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储能应用八大场景分析

作者: | 发布日期: 2018 年 07 月 30 日 13:59 | 分类: 行业知识

前言:2017年,全国弃光电量73亿千瓦时,弃光率6%,消纳难一直是行业顽疾。而电池储能可以实现功率、能量双向调节,响应速度快,能帮助光伏发电拥有与传统火电一样的调节能力。随着光伏系统成本的迅速下降,光电将在电力系统中扮演越来越重要的角色,最终必将推动光伏应用进入千家万户。

本文整理了储能应用的几种重要场景,希望对大家了解储能应用有所帮助。

一、微电网

微电网是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统,是目前国内储能系统的主要应用。在小水电地区、供电能力下降地区、无电海岛等电力不足地区,储能系统独立或与其他能源配合,可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电,主要解决供电稳定性和安全性问题。

二、新能源汽车

2017年底,中国新能源汽车的保有量达180万辆。新能源汽车的发展离不开充电基础设施的建设,但城市中建设充电站存在瓶颈。由于电网容量短缺,充电站的建设将引起局部电网调峰压力大,大规模接入充电站和光伏都会对电网产生冲击。而建设配套的储能设施有利于提高局部电网电能的质量,并增加充电站场址可选择性。

三、柴油供电地区

储能技术能够替代柴油发电机,降低发电成本,同时减少柴油发电机带来的空气和噪音污染。

四、金太阳工程铅蓄电池改造项目

2009年起,中国开始实施“金太阳示范工程”,大力扶持国内光伏电站建设。储能电池是促进光伏发电并网的支撑技术,而当时铅酸蓄电池占据主流。随着技术不断进步,锂电逐渐具有成本优势,可用现有的储能电池替代原有项目中的铅酸蓄电池。

五、可再生能源电站自建

辅助可再生能源并网,有效解决弃光问题,提高经济效益;减少瞬时功率变化、减少对电网冲击;跟踪计划调度,提高并网可控性;提高发电预测精度,提升并网友好性。

由于储能成本较高,即便考虑投资储能后能够减少弃光电量,但其投资回报率仍然较低,电站方主动投资配套储能的动力不强。在此场景下,储能收益来源于新能源电站减少弃电所带来的收入,对于早期投运并网、上网电价较高且存在弃电的部分新能源项目有一定吸引力。

除此之外,如果未来我国辅助服务市场机制加大了可再生能源电站的考核力度,可再生能源电站配套储能的意愿将更强烈。

六、与可再生能源电站交易

储能系统参与电力的有偿调峰辅助服务,以此有助于弥补电源调峰能力不足的短板。在中午时段,储能低价购买弃光电量,在晚间缺电时段按照光伏上网电价卖出,实现储能系统与电站的双赢。对于电价较高的老旧电站,这样的模式具有较强的可行性。

目前,甘肃省、新疆省、山东省均出台了电力辅助服务相关政策,且侧重于调峰辅助服务市场的建设。储能用户可以与火电、风电或光伏电站联合调峰,或作为独立市场主体为电力系统提供调峰服务。参与调峰的储能用户可在调峰辅助服务平台通过集中竞价进行辅助服务交易,调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、水电厂按政策要求进行分摊。

在暂没有建立电力辅助服务市场的地区,由于辅助服务提供方的收益多仅来自于机组增发/少发带来的电量收益,调峰成本无法疏导,因此储能在这些地区参与辅助服务经济性不佳。

七、用电负荷调峰

用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式,利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。同时具备备用电源的功能。

由于储能在用户侧应用的政策存在缺失,通过峰谷价差套利,便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清”的商业模式,且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。

此种场景,适合峰谷电价差较高,至少达到0.75元/KWh以上,且用户负荷曲线较好,负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低,储能的投资回收期较长。

八、调频辅助服务

储能系统可通过参与调频辅助服务,对电网起到支撑作用。

部分国家调频市场开放,采取竞价机制,电池储能的参与度比较高,如美国,但调频市场体量有限。

在国内,储能主要是通过辅助火电机组调频,提高火电调频响应速度。商业模式基本采用合同能源管理,由电厂和储能企业合作,电厂提供场地、储能接入以及储能参与调频市场的资格,由储能企业做投资、设计、建设、运营、维护,增量调频收益双方共享。

需要注意的是,储能参与调频的收益受政策波动影响较大。

总结目前国内储能市场还有待开发,在不断的技术突破、成本下调下,储能市场未来可期。

文章来源:固德威光伏社区

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