消纳可再生能源的能力很大程度上取决于电力系统整体结构，特别是调峰能力。

2014年中国能建集团广东省电力设计研究院进行了一项研究，研究对南方电网2020年调峰调频电源需求进行建模预测，得出的结论为，系统需要的调峰调频容量为114506MW。考虑到未来小容量的火电机组逐渐关停，火电机组按45%的调峰深度计算时，全网火电机组提供的调峰容量为69075MW，系统在最大峰谷差值条件下，需要新增调峰调频电源容量为45431MW，在考虑风电等可再生能源的反调峰特性时，需要新增调峰调频电源容量为53411MW，而2020年抽水蓄能电站提供的调峰调频容量为24800MW，缺口依然很大[5]。在此情况下，新型规模化储能技术的调峰调频模式和可再生能源与储能联合调峰调频技术模式在研究中被提出。其实，近一两年来，储能参与调峰调频服务已经成为大家广泛关注的一个热点。

2 储能成本不断下降，更多应用价值有待实现，期待新的市场机制

2.1 储能成本是衡量其是否可能参与调峰调频的重要因素

从2011年张北风光储输一体化项目开始，储能电站在大规模可再生能源调峰调频方面的技术性能和应用效果逐步被验证，但储能的成本是否可以使其成为调峰调频服务的参与者一直是大家争论的主要内容。

2012年，由东北电力大学、辽宁电力公司和中国电科院共同进行了一项名为“用于松弛调峰瓶颈的储能系统容量配置方法”的研究，结果显示，通过对某省电网风电接入对电网负荷峰谷差的影响的分析，全年风电正调峰发生概率为25.3%，反调峰发生概率为74.7%，风电反调峰效应明显;对于给定的电网负荷特性、风电出力特性，当储能系统容量价格为$900 /kWh，运行年限为10年时，储能系统最优配置容量为13.46 MWh，负荷低谷时段风电接纳容量可增加39.1 MW，约占风电总装机的1.9%，减小的电网峰谷差为最大负荷的0.42%，储能系统松弛电网调峰瓶颈效果不明显;而当储能价格降低至$208/kWh，则储能系统的最优配置容量为4355.2MWh，负荷低谷时段风电接纳容量可增加1300MW，约占风电总装机的64%，减小的电网峰谷差为最大负荷的11.23%，储能系统松弛电网调峰瓶颈作用明显，多接纳风电效益显著[6]。

2.2 储能成本不断降低，短期实现更多价值成为发展重点

通过中关村储能产业技术联盟(CNESA)2015年和2016年上半年对主流储能技术成本的统计和分析，储能的投资成本与2013年相比有大幅下降，锂离子电池(以磷酸铁锂为例)的系统成本最低值已经降低到300美元/kWh，预计到2020年，还将下降50%，最低达到150美元/kWh(按2016年9月兑换率计算)。到2020年，其他技术的投资成本也有很大下降空间，其中铅蓄电池将下降48%，全钒液流电池将下降23%，超临界压缩空气将下降44%。

表2 储能主要性能指标与投资成本表

数据来源：中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计整理

注：锂离子电池为1小时磷酸铁锂电池系统;铅炭电池为1小时系统;全钒液流电池为5小时系统;超临界压缩空气为4小时系统。此处投资成本为系统成本，含电池管理系统。

原标题：储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景分析

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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