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新型储能应在源网荷侧协同应用和平衡发展
2022-08-30

电力系统运行具有同步性和一体性,新型储能作为系统有益补充的“调节器”和“稳定器”,在不同位置配置均可以起到对大电网频率、电压稳定和电力电量平衡的基础支撑作用,但根据其接入点和应用场景的不同,业界通常将储能分为源侧储能、网侧储能和用户侧储能三类(电源侧主要为各类电源表计之前配置的储能,电网侧主要为接入公用电网的储能,用户侧主要为用户表计之后配置的储能),在源网荷各侧发挥不同侧重的功能。

近两到三年以来,在各地新能源强配储能等政策的推动下,我国电源侧储能得到空前的发展。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2022储能产业应用研究报告》,2021年中国新增新型储能中源网荷侧场景功率装机分别为1369.8MW、401.0MW、73.8MW,占比分别为74.26%、21.74%、4%,呈现出明显的源侧一头重的不平衡现象。将储能重点配置在源侧,在给新能源行业健康可持续发展带来较大压力的同时,也对充分挖掘和提升灵活性资源配置总量、实现源网荷储协调优化运行、加快推动我国新型电力系统建设造成一定的不利影响。

“双碳”目标下的新型电力系统建设关键在于“新型”二字,应当借鉴我国电力系统历史上存在的“重发轻供不管用”经验教训,彻底转变思维,以全局观促进源网荷储协同发展,以市场机制为主导,统筹协调、多侧并举,推动新型储能在源网荷侧的协同应用和平衡发展,充分发挥新型储能在各环节的侧重作用,实现新型储能在全网的资源最优化配置,降低配置总成本,提升社会总福利。

源侧·及时修正不合理强配政策

减轻新能源行业发展压力

储能配置在电源侧可以起到平滑新能源出力波动、跟踪新能源出力计划、增强电源调频调压能力等作用,对改善并网电能质量、提升暂态响应特性具有重要意义,可助力新能源满足新版《电力系统安全稳定导则》要求,发展较早的火电联合储能调频也起到了较好的效果。

近两到三年以来,各地政策“一刀切”要求新能源强配储能,主要以解决弃风弃光问题作为出发点,而实际当前以锂电为代表的电化学储能更适宜于解决系统的暂态问题。统一高比例和高时长的容量配置要求并未经充分的科学论证,在近些年弃风弃光率得以较好控制的情况下,这些储能的实际应用效果远未达到政府的预期目标,造成了较大的社会投资浪费。

(一)应当尽快修正强配、强租等政策,促进新能源行业健康可持续发展。

“碳达峰、碳中和”是我国经济社会与生态环境协调发展的统一诉求,新型电力系统的构建需要源网荷储各方的共同努力。当前利用行政命令的方式把本应源网荷共同承担的储能投资成本全部加载给新能源侧(粗略计算,约提高新能源初始投资成本30%-80%),等同于把电力系统平衡的大部分责任硬塞给了新能源行业单边,这种基于新能源存在“原罪”的思路和做法其合理性和公平性值得探讨,并不适应新型电力系统构建下的新理念、新思维转变要求。

在投资压力和利用率不高的情况下,新能源对储能的选择普遍基于“低价中标”,导致储能“以次充好”的现象突出。这种发展模式将有可能导致新能源和储能行业均陷入不健康的发展循环,影响两个行业的可持续发展信心。能源主管部门应当地对此类不合理政策及时进行修正和调整。

(二)对已足额配置储能的新能源电站应当着手减轻经营压力。

新能源企业不论投资还是租赁足额比例的储能设施,均应视同提前承担了对电力系统的辅助服务义务和相应成本投入,但当前在实际运行中仍然继续支付着各类考核和分摊费用,在一定程度上存在着重复计费之嫌。电网企业应对此类储能统筹调用、充分使用,提高储能利用率,降低资源浪费,并对以上费用分摊等给予减免,减轻新能源电站的经营压力。

网侧·统筹规划、科学引导

完善市场机制和价格疏导机制

根据国家电网公司、电规总院等开展的相关研究,在电源侧配置储能,具有小容量广域分散、自调度、局部优化的属性,协调控制困难,而发展电网侧规模化集中储能,可以更好地实现集中调度、全局优化,具有显著的技术经济优势(相比在电源侧分散布置,在电网侧关键节点配置储能的容量需求可以降低20%-30%左右)。

重视和发展电网侧集中储能,与电力系统建设及其实际需求结合起来,由电网企业根据辖区内情况,科学制定、统筹规划储能的规模布局和建设时序,结合逐步完善价格疏导机制和容量补偿机制,促进电网侧独立、共享储能建设,是对储能健康有序发展以及对全社会最有利的方式。

(一)加强统筹规划,根据系统调节和电网改造需要,合理确定电网侧储能发展需求。

由电网企业牵头,将新型储能发展纳入到地区电网规划和能源电力规划中,科学制定各地储能建设实施方案,合理确定储能的配置位置、配置规模和配置标准等,有助于引导储能的科学发展。

对具有电网替代性功能(提升关键节点安全稳定运行水平、延缓和替代廊道资源紧张地区输变电设施投资、增强电网薄弱区域保供电能力、重点用户应急保障等)的储能,可由电网企业直接进行投资,但须严格履行项目评审、核准或备案程序,由电力监管部门和社会公众共同监督,确保有序发展;对可由社会进行投资的网侧独立储能,基于各地储能建设实施方案,由政府每年进行公开发布和招标。

(二)加快完善独立储能参与市场机制与价格疏导机制。

让储能回归商品属性,积极参与电力市场、引导合理投资,是储能健康有序发展的终极解决方案。应结合全国统一电力市场建设,加快推进各地电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度,推动储能作为独立主体参与各类市场,完善储能参与电力市场的准入条件、交易机制等实施细则;建立独立储能电站容量电价机制,由源、网、荷三者共担储能发展成本;科学评估新型储能对输变电设施投资替代效益,加快推动将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

用户侧·继续着力扩大峰谷电价差

完善需求侧响应和新兴主体参与电力市场机制

在我国电力系统历史长期存在“重发轻供不管用”的问题之下,需求侧(用户侧)资源常常被忽视。近些年来,随着电力系统复杂性的提升、用户节能降碳压力的增加,需求侧资源逐步得到重视,但目前的潜力远未被充分挖掘。在用户侧配置储能,可大幅提升用户侧的柔性和可调节性,结合智能微电网、虚拟电厂等技术的应用,改“源随荷动”为“源荷互动”,对促进新能源消纳、提升电力系统安全稳定具有重要意义。

(一)进一步拉大峰谷价差,促进用户侧储能发展。

根据国网能源研究院的有关研究,“十四五”末国网经营区灵活性资源需求仍以负荷峰谷差调峰需求为主,约占三分之二。利用分时、峰谷等价格措施实现削峰填谷,使发、用电趋于平衡是重要的经济手段,用户侧的储能收益也主要来源于峰谷套利。建议有效衔接电价市场化改革和销售侧分时电价机制,进一步拉大峰谷价差,更好反映电能时间属性,激励用户侧通过配置储能优化用电负荷,减少接入电力系统的增容投资。

(二)积极推动分布式微电网、虚拟电厂等技术发展,加快健全需求侧响应机制、新兴主体参与电力市场的机制。

大电网与微电网群协同控制、大电网与负荷侧虚拟电厂高效互动是未来应对新型电力系统运行特性变化的重要解决方案,新型储能是微电网、虚拟电厂中提升负荷侧柔性的重要组成单元。在积极推动以上技术发展和应用的同时,建议各地加快健全需求侧响应机制及以上新兴主体参与电力现货市场、辅助服务市场等机制,带动储能建设和应用,促进负荷侧灵活性提升和发展。

结语

以新能源为主体的新型电力系统,电力平衡生产组织方式将由确定性为主导电力系统的“机组组合”模式转变为波动性为主导电力系统的“灵活性资源组合”模式,需要通过发展新型储能提升电力系统灵活调节和存储能力。通过完善顶层设计,统筹规划好新型储能在源网荷侧的协同应用,并利用市场机制引导,合理配置和有机组合其他多种灵活性资源,建立运营效益最大化的“泛储能”运营模式,才能实现高比例新能源的可持续发展,最终实现“3060”双碳宏伟目标。



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