规模化储能破解西北电网“弃风弃光”难题
点击次数：2776 次 更新时间：2018-12-05
为贯彻落实“四个革命，一个合作”能源战略思想，推进西北区域能源行业供给侧结构性改革,推动《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》实施，促进规模化储能技术在西北电网的应用，西北能源监管局联合清华大学共同开展了“规模化储能在西北电网的应用分析与政策建议”课题研究。针对西北电力系统特点，课题全面分析了西北电网对储能的需求，结合西北区域实际，提出了规模化储能在西北电网应用的路径及相关政策建议。
一、储能发展现状
（一）储能技术概况
储能技术主要可以分为储电和储热、储冷技术，其中储电技术一般包括物理储能（如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等）、化学储能（如铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等）、电磁储能（如超导电磁储能、超级电容器储能等）。
其中，抽水蓄能是目前广泛应用、技术成熟和装机容量最大的储能类型。压缩空气储能电站虽然可以达数百兆瓦至吉瓦的规模，但目前全世界在运的大规模压缩空气储能电站只有少数几个，新型大规模压缩空气储能技术还不成熟。以锂离子和铅酸（碳）为代表的化学电池储能在近几年获得了大规模应用，投建项目数量最多，成本下降较快，具有广阔应用前景，但目前的成本仍然偏高。其它可大规模应用的化学电池储能技术包括液流电池和钠硫电池等，目前受制于成本和技术双重因素制约，近几年投建项目数量和总规模远小于锂离子电池储能。飞轮储能在技术上很受关注，也有少数较大规模的商业项目，但目前在国内尚无大规模应用。电磁储能主要用于提高电网的输电能力和提升电力系统的稳定性，目前还处于论证和试点应用阶段。
除储电技术之外，氢储能由于具有可大规模存储的优点，在欧洲较早地受到关注和试点，近几年在国内也开始受到重视，但目前尚处于起步阶段。储热技术也是近几年国内投资的热点，从源端到荷端都有不少实际应用项目。储热（蓄冷）相对于化学电池储能，更容易大规模能量存储且投资相对较低，在有热需求的地点，可大规模推广应用。此外，太阳能热发电也离不开储热系统。
（二）相关政策
以英国和美国为代表的发达国家对储能的发展非常重视，出台了非常具体和有力的储能发展激励政策，促进了储能示范项目和商业项目的发展。虽然英美等发达国家发展储能有电力市场和辅助服务市场的支撑，但专门制定针对储能的准入条件和考虑储能灵活性的补偿机制是不可或缺的。除对储能项目的投资进行补贴之外，国外对促进储能发展的主要措施包括建立准许储能参与的容量市场、独立储能项目参与调频辅助服务、配售电公司投资储能的配额制政策等。
2017年10月，我国发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。目前，我国商业化储能项目主要参与调峰和调频辅助服务市场，且与火电机组或新能源发电场站配合运行，尚无大规模独立储能系统（抽水蓄能电站和微电网储能项目除外）参与大电网辅助服务的项目。虽然已有一些省（区）开始实施或出台了调峰、调频辅助服务政策，但储能的准入条件、身份和充放电价格还需进一步明确。
二、储能技术促进西北五省（区）电网发展
西北地区化石能源和风光等自然资源丰富，发电装机容量目前已达到最高负荷的三倍。由于可再生能源发电装机容量大，电网的输电容量、调峰能力和负荷需求不足，导致大规模弃风弃光问题。投资储能系统可增加电网调峰能力、缓解输电通道阻塞，有望成为解决西北电网新能源发电消纳问题的重要途径。
（一）提高外送电力的调节能力
由于西北地区风光资源丰富，未来可再生能源发电装机容量还将进一步增长，对区域外消纳可再生能源的依赖性将越来越大，可以集中配建大规模储能系统，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和化学电池储能，提升可再生能源出力的可控性和在电力市场中的竞争力。
（二）提升火电机组的调峰能力
西北电网中的供热机组装机容量大，在供暖期的调峰能力受限，对电网调峰能力和可再生能源发电消纳的影响显著。在电厂侧安装热水储热系统或电锅炉系统，可实现大容量储热，从而提升供热期间机组的调峰能力。
（三）降低断面受阻
西北电网覆盖的地理范围广，西电东送和北电南送的距离远，在可再生能源集中接入的区域，可以配置大规模储能系统（主要包括化学电池、储热发电和压缩空气储能），从而减小因为断面受阻而引起的弃风弃光电量。
（四）提升电网的安全性和稳定性
随着西北可再生能源发电的进一步发展，在线的传统机组容量减小导致系统的惯性降低，可能危及电网的安全性和稳定性，可配置快速响应的储能系统来平抑频率的波动，提升西北电网的安全稳定性。
（五）降低电网的峰谷差
在峰谷差相对较大的地区，对实施峰谷电价且电力用户负荷峰谷差显著的电力用户，鼓励由用户或第三方投资储能系统，进行价格套利或参与市场竞争，从而降低电网的峰谷差。
三、规模化储能在西北电网的应用分析与政策建议
（一）规模化储能在西北电网应用的路径
对储能系统在西北电网中的应用，建议主要发展四种应用类型：增加调峰能力、降低通道受阻、提升电网安全和用户能量管理。兼顾储能在源、网、荷侧的发展，源端储能包括大规模独立储能电站、在火电厂内配置储能、在新能源场站侧配置储能，网侧配置储能主要包括电网的电源送出端、输送容量受限断面和配电网中配置分布式储能，用户侧储能主要针对工商业用户。
考虑的储能类型既包括大规模抽水蓄能、压缩空气储能、大容量储热（冷）、太阳能热发电、大规模制氢、化学电池储能，也包括功率型飞轮储能和电磁储能。化学电池储能的类型有多种，现阶段主要考虑的应用类型包括锂电池、铅酸（碳）电池、液流电池。
将不同类型储能的推广应用分为四个阶段，即“当前”、“2019-2020年”、“2021-2025年”、“2026-2030年”。其中，抽水蓄能和化学电池储能在现阶段已开始推广应用，下一步可开展大规模储热和太阳能热发电技术的应用推广。在“十四五”期间，新型压缩空气和飞轮储能的应用有望突破，而在2025年以后，大规模制氢和电磁储能有望获得大规模应用。
（二）西北电网应用储能的政策建议
1.西北地区可再生能源发电以集中开发为主，在同一片区往往接入的可再生能源发电容量较大，易导致输电通道受阻，建议制定相关政策措施支持在新能源场站群端投资大规模共享型储能系统。
2.在电网中安装储能系统可实现降低输配电设备投资、提高电力系统灵活性、为电网提供辅助服务等多重价值，建议鼓励西北各省（区）电网企业投资储能，实施电网企业投资储能的配额制，提高电网的输配电能力和电网安全稳定性。
3.各省（区）应对接入不同电压等级和不同地点的储能系统充放电价进行统筹考虑，建议区分储能所处的电压等级，为鼓励接入配电网侧的储能系统运行，可以采用分时充放电价格。
4.在各省（区）逐步建立调峰、调频辅助服务市场的背景下，应准许独立储能参与的调峰、调频辅助服务市场，并合理考虑储能的市场准入条件、运行控制方式和补偿方式，允许多个分布式储能系统聚合参与辅助服务市场。
5.加强对用户侧储能投资的审查和监管，提高用户侧储能投资的规范性、安全性；鼓励用户侧储能参与需求侧响应计划，制定合理的准入条件、补偿标准和参与方案，提升管理水平。
