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电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会召开

2019年06月20日 17:48来源:未知手机版

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第三届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会在苏州召开

6月19-20日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合江苏省电机工程学会、全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司等单位联合召开的“第三届全国电网侧暨用户侧储能技术应用高层研讨会”在苏州太湖假日酒店举行。来自电网公司、设计院、系统集成商、电池生产企业、投融资机构等单位的280余位嘉宾出席了本次研讨会。

据了解,电网侧储能电站主要面向电网调控运行,能够满足区域电网调峰、调频、调压、应急响应、黑启动、改善电能质量、促进新能源消纳等应用需求,同时建设电网侧储能电站可缓解电网部分供电缺口,提高设备利用效率,避免火电机组频繁启停,降低为满足短时最大负荷所需的电网建设投资,为协助确保电网系统安全稳定运行提供保障。

目前,我国电网侧储能项目尚处于起步阶段,其在规划建设、调度控制、运行评价、安全保障、标准措施等方面均缺乏相应经验。

随着电化学储能技术经济性快速进步和电网公司向综合能源服务转型的步伐加快,大规模电网侧储能的投资建设在2018年拉开了示范应用的大幕。

我国目前投产与在建的电网侧储能主要分布在负荷中心和清洁能源基地。江苏、河南、湖南、浙江、广东等省份电力负荷增速屡创新高,同时面临煤电停缓建带来的负荷缺口问题,电网侧储能成为解决短时调峰问题的选择之一;青海和甘肃等西北部省份是我国实施清洁能源战略的重点区域,新能源发电占比较高,在该区域部署电网侧储能有助于改善新能源并网特性,提高电力系统灵活调节能力,推动新能源在更广范围内进行消纳。

据介绍,电网侧储能电站具有充电和放电交互的两种状态,目前在电网中是按照一般电站来进行管理,未纳入用户站模式进行管理,因此,建在变电站内的储能站难以按照峰谷电价差进行收益。电网侧的储能站是电网建设的刚需,是迎峰度夏、延缓电网投资的有效措施,但现在缺乏合理的商业模式,投资收益难以衡量,未来储能电站租赁费用是要通过市场竞争逐步形成。

在商业模式上,与会专家表示,电网侧储能安全隐患未能完全解决,且成本疏导压力巨大,近中期发展也面临一定挑战。目前通过租赁服务模式提供储能系统服务来看,收益模式并不清晰。

2019年国家电网公司和南方电网公司分别发布了《国家电网公司关于促进电化学储能健康发展的指导意见》和《关于促进电化学储能发展的指导意见(征求意见稿)》,为电网侧储能发展提供了方向性指导。

目前投资建设电网侧储能电站主要分为两种,一是各级电网企业直接投资储能电站项目;二是系统集成商或第三方服务机构向电网企业提供储能系统租赁服务。当电储能不计入输配电定价成本,租赁服务模式目前来看或将成为电网侧储能发展的主要推动方向。

预计未来电网侧储能装机规模还将保持快速发展趋势,布局也将从负荷中心逐渐向其他区域扩散。

用户侧储能目前商业模式较为清晰,通过峰谷价差套利和节省容量电费实现盈利,但在实际运行中效率、循环寿命等可能难以达到测算条件,投资回报率低于预期,部分投资项目存在试水抢占市场份额和消化动力电池产能心态。

由于政府降电价要求,峰谷价差发展不确定性较强,若储能系统成本下降速度及幅度不能与峰谷价差变化程度匹配的话,用户侧储能市场或将进入调整期。

以下为部分嘉宾发言主要内容:

许庆强  国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长

国网江苏省电力公司营销部智能用电处副处长许庆强在《客户侧储能分析研究和国网并网服务》主旨报告中指出,目前江苏客户侧储能建成投运70座电站,其中铅炭电池24座,619兆瓦,占总装机规模82.2%;磷酸铁锂电池34座电站,95.6兆瓦时,占比为12.7;铅酸电池6座,21.8兆瓦时,占比为2.9%;三元电池为5座,15.6兆瓦时,占比达2%;钠硫电池1座,1.6兆瓦时,占比达0.2%。

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