2019年末,國家電網在《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》文件中提出:不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。但是對于儲能應用大省青海省而言,這似乎并沒有影響其儲能產業的快速發展。
2019年12月26日,國內首個市場化運營電網側共享儲能電站——美滿共享儲能電站在青海省格爾木市正式開工建設,電站容量32MW/64MWh,計劃2020年7月正式投運。
“共享儲能”指的是通過電網,將電網側、電源側、用戶側儲能電站資源整合,由電網進行統一協調。截至11月底,青海共享儲能電站累計實現增發新能源電量1400余萬千瓦時,調峰服務成交均價0.72元/千瓦時,電站利用率85%。
國網青海省電力公司徐有蕊曾表示,未來會進一步豐富儲能市場化交易品種,深化基于區塊鏈技術的儲能電站與電網協同調度控制研究,突破GW級儲能電站協同控制技術,支撐GW級儲能電站建成。
對于未來的GW級儲能電站,隨著青海海西州、海南州百MW級、GW級以及數GW級儲能電站的規劃設計、先繼投運,筆者從技術層面有下述幾點建議:
1.青海屬于高海拔地區,考慮到工期、現場安裝、調試等綜合因素,適應惡劣氣候、抗風沙、免維護、微功耗的移動式方艙儲能系統是首選;
2.電池類型宜以磷酸鐵鋰為主,兼以適當比例的液流電池、退役電池梯級利用等多元選擇,以便驗證多種技術路線可行性,不同電池之間的優勢互補;
3.儲能容量配置時長不應低于2h,便于與當地光伏電站的出力曲線相匹配,最大限度減少棄光,滿足西北電網調峰最小需求;
4.安全可靠運行、少人無人值守是儲能電站的基本保障,應采用智能控制技術,對電池系統進行故障預警,實現遠程自動維護;
5.儲能電站規劃選址應依據當地電網的具體情況,宜以百MW級為單元,考慮多點接入,并且不同電站之間在調度、控制時應統籌考慮;
6.儲能電站的運行應結合電池自身健康狀態和當地光伏電站運行情況,一天以“二充二放”為宜,至少做到“二充一放”。
從運營模式、政策保障方面,有下述幾點建議:
1.儲能電站的投資主體宜以第三方資本為主,兼以考慮當地政府、民營資本,甚至適當眾籌模式,以靈活、機動的方式激發儲能電站的運營活力;
2.GW級、數GW級儲能電站投運后,可以服務于光伏發電企業,減少棄光率,提高光伏電站調頻能力,便于應對西北電網考核細則,減免高額懲罰;
3.GW級、數GW級儲能電站投運后,可以按照《青海電力輔助服務市場運營規則(試行)》的相關條例參與青海電網調峰,價格為0.7元/千瓦時;
4.新疆自治區執行光伏電站加裝容量20%配置儲能后,可增加100小時計劃電量,連續五年,青海可以考慮一定程度借鑒;
5.儲能電站規模化應用,離不開運行、控制以及消防、安全、運維等系列標準保駕護航,應進一步借鑒、制定相應的標準體系;
6.儲能電站投運后,可以帶來可觀的碳排放收益,應盡早對碳排放進行貨幣價值化評估,進行有效的成本效益分析。
青海作為全國首個共享儲能交易試點,共享儲能生態圈建設已經初見成效,對未來新能源和儲能發展有引領示范意義。共享儲能新業態的構建將極大地賦能于新能源事業的發展,對能源轉型意義重大。