纪要｜国网储能专家电话交流纪要
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中线波段的公社达人
2021-08-08 14:55:46
0805
专家背景：国家电网调度中心副总工程师，主要从事储能方面的研究规模：国内固定式电化学储能累计装机共3.8GW，对应9GWh，其中电网侧储能共1.2GW，对应2.7GWh（江苏、河南、湖南、辽宁等省份，江苏镇江最早建成全球最大的电网侧储能设施），电源侧储能规模供2.3GW（主要是新能源场站，装在电站中，减少弃风弃光的损失，也有和火电一起配合做调峰调频用途，减少考核的费用），用户侧储能共0.35GW（主要是沿海工业发达地区如华东地区，峰谷电差价较大，有套利空间，其他是在偏远地区作为微电网应用）。商业模式：；用户侧主要是峰谷价差套利；风光储一体化套利；与火电参与调频调峰；电网侧主要是租赁方式，还有第三方企业建设储能，电网给一个容量电价，来调用。但是目前商业模式都不是很成熟；完善分时电价机制：科学划分峰谷时段，考虑峰谷差率合理确定峰谷差价 提问环节：Q：电网侧储能的展望？；电网公司投资储能？；第三方投资电网侧储能？A。如果按之前政策文件是没办法疏导的储能成本，但是按7月发改委的《促进新型位储能的意见》文中明确提到"建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收"，这相当于为电网企业来投资电网侧储能开了口子，电网企业投资储能成本可以核算到输配电价中；过去调度是按订好的规则，有计划的，受国家监管，以后是调度将更加市场化。电网调度主要是保证安全、稳定、经济、低碳的运行，现在还没有投资的功能。第三方建设建设储能，若按国家建设规划、技术标准规定，电网也会尽可能调用； Q：风光发展比例？A·目前风光利用率在95%以上，光伏利用率更高，主要是光伏发电跟用地负荷的波动比较匹配，主要是在白天出力，在阴天波动性较大；风电，全天出力，波动较大，晚上发电多的话对电网消纳的压力比较大，东北16年弃风比较严重，主要是因为风电晚上也会出力，与负荷不匹配，导致晚上弃风严重。极端情况下。中午光照强、风也大，消纳压力较大，如果消纳不了，只能等比例弃风光；风光发电量占10%以上就是高比例新能源，目前部分地区风光发主量占比达到40%，达到50%以上时目前可能会影响到电网的安全；风光占比提升，新能源发电成本下降，但是配套的灵活性改造、电网输配电等建设成本将会提升，平价上网不完全意味着平价利用，最后这些成本提升都会提现至电力市场交易中去。 Q：调峰补偿机制？储能发展路径？A：根据各地电网、电价的情况，都有调峰补偿机制，未来随着电力市场的发展，15分钟一次报价，报价的调整自然就把价差拉大了，变成一个单一市场；预计储能未来发展的路径和风光发展初期依靠国家补贴不同，以后大规模应用储能主要靠市场化发展，目前储能成本下降较快，特别是锂电池成本下降，预计到2025年储能的成本将下降到3毛/度电，这将与抽水蓄能成本接近。 Q：电源侧储能？A：电源侧储能起到减少弃风弃光，跟火电一起参与调节的作用，如果建在新能源电站里面，就是作为一个整体进行报价。 Q：储能发展规模展望？分用途？A：考虑到未来风光建设规模在100GW以上，要做好新能源消纳，预计发电低和第三方电网侧储能在整个储能需求中会占到大多数。用户侧储能在完善分时电价政策出来之后预计也会有比较好的发展，但是单体规模较小。电力市场建设起来后，各方都可以参与； Q：峰谷价差拉到多少用户侧储能有比较好的收益率？A：目前除了上海、北京等少数地区峰谷价差在4：1，其他地区绝大部分都低于3：1，各地还在研究拉大峰谷价差；目前普遍认为在峰谷价差要在7手/度电以上，用户侧储能才会有获利字间。 Q：抽水蓄能的潜在空间？A。抽水蓄能发展受到资源禀赋的约束。抽水蓄能的调度权也是在电网，为电网调频调峰服务的，是特定的功能属性； Q：储能成本下降的趋势？A：主要是电池环节，原材料的工艺提升和规模化来降本；
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- 储能是一整个电力系统升级，从发电端开始，逆变器整流器等等，然后传输特高压，再到电网发配，智能电表，再到各种地方小智能电表。20打赏回复投诉
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