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一、青海独特的资源优势为储能项目建设提供支撑
青海作为三江源头,素有“中华水塔”之称,资源禀赋独特,日照充足,蕴藏着极为丰富的太阳能资源。全年日照小时数3500多小时,是著名的“阳光地带”;地处Ⅲ类风能可利用区,全年可利用风能时间在3000小时以上;全球已查明的锂资源储量为3400万吨,青海盐湖锂资源占全球锂储量的60%以上。青海可用于光伏发电和风电场建设的荒漠化土地达10万平方公里,是发展光伏—储能新能源基地的不二之地。
得天独厚的自然条件、地理环境,注定青海必将成为新一轮电改下的弄潮儿。海南、海西两个千万千瓦级清洁能源基地相继开工建设,规划总规模超过6000万千瓦。与此同时,青海格尔木50MW光伏电站加装15MW/18MWh锂电池储能系统,验证了储能提高光伏电站跟踪计划出力能力、友好调度能力;海南州共和县光伏产业园的20MW/16.7MWh储能项目顺利投运,验证了储能系统解决弃光问题的关键技术及技术可行性;海西州多能互补集成优化示范项目,光伏发电20万千瓦、风电40万千瓦、光热发电5万千瓦、蓄电池储能电站5万千瓦,采用虚拟同步机技术,使风电、光电能够主动参与一次调频、调压,对电网提供有功和无功支撑,验证了“风—光—热—储”多能互补、智能调度的可行性;德令哈塔式熔盐储能光热电站,是国家首批光热发电示范项目,装机容量50MW,配置7小时熔盐储能系统,验证了新型发电形式在青海的成功应用;青海格尔木光伏电站建成的1.5MW/3.5MWh直流侧储能示范系统,探索了储能减少弃光的新型商业模式。上述典型储能示范工程的大力推进和有益尝试,为青海打造千亿锂电产业基地的战略、完善太阳能装备制造业产业链条提供了有力支撑。
二、共享储能成为新能源消纳新实践
技术催生了市场,市场又反过来倒逼技术。随着青海省“两个千万千瓦”项目以及可再生能源基地的全面推进,迫切需要通过技术手段和市场化机制创新破解消纳难题。
鲁能海西州多能互补示范工程项目包含风电400MW、光伏200MW、光热50MW以及储能50MW,总规模装机700MW。其中风电、光伏、光热通过35kV集电线路接入110kV升压站送至330kV汇集站并网。
鲁能海西州发电侧储能项目由50台标准集装箱和25台35kV箱变组成,每个集装箱包含2个汇流柜、2个控制柜、2台PCS及1台监控柜。
每台集装箱装设1MW/1.6MWh的磷酸铁锂电池子单元。与光伏、风电传输需要通过110kV过渡不同,储能项目按照就近接入电网系统的原则,先通过2台位于升压仓内的500kW储能变流器(power conversion system,PCS),就地直接升压至35kV,然后接入新鲁330kV汇集站。建设经验证明,为保住储能电站满功率有功出力时并网点的电压稳定性,在35kV侧配备一定容量的静止无功补偿器,效果明显。
在鲁能储能项目的建设过程中,由于地处青海,常年会处于极端环境下(低温可达到-30℃,高温处于35℃以上,温差可以达到70℃左右),因此热管理是该储能项目的一大难点。在储能项目中,安全作为储能项目的重中之重,电池的温度控制便直接影响储能电站的安全。鲁能储能项目中,研究人员通过给电柜预留风道,提供冷风,来保障电池在工作状态下处于均温状态;当电池管理系统(Battery Management System,BMS)检测到电池温度偏高时,启动电池散热系统,当温度偏低时采用电池预加热来保障电池温度,从而解决了这一难点。
从鲁能海西州发电侧储能电站项目本身角度看,传统的新能源项目中只有储能电站作为调节电源。示范项目通过将光伏发电、光热发电、风力发电以及储能电站深度融合、优化,在用电峰谷期利用储能电站与光热电厂联合运行来供需,进而解决电力输出不平衡问题,提高电网稳定性,提升电网对新能源的接纳能力。采取“新能源+”模式,以光热储能系统和储能电站为调节电源,风电、光电、光热为主电源,彻底解决了用电高峰和低谷期电力输出不平衡的问题。同时,探索出一条利用风光发电与光热发电互补来促进新能源消纳的道路,填补了多能互补示范项目的空白。
2019年12月26日,国内首个市场化运营电网侧共享储能电站—美满共享储能电站在青海省格尔木市正式开工建设,电站容量32MW/64MWh,计划于2020年7月投运。该共享储能电站的开工建设,成为解决新能源消纳的创新试点,能有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。在弃光、弃风高峰时段将电储存,在非弃光、非弃风低谷时段将电发送至电网,和新能源场站业主进行一定分成从而获得投资收益。
共享储能的飞速发展离不开区块链这一颠覆性的新兴技术。运用区块链技术后,无须再布置信息中心枢纽,节约了巨大的设备成本,也避免了后续昂贵的运营维护费用。区块链技术可以低成本的建立互信机制,打破不同主体间信息的屏障,促进多方之间信息无障碍地流动,实现跨主体的协作。共享储能与区块链技术的结合打破了电源侧、电网侧、用户侧的界限,同时打破了不同资产归属权的束缚,全民共享。
这一崭新模式不仅整合了电源侧储能站,为新能源发电厂提供弃风弃光电量的存储与释放,有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难,而且充分利用了电网现有资源。借助“三站合一”“多站融合”这一契机,在变电站内建设储能电站,不仅充分利用了变电站的空地资源,为电源的电力支撑提供紧急备用、灵活调度;更将灵活移动共享储能的范围持续延伸至负荷侧,利用电动汽车或智能楼宇等储能装置,在新能源高发时段存储电力,对电动汽车进行充电,在其他时段释放电力。
青海创新开展共享储能调峰辅助服务,设计储能市场化交易和调峰辅助服务的商业化运营模式,搭建共享储能市场化交易平台和区块链平台,构建了完善的共享储能运营监控体系。
三、储能发展相关建议
随着青海海西州、海南州百兆瓦级、吉瓦级以及数吉瓦级储能电站的规划设计、先继投运,相关建议如下:
1.技术层面的建议:
(1)青海属于高海拔地区,考虑到工期、现场安装、调试等综合因素,适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选;
(2)电池类型宜以磷酸铁锂为主,兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择,以便验证多种技术路线可行性,不同电池之间优势互补;
(3)储能容量配置时长不应低于2小时,以便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配,最大限度减少弃光,满足西北电网调峰最小需求;
(4)安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障,应采用智能控制技术,对电池系统进行故障预警,实现远程自动维护。
(5)储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况,宜以百兆瓦级为单元,考虑多点接入,并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑;
(6)储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况,一天以“二充二放”为宜,至少做到“二充一放”。
2.运营模式、政策保障方面的建议:
(1)储能电站的投资主体宜以第三方资本为主,兼以考虑当地政府、民营资本,甚至适当众筹模式,以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力;
(2)吉瓦级、数吉瓦级储能电站投运后,可以服务于光伏发电企业,减少弃光率,提高光伏电站调频能力,便于应对西北电网考核细则,减免高额惩罚;
(3)吉瓦级、数吉瓦级储能电站投运后,可以按照《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》的相关条例参与青海电网调峰,价格为0.7元/千瓦时;
(4)新疆执行光伏电站加装容量20%配置储能后,可增加100小时计划电量,连续五年,青海可以考虑一定程度借鉴;
(5)储能电站规模化应用,离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航,应进一步借鉴、制定相应的标准体系;
(6)储能电站投运后,可以带来可观的碳排放收益,应尽早对碳排放进行货币价值化评估,进行有效的成本效益分析。
总体而言,青海作为全国首个共享储能交易试点,共享储能生态圈建设已经初见成效,对未来新能源和储能发展有引领示范意义。共享储能新业态的构建将极大地赋能于新能源事业的发展,对能源转型意义重大。共享储能可以有效减少弃风弃光,解决新能源消纳难等问题,增加企业效益;可以吸引更多的人投入到储能事业中,由此形成储能新兴产业;将增强电网的调峰调频能力,大大缓解电力供应时序不匹配等问题。可以预见,不久的将来,储能共享时代的到来是大势所趋。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年第7、8期
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