今年的1月-4月電化學(xué)儲能投運(yùn)項(xiàng)目共73個,裝機(jī)規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項(xiàng)目高達(dá)69個,裝機(jī)規(guī)模為2.52GW/5.019GWh;液流電池儲能項(xiàng)目共4個,裝機(jī)規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三,占總規(guī)模的78.5%,分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區(qū)域1-4月投運(yùn)儲能項(xiàng)目,達(dá)814.94MW/1514.2MWh,總數(shù)也多一共26個。
從應(yīng)用場景分布上來看,“大儲"依舊占據(jù)主要地位,電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模合計(jì)占比達(dá)98%,其中電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目共投運(yùn)24個,裝機(jī)規(guī)模為1542MW/2993MWh,包括7個集中式共享儲能項(xiàng)目。電源側(cè)儲能項(xiàng)目共投運(yùn)23個,裝機(jī)規(guī)模為922MW/1964.5MWh,其中大部分為新能源側(cè)儲能項(xiàng)目,共19個,規(guī)模占電源側(cè)的88%。用戶側(cè)儲能項(xiàng)目,雖然規(guī)模體量上不及“大儲",但各地電價機(jī)制改革后,尖峰電價提高,峰谷差價拉大,用電成本提高。用戶側(cè)配儲可以谷時充電峰時放電,一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力;另一方面,富余的儲能還可并網(wǎng),作為用戶側(cè)參與電力市場,利用峰谷差價實(shí)現(xiàn)獲利,儲能的價值逐漸凸顯。1月-4月份用戶側(cè)項(xiàng)目投運(yùn)個數(shù)多達(dá)20個,隨著投資回報率的提升,用戶側(cè)儲能項(xiàng)目會越來越多。
二. 儲能電站盈利模式
儲能在不同環(huán)節(jié)存在多種盈利模式,儲能盈利模式主要有以下幾種:幫助發(fā)、輸、配各環(huán)節(jié)電力運(yùn)營商以及終端用戶降本增效;延緩基礎(chǔ)設(shè)施投資;通過峰谷價差套利、參與虛擬電廠需求響應(yīng)等輔助服務(wù)市場、容量租賃、電力現(xiàn)貨市場等方式。
2.1電源側(cè)
2.1.1 電力調(diào)峰:通過儲能的方式實(shí)現(xiàn)用電負(fù)荷的削峰填谷,即發(fā)電廠在用電負(fù)荷低谷時段對電池充電,在用電負(fù)荷高峰時段將存儲的電量釋放。
2.1.2 提供容量:通過儲能提供發(fā)電容量以應(yīng)對發(fā)電尖峰負(fù)荷,提升傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行效率。
2.1.3 可再生能源并網(wǎng):在風(fēng)、光電站配置儲能,基于電站出力預(yù)測和儲能充放電調(diào)度,對隨機(jī)性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進(jìn)行平滑控制,滿足并網(wǎng)要求。
2.1.4 可再生能源發(fā)電調(diào)峰:將可再生能源的棄風(fēng)棄光電量存儲后再移至其他時段進(jìn)行并網(wǎng),提高可再生能源利用率。
2.1.5 調(diào)頻:頻率的變化會對發(fā)電及用電設(shè)備的安全高效運(yùn)行及壽命產(chǎn)生影響,因此頻率調(diào)節(jié)至關(guān)重要。電化學(xué)儲能調(diào)頻速度快,可以靈活地在充放電狀態(tài)之間轉(zhuǎn)換,因而成為優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源。
2.1.6 虛擬電廠:通過虛擬電廠的需求響應(yīng)為電網(wǎng)尖峰時段提供應(yīng)急容量,針對突發(fā)情況時為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行而預(yù)留的有功功率儲備。
黑啟動:發(fā)生重大系統(tǒng)故障或全系統(tǒng)范圍停電時,在沒有電網(wǎng)支持的情況下重啟無自啟動能力的發(fā)電機(jī)組,逐漸擴(kuò)大系統(tǒng)恢復(fù)范圍,最終實(shí)現(xiàn)整個系統(tǒng)的恢復(fù)。
盈利方式:提升發(fā)電效率以增加收入;減少棄風(fēng)棄光,提升發(fā)電效率;峰谷價差套利。
2.2 電網(wǎng)側(cè)
2.2.1 緩解電網(wǎng)阻塞:將儲能系統(tǒng)安裝在線路上游,當(dāng)發(fā)生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設(shè)備中,等到線路負(fù)荷小于線路容量時,儲能系統(tǒng)再向線路放電。
2.2.2延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級:在負(fù)荷接近設(shè)備容量的輸配電系統(tǒng)內(nèi),可以利用儲能系統(tǒng)通過較小的裝機(jī)容量有效提高電網(wǎng)的輸配電能力,從而延緩新建輸配電設(shè)施,降低成本。
2.2.3 盈利方式:提升輸配電效率,延緩?fù)顿Y。
2.3 用戶側(cè)
2.3.1 容量管理:工業(yè)用戶可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能,在高峰負(fù)荷時放電,從而降低整體負(fù)荷,達(dá)到降低容量電費(fèi)的目的。
2.3.2容量租賃:儲能電站租賃給新能源服務(wù)商,目前國內(nèi)的儲能容量租賃費(fèi)用范圍在250-350元/kW·年,具體定價由儲能電站與新能源電站的項(xiàng)目收益相互協(xié)商,而后雙方簽訂長期租賃協(xié)議。
2.3.3 電力自發(fā)自用:安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶通過配置儲能可以更好地利用光伏電力,提高自發(fā)自用水平,降低用電成本。
2.3.4 峰谷價差套利:在實(shí)施峰谷電價的電力市場中,通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電,高電價時儲能系統(tǒng)放電,實(shí)現(xiàn)峰谷電價差套利,降低用電成本。
2.3.5 消納綠電:當(dāng)光伏、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源有富余時可儲存電能促進(jìn)綠電消納。
2.3.6 盈利方式:降低容量電費(fèi),節(jié)約用電成本,峰谷價差套利。
三.儲能電站的設(shè)計(jì)和選型
3.1 儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級要求
GB 51048《電化學(xué)儲能電站設(shè)計(jì)規(guī)范》對并網(wǎng)電壓等級要求沒有非常明確,僅僅是建議大中型儲能系統(tǒng)采用10kV或更高電壓等級并網(wǎng)。在《電化學(xué)儲能電站設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)(征求意見稿)》對接入電壓等級的要求是:小型儲能電站宜采用0.4kV~20kV及以下電壓等級;中型儲能電站宜采用10kV~110kV電壓等級;大型儲能電站宜采用220kV及以上電壓等級。
GB/T 36547-2018《電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》對不同容量的儲能系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級做了詳細(xì)的要求,電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電壓等級應(yīng)按照儲能系統(tǒng)額定功率、接入電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)等條件確定,不同額定功率儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)電壓等級如下表所示:
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