电网是如何看电池储能的？也许PK掉抽蓄才算赢

电力18讯：

 eo记者 陈仪方

 

储能企业对于电网的心态颇为微妙。

 

他们有时候感到电力系统对于储能并不热心，为此不忿：“储能这么有用，为什么不用？”但他们又承认，储能电站的规模相对于电网来说实在太小，1兆瓦对于调度简直可以忽略不计，10兆瓦也算不上大，毕竟电力行业最惯用的单位就是万千瓦。

 

而电网公司又是如何看待储能的呢？实际并非不热心这么简单。

 

近日，eo记者随中国物理与化学电源行业协会储能应用分会走访了深圳宝清电池储能站。宝清电池储能站负责人表示，如果电池储能成本下降到抽水蓄能电站成本之下，电池储能的应用有望大幅度增长。

 

未来考虑更大规模储能

南方电网宝清电池储能站位于广东省深圳市龙岗区宝龙工业区，2011年1月投运，定位于科研示范和配网侧的应用研究，是国内最早的兆瓦级锂离子电池调峰调频电池储能站。

 

储能站建设规模为6MW/18MWH，分两期建设。一期规模4MW，使用比亚迪和中航锂电的磷酸铁锂电池，二期规模2MW，使用珠海银隆的钛酸锂电池。东莞钜威动力，广州智光电气等公司参与电力电子部分的工作。

 

宝清储能站以2回10KV线路接入深圳电网110KV碧岭变电站，具备削峰填谷、紧急系统调频、紧急系统调压和备用电源功能，整体响应时间不大于10ms，满足电网快速调节的需要，目前能够实现无人值守与远程监控。

 

宝清电池储能站负责人表示，经过7年运行，宝清储能站也将考虑以局部替换的方式对原有电池更新换代。未来，他们还将考虑建设更大规模的储能电站，以及尝试储能应用的商业化。

 

国家电网公司也在同一时期承担了兆瓦级储能电站示范项目——河北省张北风光储输示范项目。这一项目侧重新能源发电并网和消纳问题，一期工程建设风电100MW，光伏发电40MW，配套建设储能20MW。

 

2013年，张北风光储输示范项目又开展了二期扩建，二期工程新增风力发电装机容量400MW、光伏发电装机容量60MW和化学储能装置50MW。

 

电池储能应与抽水蓄能对标

宝清储能站站长表示，目前业内惯于谈论电池成本低于某个数字后能够产业化，抽蓄的成本可能是一个更好的参考指标。目前，抽水蓄能电站的造价不断上升，而电池储能的成本一直下降，如果未来电池储能的成本低于抽蓄，前景必然明朗。

 

抽水蓄能电站是目前应用最广泛的大规模储能技术，半个世纪以来，全世界抽水蓄能装机规模增长近40倍，目前在建与拟建抽水蓄能的装机容量仍然相当可观，日本、美国和中国目前装机容量均超过1000万千瓦。

 

根据公开信息，2015年，国家电网公司宣布安徽金寨、山东沂蒙、河南天池三座抽水蓄能电站正式开工，总装机容量360万千瓦，工程总投资217亿元。这三座120万千瓦的电站投资额分别是75亿、74亿和68亿，即平均每千瓦的投资在5000元—6500元之间。

 

目前锂电池本体的成本已经低于这一水平，但尚未有百兆瓦级或更大规模的储能电站实例，具体的系统成本与运行成本数据还不得而知。

 

业内人士表示，与电化学储能电站相比，抽水蓄能电站最大的优点在于技术成熟，同时抽水蓄能电站规模大，设计寿命长。但是，抽水蓄能电站选址难度高，建设周期长，涉及征地等系列问题。而锂电池响应速度快于抽蓄，建设速度快，也更加适应分布式能源的发展。

 

对于电池储能的应用，安全性也是一大重要考量，“电网公司对于安全的要求是苛刻的。”多位专业人士也表示，电网公司偏爱成熟的技术。

 

此外，电池回收目前仍然是行业难题。宝清储能站负责人表示，央企重视社会责任，不能用完扔了不管。如果回收问题不能够妥善解决，电网公司可能也不会倾向大规模运用。

 

在近10年内，中国大规模储能技术仍然主要依靠抽水蓄能，在10-20年之间，电化学储能中的锂离子电池、液流电池和铅酸电池将逐渐发挥重要作用并进入商业化应用阶段。

 

从用户侧切入，农村包围城市

进入电网系统是众多储能企业向往的目标。

 

钒液流电池企业大连融科储能公司总工程师张华民就曾多次表示，储能应该作为电网的组成部分。只建设在发电侧或者用电侧，储能电站的功能相对单一。如果建在电网之中，平滑新能源发电、调峰调频、黑启动等多种功能都能够实现，储能电站的综合价值更大。

 

目前不在不同的技术路线中，钒液流电池因起技术特性，寿命长、安全性好，但能量密度低，相比锂电池更易于也更适合建成大规模储能电站。2016年，大连融科储能和大连热电集团合作建设200MW/800MWH储能调峰电站正在建设中，预计明年完工并投入运营。据接近这一项目的人士透露，这一项目将有可能争取到抽水蓄能电站的两部制电价政策。

 

电网人士表示，对于用在输配电环节的储能，必须达到一定规模才对调度产生意义。另外，储能还应该能够持续运行足够长时间。比如抽水蓄能电站可以按周调节的方式运行，储能则只能达到小时级别。

 

今年10月印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》也在一定程度上显示出了对大规模储能装置的追求。文件提出针对不同应用场景和需求，开发分别适用于长时间大容量、短时间大容量、分布式以及高功率等模式应用的储能技术装备。100MW级电池储能系统正是重点之一。

 

圣阳电源新能源事业部总经理张继佳告诉eo，百兆瓦级电池储能电站的难度在于管理，百兆瓦并不是10个10MW简单相加。对于较小规模的储能电站，储能企业已经有很多实践，能够将整个系统管理好，但对于大规模储能还缺乏项目经验。另外，按照目前的技术水平，百兆瓦级的储能电站成本仍然过高，经济账算不过来，难以商业化运行。

 

尽管希望能够进入输配环节，但实践中企业还是着重从用户侧切入。目前，储能的商业化应用多集中在用户侧削峰填谷、电能质量管理，规模在几兆瓦到十几兆瓦不等。储能与火电联合调频也有一些案例，但储能作为火电厂的一部分，还没有独立的市场地位。

 

一位看好储能远期发展的电池企业负责人说：“我们可以先易后难，‘农村包围城市’”。