应用空间广阔储能是否解决弃风弃光最现实选择？

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应用空间广阔储能是否解决弃风弃光最现实选择？

时间:2016-04-21 08:31来源:中国能源报作者:西顾

点击: 次

目前储能技术有多种，除蓄水储能外，有锂电池、钒液储能、锌溴储能、飞轮储能、压缩空气、超级电容等，究竟哪种技术路线为佳？

多年来悬而未决的弃风、弃光痼疾，依旧是制约中国可再生能源发展的最大障碍。储能是现阶段解决弃风、弃光最经济有效的途径吗？

弃风弃光依旧严峻

来自国家能源局的数据，２０１５年，中国风电新增装机容量３２９７万千瓦，再创历史新高；风电累计并网装机容量达到１．２９亿千瓦，占全部发电装机容量的８．６％。然而与之相对应的是，风电弃风限电形势的加剧。２０１５年，全年弃风电量３３９亿千瓦时，同比增加２１３亿千瓦时，平均弃风率１５％，同比增加７个百分点。其中，弃风较严重的地区是内蒙古（弃风率１８％、弃风电量９１亿千瓦时）、甘肃（弃风率３９％、弃风电量８２亿千瓦时）、新疆（弃风率３２％、弃风电量７１亿千瓦时）、吉林（弃风率３２％、弃风电量２７亿千瓦时）。

“难兄难弟”光伏的处境也没好到哪儿去。

2015年，新增光伏装机1513万千瓦，光伏发电累计装机容量4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。全国全年平均利用小时数为1133小时，平均弃光率12.62% (不含蒙西)。西北部分地区出现较为严重的弃光现象，其中，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%；新疆全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。

面对严峻的风、光消纳困境，日前有传闻称，国家能源局已叫停了甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏、新疆等省（区）新增新能源项目建设规模，（重启之日）待弃风限电有效缓解后另行研究。

化解弃风、弃光，突破行业困局，储能技术无疑将发挥重要作用。3月18日，国家能源局市场监管司起草的《国家能源局关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》流传开来，储能参与“三北”地区调峰的消息刷爆了行业圈。那么储能是现阶段解决弃风、弃光最经济有效的途径吗？

储能应用空间广阔

采访中，专家普遍认为，储能有多种用途，是解决可再生能源发电不连续、不稳定、不可控性，实现跟踪计划发电，实现安全稳定供电的必要手段。

关于储能的经济效益，“电池储能伴随着可再生能源普及应用而产生。”中科院大连化学物理研究所首席研究员张华民在接受记者采访时表示，“因此，储能的效益必须从经济效益、社会效益、环境效益、健康效益、幸福指数等多方考量。”

“就我了解，国内已有储能企业布局弃风、弃光发电场，储能应用还是有商机的，不是大家普遍认为的储能经济不可行，但目前储能是用作调峰还是平滑出力输出，前者应该取决于成本，后者取决于调度政策。第二，目前储能电池技术降成本的最有效途径是提升储能系统在实际应用场景下的循环寿命。这一点业界正在努力，包括现有储能技术的改进以及新型低成本储能技术的研发。”中国科学院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀对记者坦言。

在上海普天中科能源技术总工程师杨锦成看来，储能或许并非是解决弃风、弃光最经济有效的途径。“因为储能可用于平滑短期波动，而现在弃风是季节性和结构性因素导致的，弃风弃光的核心问题在于外送通道不畅、本机负荷不足，外地用电需求不振，作为短期负荷缓冲调节增强电网友好的措施可以，要解决电力供需结构性问题，有些缘木求鱼。”

现阶段，中国针对储能尚未出台补贴政策，但不少储能示范项目如雨后春笋般涌现，以张北风光储输项目最为典型，另外一些储能商业项目，如海外调频市场、微型电网市场、离网市场上，应用比例也在不断走高。

“电价信号是最有效、最经济的手段。不过储能的示范项目也要做，发展新兴战略产业不是一朝一夕的事。” 大连融科储能技术应用部总监杨洋进一步向记者阐述。

提高储能调峰比例

通过加大电价的峰谷差，提高调峰价格，进而推动储能发展，这一做法是否可行？

“在电网侧需要建立储能的准入机制，但从此次‘三北’调峰来看，并没有调峰电价的具体说明，要发挥储能在弃风、弃光的作用，需要进一步推出具有指导性和可操作性的细则。” 中关村储能产业技术联盟理事长俞振华在记者采访时还同时指出，用户侧的分布式补偿机制也要尽早出台，从而提升用户侧的积极性。“而对储能领域的前沿技术，则更适用规模示范或引入用户方参与的方式进行引导。”俞振华说。

“价格要反映成本，包括经济成本、社会成本、环境成本等，要传递供需关系。”杨锦成分析，“如果仅通过行政手段提高峰谷差，储能市场不一定发展得起来，但一定会有更多的火电厂愿意做调峰。”

“不过，火电调峰和发展风电并不矛盾，把基荷火电转为调峰，就腾出了风电的空间，储能作为风电的配套，市场空间也就出来了。”杨锦成进一步说。

中国要调整能源结构，开展能源革命，本质上就是要减少煤炭发电。张华民担心，“但如果火电调峰了，煤电不减少，风电就发不出来，弃风问题也就不会解决。”

火电机组可以做基荷，也能做腰荷和峰荷，在北方地区，火电机组是通过运行非满负荷运行状态下实现上述三种运行模式的，而火电机组的最高效率是运行在满负荷状态，也就是说火电参与调峰越多，排放越大，煤耗越高。降低火电比例，让储能电站参与到“三北”地区的调峰当中，让更多的风电为终端电力用户所消纳，这是发展可再生能源的必经之路。能源局已有征集意见稿，明确表示要控制煤电的发展。

“电源结构不调整，三北地区的弃风将很难有大的改观。当然，解决弃风的问题可供选择技术、手段很多，比如煤改电，如果能把热负荷改成电负荷，也是非常好的选择。”杨洋说，“现阶段的峰谷电价差还不够，不能反映出弃风时段的风电的商品价值，应该进一步拉大峰谷电价引导用户的用电习惯，让更多原本弃掉的风电被用掉。”

在杨洋看来，抽水蓄能、化学储能都具备双向调峰的能力，经济上也更具价值。“以全钒液流电池为例，其提供的柔性容量是相同装机容量火电机组的四倍。“这意味着，一个单位的储能电站相当于四个单位的火电机组，如此计算，储能就显得没那么贵了。”储能可以替代火电做峰荷，更能做反调峰，即常说的削峰填谷。“填谷”的作用是火电机组不具备的，也就是说让储能替代一部分火电调峰，让火电机组运行在更经济更节煤的状态。

“要加大储能电站调峰辅助服务补偿的力度，补贴不是目的，是帮助储能形成早期的市场。不应该一直补下去，但不补，储能的成本就不会很快降下来。”杨洋说。

目前储能技术有多种，除蓄水储能外，有锂电池、钒液储能、锌溴储能、飞轮储能、压缩空气、超级电容等，究竟哪种技术路线为佳？专家们一致认为，市场是检验技术路线的唯一标准，“除了成本，还要看安全性、环保、回收等综合因素。”

现阶段中国储能尙处于发展的初期，随着储能技术的不断发展完善，也必将迎来爆发式增长的春天。

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