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“未来,独立储能是主流发展趋势,”林佳荔表示,独立储能自2021年开始呈现爆发式增长。2021年,我国已投运的独立储能项目达1.3吉瓦,同比增长195%,主要分布在山东、江苏、湖南等8个省份,其中山东、江苏、湖南均有百兆瓦级的独立储能项目投运。2022年上半年,我国规划在建的独立储能项目已达45吉瓦,在规划在建新型储能项目中的占比超过80%。据中关村储能产业技术联盟预测,未来5年,独立储能年均新增装机规模将达7.2吉瓦,市场潜力巨大。
确定合理规模是关键
在储能进入发展快车道的同时,还需要清醒地认识到,这一行业还面临着很多挑战。“首先,政策机制不完善,直接影响了独立储能的项目收益能力以及收益的稳定性。”林佳荔表示,其次,储能收益来源比较单一,我国电力市场建设尚处于初期,相关政策和规则仍不完善,中长期交易、现货交易及辅助服务市场、省间与省内市场衔接机制不够成熟,储能系统的多重价值评估以及认定还比较困难。最后,在建期储能项目资金需求量大,但匹配民营投资主体在建期的资金供给有限,资金与项目进度错位。这也是当前储能项目规划规模较大,但实际投运较少的重要原因。
林佳荔建议,对于政策和机制不完善,应总结先进省份独立储能政策以及实际投运项目的经验,结合各省实际情况,充分考虑地方政府、电网企业、新能源场站业主以及储能投资方等各方利益诉求,实现多方共赢。对于收益来源比较单一的问题,最行之有效的解决方法是通过建立市场化程度较高的多层次统一电力市场体系来解决。对于民营投资主体在建期资金供需不平衡问题,建议选择产业金融能力较强,最好是拥有在建期储能项目投资成功案例的金融机构,根据不同区域不同收益来源特点设计融资方案,为独立储能匹配在建期资金支持。
国网西北分部副主任范越认为,在新型电力系统中,电力不足与弃电并存,总量平衡中新能源电量占比较高,导致过程平衡难度增大。整体对局部除了电力支援,还有调峰共享等,省间潮流交换更为频繁。储能的应用对系统安全、保供、消纳具有重要意义。但是,目前储能行业发展存在合理规模如何确定的问题。“大规模储能会带来巨额的电价分摊压力,所以,储能规划宜采取国、网、省三级迭代的优化方式确定规模。我们需要对各类储能的配置需求进行分析计算,各类储能均能在‘充电积木图’上找到更经济的工作位置。”
与新型电力系统之间的关系还需深入研究
在业内人士看来,构建新型电力系统是一场涉及广泛、影响深远的长周期系统性工程,储能是其中的一项重要支撑技术,需要深入研究其与新型电力系统间的关系,从政策和技术两方面入手,促进其发展。
在国网西北分部技术中心主任段乃欣看来,除了健全大规模储能的技术标准之外,还应考虑不同地区的需求,开展大规模储能控制性能的优化工作,提升新型电力系统安全稳定水平。在高比例新能源、大规模储能的新型电力系统中,电源数量多,特性杂、分布广,需要开展适应储能类电源接入的新型电力系统概率化的平衡理论研究,从模型构建、分区优化、算法求解等方面深入探索,实现源网荷储高效协同的大规模平衡统筹。
清华大学电机系教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清则表示,在发电侧和负荷侧分布式地安装储能,可“熨平”新能源出力和负荷曲线,将系统电力平衡转变为电量平衡,减少为满足尖峰负荷投资的输电线路,使源网荷三个环节协同共赢发展。新型电力系统是以新能源、电网、储能、主动负荷重构能源系统,只有满足激励相容的机制,才能激活各环节的活力,激发网源荷储高效精准的互动,激励新能源与储能的协同发展。
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