我国电池储能电站发展的现状、问题及建议

正近年来,电化学储能技术已经在电力系统中的发电、辅助服务、输配电、可再生能源接入、分布式能源存储及终端用户等多个领域得到广泛应用。但是受制于电池储能电站自身技术经济性、现行输配电定价办法要求和电价应用体系及补贴机制的约束,电池储能电站规模化发展面临严峻的挑战。因此,本文在总结分析当前主流电池储能技术经济特性的基础上,对我国电池储能电站发展的现状及存在的主要问题进行分析,在此基础上总结国外电池储能电站商业运营模式经验,提出促进我国电池储能电站规模化发展的相关政策建议。     

北京电网新能源接入规划的策略分析

首都电力终端消费日益个性化、多样化,风电、光伏等新能源快速发展以及电动汽车储能装置大量的接入,要求为客户提供方便快捷、选择多样、智能互动的优质服务。本文基于北京地区新能源并网的运行现状,从新能源资源分布、开发利用、结构调整、能源消费市场运营模式等方面讨论北京地区新能源的发展情况,分析能源格局改变对北京电网的影响,并提出应对新能源快速发展的措施和建议。     

北京电网新能源接入规划的策略分析

首都电力终端消费日益个性化、多样化,风电、光伏等新能源快速发展以及电动汽车储能装置大量的接入,要求为客户提供方便快捷、选择多样、智能互动的优质服务。本文基于北京地区新能源并网的运行现状,从新能源资源分布、开发利用、结构调整、能源消费市场运营模式等方面讨论北京地区新能源的发展情况,分析能源格局改变对北京电网的影响,并提出应对新能源快速发展的措施和建议。     

换电生态下换电站电池配置及经济性研究北大核心

随着新能源汽车换电模式应用试点启动,利用换电站电池的需求响应柔性特性及全网数量优势部分解决风光电供需错位问题成为可能。在此背景下,本文计及电池储能价值,基于“车-源-网”换电生态系统,设计“风-光-动力电池”和“风-光-动力电池-储能电站”混合储能模式,构建兼顾环境效益和经济效益的电池充电优化模型。基于蒙特卡洛算法预测换电需求,对北京市7月份某一天的风光出力数据进行仿真分析。结果表明,单一储能模式0.33C充电倍率、混合储能模式1C充电倍率,均具有较好的经济性。此外,混合储能模式的风光消纳率比单一储能模式高13%以上,更能积极推动换电生态系统正循环发展。     

典型场景下换电重卡的技术经济性分析

换电重卡能够解决新能源重卡购置成本高、充电时间长等痛点,对于加快我国货车电动化进程具有重要意义。但是,受制于车辆换电成本高、续驶里程短等因素,换电重卡的推广应用需具备合适的应用场景和一定的政策支持。为研究换电重卡的适用场景与应用范围,本文构建了多个典型场景下换电重卡的技术经济性模型,分析了影响换电重卡使用阶段经济性的主要因素。结果表明,对换电重卡经济性影响最大的因素是电池综合服务费;在中长途运输场景下,载货量对换电重卡经济性的影响同样明显;碳交易制度对换电重卡的经济性影响则较为有限。为推动换电重卡的发展,政策层面应给予换电重卡更多支持,降低换电重卡购置成本与运营成本,同时给予换电重卡更多政策便利条件,促进换电重卡的推广应用。     

广西新型储能发展呈现三大趋势

<正>9月30日,广西电力调峰辅助服务市场完成首单独立储能电站调峰交易,率先在南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）实现储能辅助服务市场化运营,开辟储能商业盈利新模式,进一步体现储能作为电网调节性资源的战略价值,有利于广西储能的可持续发展,为新型电力系统建设提供强有力的支撑。当前,在加快构建新型能源体系和新型电力系统的引领下,广西新能源发展迅猛。根据南方电网广西电网公司用电大数据显示,     

全面实施标准成本，实现电网企业成本管理的标准化和精益化

推行标准成本管理是电网企业实施财务集约化管理、深化细化预算管理、推动企业管理标准化与规范化的重要举措。分析了标准成本的内涵和实施意义，介绍了标准成本管理在关英等国家应用的基本情况，结合电网企业实际，提出我国电网企业实施标准成本的总体目标和基本思路，并对电网运行维护费用和其他运营费用标准的制定方法进行了探讨。     

推进智能电网保障体系建设

通过坚强智能电网建设,实现能源资源在全国范围的统一高效配置,还可有效解决风能、太阳能等可再生能源大规模开发的间歇性、不确定性问题,保证电力的大规模接入和远距离送出。加快推进智能电网建设一是在发电环节积极推广运行控制技术,实现核电、储能电站、生物质、风能、光能等发电端设备     

“新能源+储能”问前程

正随着新能源规模快速发展,而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限,新能源消纳形势严峻。2020年以来,国家层面鼓励推动电储能建设,以促进清洁能源高质量发展。6月18日,国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》,要求提高电力系统调节能力,推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。     

独立储能电站商业投资价值的识别与分析

<正>随着《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规[2021]1051号）文件的颁布，全国范围内的独立储能电站项目招投标信息出现了爆发式的增长。从发标主体类型来看，主要集中于各大电力集团；从建设目的来看，主要是为了满足当地的新能源配建储能要求，进而将零散的新能源侧配建储能转为建设集中的独立储能电站，而对于商业投资价值的考量是其次的。笔者认为独立储能电站投融资只有在其具备商业投资价值时才能够实现健康、可持续的发展。如何识别与分析独立储能电站是否具备商业投资价值，即独立储能电站收入的稳定性及持续性，是业主及金融机构投融资决策的重要一环。笔者将聚焦独立储能电站的主要收入类型进行识别与分析，同时考虑电网规划以及微观选址等其他影响独立储能电站商业价值的因素，呈现独立储能电站商业投资的方法论与全景图，推动行业进一步发展。     

电化学储能：走过达尔文海

<正>2019年5月28日,是我国电化学储能发展的一道分水岭,因为这一天国家发改委、国家能源局联合修订出台了《输配电定价成本监审办法》(以下简称"新《办法》")。新《办法》要求电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用不得计入输配电定价成本。尽管从统计数据看,截至2019年6月底,我国电化学     

电网侧电池储能电站智能调度方法及商业模式

正为应对省级电网清洁能源迅猛发展、电网峰谷差进一步加大、电网调峰能力和运行控制难度偏大的问题,提升特高压直流的输送能力和电网安全供电保障能力;同时,为解决地区电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力严重不足等问题,缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力,结合电池储能电站(简称"储能电站")建设周期短、布点灵活的特点,国网湖南省电力有限公司在地区电网开展了储能电站示范工程的建设与应用,     

“双碳”目标下储能商业化路在何方?

储能作为平抑新能源波动、保持电网高效安全运行和电力供需平衡的重要支撑,在"双碳"目标和构建新型电力系统的引导下迎来了发展的春天,但其进行商业化应用推广时仍然遇到诸多障碍。国内储能发展现状及商业模式从多种储能技术的对比与技术成熟度来看,目前抽水蓄能虽然是国内应用最为广泛的储能方式,但抽水蓄能受制于位置环境、机械损耗和建设周期等因素,发展空间有限。相比之下,氢燃料储能的能量密度高,长远来看是储能的最佳方案,但电化学储能在技术优势、使用效率以及对外部环境的依赖等综合性方面更适用于当下,具有广阔的发展前景。     

综合能源变电站配置方案研究

<正>以配电设施为基础的综合能源站配置方法——多站融合方案,可解决在土地利用、业务需求、安全可靠等约束条件下多种能源基础设施的规模优化设计和协调运行问题,将对综合能源服务业态产生一定影响。构建新型电力系统背景下,配电网形态将向柔性化、智能化转变,大电网与分布式电网并存融合发展,用电侧负荷柔性、绿电消费比例高及灵活调节能力强,储能侧多时间尺度、多类型储能协同运行,以电力为枢纽的多能耦合场景不断涌现。目前,新型电力设备如电动汽车、5G通信基站、数据中心、分布式发电、电化学储能等蓬勃发展,对土地、电力及信息网的配置提出更高要求。     

第三监管周期电价政策下的电蓄热供暖系统经济运行策略

<正>在电蓄热供暖系统传统运行方式中,影响运行成本的只有电度电价成本。在第三监管周期电价政策实施后,电蓄热系统运行成本不确定性增加。近年来,随着新能源装机规模迅猛增长,电网调峰压力逐渐加大,电源侧调节资源难以满足电网高峰供应和低谷调峰需求。2020年11月,华北能源监管局印发《关于继续开展第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点工作的通知》（华北监能市场[2020]208号）,负荷侧可调节资源将参与电网运行,其中,蓄热式电采暖等设备因具有削峰填谷的用能特性,通过合理调整电锅炉开启时间和设备功率,可以参与辅助调峰服务并获取电费补贴收益,从而进一步降低电蓄热系统运行成本。     

电化学储能商业模式研究

<正>建立电化学储能可持续的商业模式对提高新能源利用率，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。结合公司电化学储能发展现状，分析其商业模式初期存在的问题，提出促进行业发展建议，为完善盈利型商业模式提供了思路。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。各地也陆续出台新型储能发展政策，推动储能产业落地，储能产业商业化模型正在加速形成，但电化学储能受投资成本、安全性能、政策激励不足等因素影响经济效益不足，限制了电化学储能的进一步发展。     

提供空间信号的省级电网输配电价机制探讨及建议

<正>在保障电力系统安全稳定运行和终端电价水平相对平稳的基础上，有效促进新能源消纳成为我国新型电力系统建设的重要目标，从有利于节能的角度持续深化电价改革，建立适应高质量发展的电价体系，促进电价体系建设与国家能源政策协同则是实现这一目标的重要手段。在未来的新型电力系统和电力市场环境下，新能源电源在投资时将更为关注其布点选址行为对自身发电收益的影响，而忽略自身接入电网运行对输配电网运行和投资效率的影响，以及可能带来的电网投资需求，提高全社会用能成本。考虑到我国电网统一规划，省级电网除若干时段可能存在断面阻塞外，大部分时段将较少出现输电阻塞问题，电力现货市场的节点电价信号可能难以提供有效的空间信号引导新能源合理选址与投资时序。因此，适时探讨应用提供空间信号的省级电网输配电价机制，使之与电力批发市场价格协同作用，共同引导新能源电源投资主体优化投资时序，助力新型电力系统平稳、高效建设，这在新时期显得尤为必要。     

新能源产业参与源网协调互动实践

<正>结合全球能源互联网发展理念,着眼于目前新能源产业面临的机遇和挑战,探索在项目前期策划和后期运营方面,主动参与电源与电网协调互动。创新源网协调发展模式,在基地项目策划、海上风电项目接入、配网新能源项目开发等方面进行了具体实践。探索源网互动消纳渠道,开展了大用户直购、风火替代、风电供暖、电网友好型场站认证等具体工作,主动到负荷中心对接大用户,研究成立售电公司,争取新能源消纳主动权,鲁能新能源产业发展和经营成效显著。     

储能建设实例与发展建议

正储能的大规模应用是构建以新能源为主体的新型电力系统的有效手段之一。电力系统安全与储能装置功能完善度及安全性密切相关。需要从系统角度统筹考虑,加强顶层设计,完善技术标准、提升涉网性能,加快人才培养与学科建设,从而推动储能技术创新与应用,保障行业安全、健康发展。构建以新能源为主体的新型电力系统是应对全球气候变化,实现"双碳"目标的有效途径。新能源的大量接入,对电力系统稳定性带来巨大的挑战。储能在促进新能源消纳、提高电网稳定性以及调频等方面具有重要作用,因此,合理利用储能技术,可以有效解决新能源消纳及并网问题。     

传统发电企业发展电化学储能的战略路径

<正>电力企业应当深入思考发展电化学储能的战略路径，抓住储能这一能源结构转型的关键环节和重要推手，探索发展从“源网荷”转向“源网荷储”的新型电力系统。“双碳”目标下，要求传统能源体系向新能源体系转变。传统发电企业也面临着构建以新能源为主体的新型电力系统的战略转向。然而，风能、太阳能等可再生清洁能源属于不稳定出力电源，随着其在发电端和用户端装机规模的扩大，将影响整个电力系统的平衡。储能是实现电力系统负荷平衡的关键支撑技术。目前，适合应用于新能源电力的储能技术主要是抽水蓄能、压缩空气储能和电化学储能。而抽水蓄能和压缩空气储能对环境、地理条件都有较高的要求，推广应用受到限制。相比之下，电化学储能技术水平进步较快，具有巨大的发展潜力和广泛的应用前景。