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中国能源网:【提案议案】全国人大代表张天任:建议大力发展智慧型储能电站

发布时间:2021-3-8 9:47:00  阅读数:1705

 

做好碳达峰、碳中和工作,不仅是中国政府向国际社会的庄严承诺,也是中央经济工作会议确定的2021年八大任务之一。实现碳达峰、碳中和工作,需要降低石油、天然气、煤炭等不可再生能源的比例,大力发展水电、风电、光伏发电等可再生清洁能源,能源革命有了清晰的发展路线图。我国国土面积广阔,风光资源非常丰富,可再生能源发电的潜力巨大。与传统能源相比,可再生能源电力输出不稳定,不平滑,具有波动性、间歇性和随机性等特性,这对电网安全带来了严重挑战。无论是发电侧还是用电侧,如果配置智慧型储能设备,形成发、储、用一体化的清洁供电系统,不仅可以帮助可再生能源平滑出力,保障电力系统稳定安全运行,也能“削峰填谷”,补充用电缺口,改善电力质量。

一.大力发展智慧型储能电站的重要意义。

一是在大规模新能源发电环节,储能系统有利于削峰填谷,使不稳定电力平滑输出。随着可再生能源发电的并网,电力的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧,传统能源(特别是火电)由于调频速度慢,在响应电网调度指令时具有滞后性,有时会出现反向调节之类的错误动作,因此不能很好地满足新增的需求。相较而言,储能(特别是电化学储能)调频速度快,电池可以灵活地在充放电状态之间转换,成为非常好的调频资源。

二是在常规能源发电环节,储能系统可替代部分昂贵的调峰机组,在实现调峰的同时,还能摆脱被迫参与调峰的基荷机组,提高系统效率。承担调峰能力的火电机组,往往需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力,使得机组无法达到满发状态,影响运行的经济性。配置储能系统后,可以在用电负荷低谷时充电,在用电尖峰时放电,从而将火电的容量机组释放出来,提高火电机组利用率,增加经济性。

三是在输配电环节,储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用。在电网环节设置合适规模的储能站,可以增强电网的抗冲击能力,提高调解幅度,更好地实现供需平衡。在负荷接近设备容量的输配电系统内,如果大部分时间可以满足负荷供应,只在部分高峰或特定时段会出现自身容量低于负荷的情况时,可以通过储能系统,以较小的装机容量有效提高电网的输配电能力,从而减少新建输配电设施,延长原有设备的使用寿命。

四是设置于用户侧的储能系统,通过电力储放可以提高供电安全性和经济性。在分时计价的地区,低价“谷电”时买入网电充入储能设备,在高价“峰电”时释放储能设备中的电力,既节约了用户的电费花销,又能削峰填谷,平衡用电负荷,有效缓解电网调节压力。用户侧储能还可以用于提高微网供电可靠性,当发生停电故障时,储能能够将储备的能量供应给终端用户,避免了故障修复过程中的电能中断,以保证供电可靠性。

二.智慧型储能电站目前存在的问题。

碳中和的目标,为储能行业发展带来了巨大的市场增量和发展机遇,也对储能产业的发展提出了更高标准和更新要求。调研发现,目前储能电站普遍受制于产业政策、市场定位、价格机制、规范标准等因素,具体如下:

一是产业政策不够稳定。2017年,国家发改委等五部委联合印发了《关于促进储能技术与产业发展的引导意见》,电网侧储能异军突起,仅电化学储能新增装机规模就从2017年的120.9兆瓦增至2018年的682.9兆瓦,同比增长464.4%。但随后,国家相关部门又明确规定,抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本,这直接导致2019年电化学储能新增装机规模下降了6.7%,电网侧储产业的发展按下“暂停键”。

二是市场机制不够完善。目前,储能电站的市场化运营机制不够完善,价格机制尚未形成,造成电站收益率低。以用户侧储能项目为例,电站能否盈利主要取决于峰谷价差,很多地方的峰谷价差与储能度电成本相差无几,利润空间非常有限,无法很好覆盖储能电站的建设和运营成本;此外,国内的储能电站无法参与电力现货交易,而在国外成熟的电力市场,发电侧储能电站50%的收益来自于电力市场交易和电力辅助服务。

三是产业定位不够清晰。储能电站是电力供应网络中不可或缺的关键设备,是从属于发电、输电,还是用电环节?或者是独立的主体?目前尚无清晰。由此衍生出市场准入、计量、结算等诸多问题,影响了行业的快速发展。

四是标准规范不够健全。由于缺少标准规范,市场上对储能技术的宣传五花八门,客户难以辨识各种储能电池的技术区别和产品优劣,往往将储能电池的价格作为选择标准,市场竞争陷入价格战。如高能铅蓄电池、铅炭电池具有循环使用寿命长,电能转化率高,安全稳定等优势,但在市场竞争中并未占据应有的试产份额。不仅储能电站的安全性受到影响,也不利于全行业的健康发展。

建议:

一是将储能产业纳入国家“十四五”能源发展规划。建议国家在能源领域“十四五规划”及中长期发展战略规划中,明确储能行业发展目标、重点任务及实施路径,发挥规划引领作用,科学引导储能产业健康发展,规范发展;加强行业发展顶层设计引导,建立新型电储能国家规划体系;探索海上风电、陆上风电、集中式和分布式光伏配置储能的行业标准,更好发挥储能在新能源消纳中的作用。

二是推动储能应用和装备制造业协同发展,创新发展。加强先进储能技术研发,在国家重点研发计划中,着力加强对先进储能技术研发任务的部署,集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题,形成系统、完整的技术布局,在重要的战略必争技术领域占据优势,并形成新的具有核心竞争力的产业链;扶持壮大电池组件、零部件、逆变器等装备工业,支撑铅炭电池等新型电池在储能电站上的广泛应用;研究探索信息技术、人工智能等前沿科技与可再生能源、储能领域的融合,推动数字技术和储能技术的深入融合,培育壮大市场主体,扩大储能产业规模。

三是统筹推进各类电力市场建设,引导开展市场化运营。在保障电力系统安全和市场平稳有效运行的前提下,推动各类市场尽早向储能开放市场准入,在市场开放顺序方面,建议近期鼓励储能参与辅助服务市场,中远期将储能纳入电力现货市场,同时探索建立容量补偿机制或容量市场,促进储能获取稳定收益;明确储能在电力市场中的主体地位,使其能够参与调峰、调频等各类服务;完善储能市场化运营机制,鼓励储能电站开展电力现货和辅助服务市场,多渠道获取收益;电网侧储能设施参与调频辅助服务时,不收取过网费。用户侧储能系统在充放电时,充电过程和放电过程只计算一次可再生能源附加费,不与电网发生互动,仅配合分布式发电进行自发自用的,则不收取过网费。

来源:中国能源网

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