储能虽然在风电和光伏等分布式能源领域提高电力系统灵活性存在较大潜力,但目前仍存在成本较高的问题,商业模式尚待成熟,并在统一补贴标准方面存在困难。

北方风电在内蒙古乌兰察布黄花沟的风电场

北方风电在内蒙古乌兰察布黄花沟的风电场  摄影/电池网 于清教

在我国能源转型的大背景下,“分布式能源+储能”的模式逐渐受到广泛重视。然而记者近日在2018分布式能源发展与企业综合能源服务转型论坛上了解到,储能虽然在风电和光伏等分布式能源领域提高电力系统灵活性存在较大潜力,但目前仍存在成本较高的问题,商业模式尚待成熟,并在统一补贴标准方面存在困难。

储能可改善电力系统灵活性

据了解,分布式能源是相对于集中供应能源而言,可独立运行,也可以并网运行,具有整体能源利用效率较高、损耗较少、供需端距离近、污染较小、运行灵活等特点。

电力规划设计总院能源研究所战略规划处处长徐东杰介绍,我国较多的分布式能源是风电和光伏,但是电力消纳问题成为制约可再生能源发展的关键因素。“可再生能源利用能力下降,整体盈利能力下降,‘弃风、弃光、弃水’这‘三弃’的原因和电源结构、电网调峰能力、装机规模和布局、电网输送条件密切相关。”徐东杰表示。

徐东杰进一步分析,随着分布式能源的发展,电力系统调节的灵活性逐渐暴露了短板。可再生能源和分布式能源使火电企业受到较大冲击,很多火电企业开机少,调节能力下降,导致电网灵活性降低,部分地区还出现了较为严重的“弃风”、“弃光”、“弃水”问题,特别是甘肃、新疆、内蒙古等省区。

徐东杰认为,要增加系统的灵活性,在电网侧、电源侧和负荷侧都要采取措施。例如建立需求侧响应,或通过峰谷差价鼓励终端储能等新兴产业的发展。“以前储能在负荷侧和电源侧发展较快,而从近期发展形势来看,电网侧发展速度正不断提升。无论哪一种情况,对于储能整体行业的推动都是好事。”徐东杰说。

补贴标准难统一

目前,谷峰差价以及辅助服务等盈利手段为大多数储能企业的首选。但据专家介绍,除了上述两种方法外,还有其他商业运营模式,国外应用已初具雏形,但中国还不具备与其相匹配的成熟电力市场。

国家能源局从推进发展多能互补集成优化示范工程,到提出“互联网+智慧能源”指导意见,都体现了国家对于储能产业的重视。但业内专家表示,目前最大的问题是,在未出台补贴的情况下,储能的经济性难以体现。

徐东杰分析,制约储能统一补贴的因素首先是储能技术路线较多,化学储能、物理储能等技术路线都没有占据绝对主导地位,不同的技术路投资差异太较大,无法确定补贴金额。第二是储能的作用和效果不一,难以统一确定补贴价格。多种原因导致储能补贴很少能具体到不同地方、不同项目。“短期内出台储能补贴难以实现,企业更多依靠商业模式获利。”徐东杰表示。

此外,记者在会上了解到,储能的成本也在很大程度上影响着储能的经济性。国网能源研究院新能源与统计研究所主任研究员黄碧斌说:“目前市场上对外公开的储能成本价格约在2000元/千瓦时左右,预计短期内可降到1500元/千瓦时,并有进一步下降的空间和趋势,储能在未来应用上会有较广阔的发展前景。”

华北电力大学能源互联网研究中心博士后赵云灏认为,光伏最初发展时期成本也很高,随着不断的投资和技术迭代,成本下降很快,储能可能也是类似情况。他建议制定合适的激励机制,促进新技术的应用。

徐东杰则表示,虽然目前峰谷套利的储能商业模式在短期内发展前景良好,但若是在未来参与市场竞争,经济性可能会下降。“这就需要挖掘更多的储能应用场景,例如发电侧和调频等。”

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