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【北极星储能网】储能助力风电三驾马车竞速 !
2018年11月06日

  2018年,海上风电和分散式风电两大细分市场崛起,与“三北”地区复苏成为拉动风电快速发展的三驾马车,为整个市场带来新“风向”。的话题同样引发热议。

  要点提示:

  1.储能未必是解决弃风的最佳途径

  2.储能有望率先在分散式风电领域实现突破

  3.于分散式风电而言,储能有可能帮助园区等开发商大幅提升议价能力

  4.风电产业链中,电网公司、发电企业和风电设备商三个关键环节均在布局储能

  根据国家能源局最新数据显示,今年前三季度全国风电新增并网容量1261万千瓦,同比增长30%;全国风电发电量2676亿千瓦时,同比增长26%。海上风电新增并网容量102万千瓦。此外,据业内人士预测,风电装机今年或将突破2亿千瓦。

  在风电市场强势崛起和2020年弃风率需降为5%的红线高压之下,理论上将为储能提供良好的发展土壤。然而,受平价上网和储能系统成本高企的掣肘,风电储能的突破也并非易事,经济性仍旧是所需探讨的核心。

  一、储能是根治弃风的良方还是“成本包袱”?

  储能到底能不能解决弃风问题,似乎早已盖棺定论;但探索却仍未停止。而最为直接的争议,发生在去年。

  2017年6月,青海发改委印发该省2017年3.3GW风电开发建设方案,并强制要求各项目按照建设规模配套10%的储能装置,储电设置总规模为33万千瓦(330MW)。一石激起千层浪,有支持有唱衰。最终在一片议论声中,青海省发改委相关领导在随后的一次会议上表态将强制修改为推荐配套储能。

  有意思的是同年10月19日黄河水电青海省首个风电+10%配套储能电站获得批复,成为2017年青海风电建设方案中首个取得核准的项目。该项目主要就是为了应对青海可能很快到来的弃风、弃光,避免陷入限电旋涡。

  倾向“成本包袱”观点的业内人士认为,储能未必是解决弃风最经济有效的途径。

  尽管储能具备平滑短期波动的能力,但不能够抛开弃风原因找答案。弃风是季节性和结构性因素所导致的,其核心问题在于外送通道不畅、本机负荷不足,外地用电需求不振。储能作为短期负荷缓冲调节增强电网友好的措施固然可以,但解决电力供需结构性问题,未免有些缘木求鱼。此前,龙源电力集团股份有限公司副总工程师陆一川曾撰文表达其观点,弃风弃光问题的主要原因几乎都集中于当前电力市场体制机制没有理顺,没有按照效率原则来分配电力生产和消费权;而储能解决不了市场机制问题,储能的商业应用恰恰要依赖市场机制问题的解决。

  今年9月在2018第五届国际储能峰会上,大贤风电总经理钱胜利表达了类似观点,特别是对于集中式风电来说,如果在原端配储能效率非常小,成本非常高。

  而随着国家加快新能源输送问题,弃风率显然已经在不断下降。根据能源局公布的最新数据显示,今年前三季度全国平均弃风率是7.7%,比去年同期减少了4.7个百分点。这将压缩储能在弃风问题上发挥的作用。

  但硬币的另一面,我们又不能够忽视三北地区的弃风率依旧超出红色预警线,徘徊在限制开发风电的边缘。因此,仍旧有风电行业人士支持用储能解决弃风问题,表示消纳是最需要解决的问题。并且通过优化电网接入流程,发展能源互联网,把风电、光伏发电等分布式能源通过储能装置组织起来,形成虚拟电厂,接受调度,或许是一个很好的方式。

  那么除了弃风问题,储能加风电到底如何突破?储能更适合于分散式、海上风电还是集中式?

  二、算本经济账 储能有望在分散式风电率先实现突破

  事实上,无论是风电还是光伏,这些新能源自其诞生之日起就拉开了技术进步与时间赛跑的戏码,储能同样如此,想有所作为“经济性”与“成本下降”更是不可回避的问题。

  那么随着今年分散式风电的崛起,能否为储能培育良好的发展土壤?这当中储能需要与风电具有良好的适配性,才能够更为合理利用峰谷价差。2018第五届国际储能峰会上,大贤风电总经理钱胜利分享了储能对分散式风电收益特性的影响。在直接上网、自发自用加余量弃风、自发自用+储能、全局优化四种风电开放方案之下,对选定案例进行收益测算得到这样的结论:

  (1)风电储能想发挥电力价值,需要储能可有效改善风电的经济收益结构,通过不断优化充放电策略提升收益空间。

  (2)对于分散式风电而言,储能使电源侧高价值电力比例提升,案例中用户的购电来源从20%提升到80%,这意味着储能有可能帮助园区等开发商议价能力得到大幅提升。

  (3)储能容量设计受峰谷时段电源侧和负荷侧匹配特性影响,但总体趋势呈正比。

  陆上风电领域,计鹏新能源专家赵娜曾以风电四类电价为基础,测算了储能与风电结合的收益情况。在2018年的电价条件下,她得出

  (1)风电场储能电站项目总体经济性欠佳,不能给风电场带来更多收益,但随着技术进步成本下降,未来可能会利用储能系统有效缓解现阶段限电带来的影响;

  (2)储能项目试点可以考虑在除Ⅰ类区外的风资源较好、成本较低的地区;

  (3)Ⅳ类区限电后是否加储能对收益影响相对较小、适合试点的地区;

  (4)如果管理方法先进,有效控制成本,可以考虑加入储能设备进行示范。

  海上风电方面,海外进展较快,并不断提速,今年初Bay State Wind与NEC Energy Solution公司达成合作协议,一起合作开发其位于马萨诸塞州的800MW/55MW——110MWh海上风电+储能互补项目。Bay state wind项目是世界上第一个海上风电+储能互补的商业运行项目,而马萨诸塞成为该项技术的发源地。

  综合两位专家的测算结果,以及各领域实际与储能结合探索的情况而言,储能有望率先在分散式风电领域实现突破。

  此外,就储能的作用方面而言,风电、光伏等可再生能源给电力系统带来的一个主要问题就是提供辅助服务的能力有限,尤其是参与调频的能力。未来,随着可再生能源如风电并网规模不断扩大,将取代部分传统火电进行调频,风电提供辅助服务在将来同样会成为必要,这使得风电联合储能调频吸引了不少行业人士的目光。

  美国能源部的一项研究评估了风电场参与系统频率调节所应满足的备用容量需求,推断出风电场的集群效应对于系统调频具有积极的作用。大型风电场集群对系统的一次调频能够通过储能系统实现,此时储能系统只调整风电场并网处的功率,而保持每个风力发电机组输出功率不变。除一次调频之外,二次、三次调频目前似乎超出风电场能力范围。

  除了调频,储能系统能够通过调整并网点处的无功功率输出,实现电压调节。尤为重要的是储能需要在即使风电不发电的情况下,风电场也发挥调压作用。电能质量、电网故障恢复等同样是储能可以与风电相结合的点,但也都存在各自面临的问题。

  归根结底,诚如一位业内人士而言:一个好的投资、好的技术必须实现商业化,有了商业价值才会被广泛应用。据悉,由于种种原因,中国可再生能源在国际上投资收益率差不多需要达到9.5%,而储能同样如此,希望在未来一到两年成本降低25%-35%的时候储能产业真正可以实现市场化。

  三、风电储能谁在探索?产业链三大关键环节各寻领地

  尽管风电储能还未有绝对良好的商业化模式。但纵观风电产业链,电网公司、发电企业和风电设备商这三个关键环节都在探索,积极推动风电储能项目落地。此外,由于这些单位的行业位置、业务模式等不同,他们在储能的探索可谓各寻领地。

  1.电网公司,主要是其下属研究机构,如电科院等;经典项目如“张北风光储输示范项目”“鲁能海西国家多能互补集成优化示范工程”,这些项目主要为进行技术研究、应用示范等工作。

  2.发电企业或者说项目开发企业,如华能、黄河水电等;经典项目如“辽宁卧牛石”示范项目,这些项目主要为验证技术路线(如卧牛石采用液流电池),评估消纳效果,积累经验。

  3.整机设备商,如金风旗下全资子公司的天诚同创(逆变器),在北京亦庄、江苏大丰、宁夏嘉泽等地,利用储能技术开展高比例可再生能源智能园区微电网和园区可再生能源转型及节能服务业务,积累运行经验。

  通过这些探索不难发现,风电产业链中的关键参与方都对储能有着明确的诉求,希望从自身业务领域和服务目的出发,探索和挖掘储能的多重应用价值。

  至于究竟谁能独领风骚?狼烟起,储能“等风来”!

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