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14省明确配储规格!19省为储能调峰调频定价!赚钱的日子要来了!

日期:2021-09-17    来源:储能头条

国际储能网

2021
09/17
08:07
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关键词: 储能调峰 储能电站 物理储能技术

储能电站简单用一句话概括就是用大型电池组把谷期中电网富余的电能储存起来,在峰期再重新送回电网缓解供电紧张的供电设施。储能电站不只对电网的安全稳定提供帮助,应对极端天气影响,储能电站也大有可为。

储能电站的种类和应用场景

传统的储能技术按照类型来分主要分为物理储能、电化学储能、化学储能、电磁储能和相变储能等。目前应用较多的是物理储能和电化学储能。

抽水蓄能电站属于成熟的物理储能技术,对地理条件要求较高,绿色环保,一般由电网公司投资建设和运行。

压缩空气储能电站也属于物理储能技术,主要利用报废矿井、洞穴以及储气罐等空间储能,基本不受地理条件限制,安全系数较高,寿命较长,但能量密度低,投资成本相对较高。

电化学储能电站,是通过化学反应进行电池正负极的充电和放电,实现能量转换。目前,电化学储能技术性能不断提升、成本持续下降,储能系统规模化应用已达到其商业化运营的技术经济拐点,成为目前储能产业研发创新的重点领域。

目前,锂电池储能电站的装机规模占电化学储能电站项目的70%以上。

随着我国电力市场改革的深入推进, 储能电站既可以为大用户提供套利空间, 也可以为市场参与者提供调频、调峰等辅助服务。

随着储能技术的发展以及单位成本的降低,储能系统在电网侧和用户侧的应用前景值得期待。

储能电站将成为风电、光伏电站的标配

国家已经对风电和光伏电站标配储能给出了政策性意见。各省2021年保障性规模竞争性配置方案陆续下发,除广东、广西等个别省份未明确提出配置储能要求,至少有14个省提出了配置储能的要求,具体如下表所示。

2021年风、光保障性规模储能配置要求

可见,各省基本都要求光伏电站配置5%~20%功率、1~2h的电化学储能。而且,配置要求也在不断提高。如山东在2020年储能配置要求是10%*2h,而2021年则提高到20%*2h。

不久前两部委下发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》更是提出:市场化规模部分,需要配置15%~20%*4小时的化学储能系统。

在政策的催动下,国内“风电、光伏电站+储能”市场实现爆发式增长,大量新项目开工。但是前期投资过大、如何盈利,也是困扰电化学储能电站建设的一大痛点。

“光伏+储能”的盈利模式

如果按当前各省要求,配置5%~20%功率、1~2h的电化学储能,在目前的造价水平下,相当于给新能源场站带来0.15~0.6元/W的成本增加。如果储能系统本身无盈利模式,对于大多数光伏项目,内部收益率将下降0.3~1.5个百分点。如何盈利,以光储电站来看,盈利方式有二:

方式一:调峰调频补偿

当前,全国至少有19个省明确给出参与调度的储能电站调峰、调频补偿的标准,集中在200~600元/MWh,这成为储能电站成本回收的最主要途径。

以华东最大光储融合电站—山东莱州土山镇的“光伏+储能”项目为例。该光伏电站一期120MW于2020年投运。按当时的要求,配置12MW/24MWh (10%*2h)的储能系统;经过调试,该储能电站已经接入省级平台,可由省调直接调度。

据该电站站长介绍,由于项目采用了阳光电源自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案,从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms,完全满足高标准、并网技术规范要求,因此成为当地的标杆电站。仅4月份,该电站就被省电网调用了15次,调用频率50%;储能电站转换效率平均在88%左右,并且几乎没有故障。按山东目前200元/MWh的补贴标准,电站4月份获得超过6万元的补贴。

除调峰补偿费外,储能电站还能有效节约厂用电费。目前,光伏电站的厂用电占到总发电量的0.5%左右,执行当地的大工业电价。因此,是一笔不少的运营费用。

山东莱州光储电站站长介绍,每天下午接到电网不参与调度命令的后,电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率,厂用电也能节省0.1~0.2元/度的电费成本。二期将实现平价上网,电费节省幅度更大。

方式二、储能电站降本

储能电站的成本回收期仍然很长。如果按当时约2元/Wh的投资标准计算,山东莱州项目储能电站总投资约为4800万元。按照目前的运营状况来看,预期15年能收回投资。这无疑会拉长整个光伏电站的投资回收期。因此,储能设施的降本势在必行!

随着1500V系统在光伏项目中的应用,储能系统也逐渐从1000V提高到1500V,将降低电站投资约10%,效率提升约0.6%。阳光电源的工程师算了一笔账。当储能系统从1000V提高到1500V:

1)设备的能量密度提高35%以上,功率密度提升38%以上,导致占地面积减少,工程量降低,从而使建设成本降低35%左右;一体化、大系统设计,辅助设施、交流器成本也会下降30%;整体下来,储能系统成本下降10%左右。

2)交流侧电压升高降低交流线损30%以上,加之直流侧线损减少及PCS效率的提升,从而使系统循环效率提升0.6%。

随着储能系统内成本下降,效率提高,预期未来5年LCOS将明显降低。

储能系统每天循环2次,电池循环寿命在7000次,放电深度90%,储能系统效率90%,储能运维成本0.01元/Wh/年。


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