电力现货市场是电化学储能商业化唯一道路?

作者: | 发布日期: 2020 年 03 月 20 日 10:49 | 分类: 产业资讯

“电力现货市场灵活多变的时序电价、各地不同的位置信号,将是启动电化学储能投资蓝海的‘金钥匙’。”近日,在中国电力技术市场协会综合智慧能源专业委员会举办的“综合智慧能源云课堂”上,一位业内专家表示。

近年来,我国电化学储能规模增长迅速,2014年的累计装机规模仅为132.3MW,到2018年便进入了“GW/GWh”(吉瓦/吉瓦时)时代,迎来规模化快速发展阶段。同时,随着我国电力市场建设推进,电力交易品种逐渐丰富,以锂离子电池、铅蓄电池和液流电池等为代表的电化学储能以毫秒级响应速度、较高的功率等级和转化效率,在电力市场中占得一席之地。

毫秒级响应优势明显

据中关村储能产业联盟统计,截至2019年12月,我国已累计投运的电化学储能装机约1592.3MW,较上年增长48.4%。其中,新增投运电化学储能装机519.6MW,用户侧、辅助服务、和电网侧分别新增51%、24%、22%。

“电能不能通过电化学储能技术大规模经济存储,相比大电网仍然不具备经济性,只能作为后者的补充为电力市场服务。通常被置于能量储存的位置,而反应速度常被应用者忽视,但这又恰恰是电化学储能在电力市场运行中的突出优点。”上述专家告诉记者。

该专家介绍,传统压缩空气等储能装置从空载状态到正常运行响应速度为分钟级,燃料电池可达秒级,而电化学储能快至毫秒级。“电网公司搜集信号,由调度机构作出反应,再将信号返回约有8秒迟滞。电化学储能毫秒级响应速度足以应对,运行速度比现有控制系统更敏捷、灵活。”

那么,电化学储能在我国电力市场中有哪些应用场景?“能量价值方面,可用于削峰填谷套利缓解弃风弃光,在电网侧可缓解电网阻塞,用户侧则用于峰谷套利、需求响应等;功率价值方面,主要用于发电侧功率控制、AGC和电网侧动态无功支撑等。”该专家介绍。

值得一提的是,电化学储能因经济性制约规模化发展的困境有所改变。统计显示,相比2015年,铅蓄电池、锂离子电池、全钒液流电池2020年全生命周期内单位能量的投资成本下降约48%、50%、23%。

缺乏标准发展模式受限

前景美好,但电化学储能在电力市场中的应用面临不少障碍,尤其易燃、易爆直触安全“红线”,市场对其可靠性仍存质疑。

国网能源研究院2019年4月发布的《2019中国储能产业现状分析与展望蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》)指出,锂电池电解液由易燃溶剂配成,容易因内部热失控造成起火。随着电池能量密度和功率密度提高,发生火灾和爆炸风险随之增大。2018年,韩国灵岩和庆山发生两起电化学储能起火爆炸事故,为电化学储能的安全性敲响了警钟。

“目前,我国电化学储能在电力市场中缺乏相应标准,不论是设备标准、运输标准,还是建设和消防标准,均无章可循。相对发达国家电力市场,我国电化学储能应用场景较少,发电用户侧的应用均为表后业务,只有电网侧可以直接接入。”上述专家表示。

在中国化学与物理电源行业协会储能应用协会秘书长刘勇看来,电力市场政策不确定性也会带来较大风险。“储能有价值,但没有价格体现。目前,电力市场的规则和体系有待完善和调整,特别我国电力市场还处于初期阶段,企业今年按照目前的峰谷价算投资收益,明年政策会不会变?”

“电力行业政策变化快,直接或间接影响电化学储能发展,辅助服务政策影响发电侧火储联合,目录电价相关政策影响用户侧储能。”上述业内专家也补充道。

随现货市场发展逐步完善

比亚迪电力科学院总工、储能业务负责人张子峰曾公开表示,电化学储能要想真正商业化,首要前提条件是电力现货市场开放。他认为,储能市场的商业化并非取决于成本问题,按现在的电力市场机制无法激励市场的内在动力。

上述业内专家指出,随着电力市场深入发展,电化学储能在电力市场的基础条件将逐渐具备。“2017年,国家能源局确定在南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货试点。截至2019年底,8地区用电量合计占全国用电量41.4%,装机占40.1%,加上云南和江苏,用电量和装机占全国比重均过半,基本覆盖长三角、珠三角和京津冀区域。”

短期内,电力现货市场能给电化学储能带来哪些改变?上述《蓝皮书》指出,受政策引导,电化学储能的研发进程有望加速,功能密度、能量转化效率、循环寿命等指标将继续提升。同时,在储能项目广泛投资下,对完善电力市场环境的诉求会增加,倒逼地方推动电力辅助服务市场进程。

来源:中国能源报

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