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龙源电力集团股份有限公司
科技部高级主管/储能项目负责人 刘峻岐
2020年习近平总书记提出“双碳”目标,第二年提出构建新型的电力系统,刘峻岐指出,这两个目标都给储能提供了巨大的发展空间。从装机来看,2020年清洁能源在发电装机中的占比达到43%,2030年将达到67%,2060年的时候将达到96%,可再生能源对储能提出了增长需求。从发电量看,新能源替代化石能源,终端电能取代了其他用能结构后,电量之间的迁移也需要储能的支撑。
刘峻岐提到,在火电领域,储能调频的模式在前两年已经成熟运用,并且有明确的应用场景和明晰的收益场景。但是对可再生能源来说,储能的实际应用还未能有效落地。
“成本高”是电源侧储能面临着的最大困境,目前储能建设成本约占总成本的83%,储能的运维成本约占储能系统成本的5.5%,其他成本还有储能自用电和财务成本等。
龙源电力作为投资运营企业,一直密切关注储能的发展。对运营商来说,由于电源侧储能项目一般配备都在风电场或光伏电站旁边,所以安全性是其考虑的最基本的要求。第二是系统效率,具体通过产品和技术路线选择、接入和集成方式选择、以及整体效率评估(站级系统)标准等方式实现。第三是应用场景丰富,需要考虑各地政策的支持、多种储能类型选择以及多储能的系统应用方案。
最后,结合龙源电力的一些项目经验,刘峻岐指出,新能源储能电站缺少投运后的储能系统效率的评价和验收标准,“新能源场站储能对上有电池检测标准,对下有交流侧并网检测标准,储能集成后的整体系统性能和安全相关标准缺失”。其次,新能源场站配储项目盈利模式仍然缺少政策和技术支撑,得不到有效落地,主要体现在储能利用率低;除调度直调外,缺乏站内自主协同控制策略和盈利模式。
刘峻岐建议,从电源侧储能布局上,不能盲目的“一刀切”配置,应根据各种储能技术特性、区域电网结构、负荷需求等实际情况分级、分层规划容量储能和调节储能。”
从电源侧储能应用方面,应该“由简入难”,逐步深入推进储能应用场景实施方案和盈利模式的落地。现在虽然是简单的调用模式,但是在未来,希望可以出现储能电站与风电场进行配合调度,如,首先响应电网安全和电力消纳需求,其次,储能与风电、光伏甚至多种能源进行协调应用,提高新能源侧电能质量和运行效率,同时还可以拓展更多的就地消纳方式。
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