無論是新能源場站直流側(cè)的儲能技術(shù)應(yīng)用，還是共享儲能模式試點，近年來，青海儲能行業(yè)迎來跨越式發(fā)展新階段。業(yè)內(nèi)普遍看好未來儲能發(fā)展，作為全國重要的新能源產(chǎn)業(yè)基地，青海也加快儲能產(chǎn)業(yè)布局，以科技創(chuàng)新和模式探索助力能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型發(fā)展。
首提“共享儲能”促進新能源高質(zhì)量發(fā)展
依托得天獨厚的太陽能資源和大面積荒漠化土地資源，青海近十年來以光伏為主的新能源裝機急劇增長。截至目前，青海電網(wǎng)總裝機容量超4000萬千瓦，其中新能源裝機占總裝機的比例超過60%。
由于新能源存在間歇性、波動性等不穩(wěn)定先天缺陷，作為可以解決新能源發(fā)電穩(wěn)定性不足、提升電網(wǎng)系統(tǒng)對新能源發(fā)電的承載能力和調(diào)節(jié)能力的儲能技術(shù)應(yīng)運而生，儲能產(chǎn)業(yè)也伴隨青海新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
在以熔鹽儲熱為核心技術(shù)的光熱發(fā)電領(lǐng)域，早在2013年7月，青海在柴達木盆地實現(xiàn)光熱電站并網(wǎng)發(fā)電，由此開始我國自主研發(fā)太陽能光熱發(fā)電技術(shù)工業(yè)化應(yīng)用。
此后，在探索光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的道路上，青海始終處于領(lǐng)先水平。有關(guān)部門提供的數(shù)據(jù)顯示，截至今年3月，全國并網(wǎng)發(fā)電的光熱電站裝機容量為53.8萬千瓦，而青海光熱裝機容量為21萬千瓦，占全國總裝機的近40%。
截至今年10月底，青海電網(wǎng)并網(wǎng)電化學儲能容量為57.95萬千瓦時，其中參與共享儲能的電站有2座，總?cè)萘繛?6.4萬千瓦時。青海電網(wǎng)共享儲能電站累計交易4600筆，實現(xiàn)增發(fā)新能源電量1.39億千瓦時。
國網(wǎng)青海省電力公司有關(guān)負責人介紹，為充分釋放青海電網(wǎng)的儲能發(fā)展?jié)摿Γ?018年，國網(wǎng)青海電力積極創(chuàng)新開展共享儲能應(yīng)用研究，首次在國內(nèi)提出“共享儲能”概念，支撐和促進青海省新能源高質(zhì)量發(fā)展。
以位于青海省海西蒙古族藏族自治州格爾木市的閔行儲能電站為例，目前，在國網(wǎng)青海省電力調(diào)控中心統(tǒng)一調(diào)度下，這個共享儲能電站會根據(jù)電網(wǎng)通道利用情況和用電負荷情況靈活進行充放電，實現(xiàn)了隨充隨放，效用得到最大限度利用。閔行儲能電站有關(guān)負責人告訴記者，從去年起，這個共享儲能電站每天至少可以實現(xiàn)一充一放，“如果隨著各項技術(shù)的進步，將來能夠?qū)崿F(xiàn)兩充兩放的話，效益相當可觀。”
近年來，青海電網(wǎng)不斷推廣應(yīng)用源網(wǎng)荷儲互動技術(shù)，通過完善源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)平衡策略、優(yōu)化儲能電站充放電模式等手段，提升新能源午間消納空間100萬千瓦以上，提升全網(wǎng)新能源利用率1.2%。
抽水蓄能電站是利用電力抽水到高處儲存，在電力系統(tǒng)電力不足時放水發(fā)電的水電站。這類電站具有調(diào)峰、調(diào)頻、儲能、事故備用等多重功能，被認為是目前最成熟、最可靠的儲能方式。
在抽水蓄能電站建設(shè)方面，青海也一直在積極論證和研究，2021年，青海省11個抽水蓄能電站被納入國家“十四五”重點實施計劃。記者從各方面了解到，格爾木南山口抽蓄電站、貴南哇讓抽蓄電站和同德抽蓄電站均已完成核準前工作，有望年內(nèi)至明年初陸續(xù)開工建設(shè)。
“抽蓄電站是目前最有效、最成熟的儲能方式，也是對新能源發(fā)展支撐最好的方式，100萬千瓦的抽水蓄能可以支撐400萬千瓦的新能源發(fā)電。”一位能源領(lǐng)域的專家認為，各種形式的儲能技術(shù)近年發(fā)展較快，比如壓縮空氣、光熱、電化學、抽水蓄能以及新能源制氫等，但目前已經(jīng)產(chǎn)業(yè)化的項目，主要是光熱、電化學和抽水蓄能等儲能形式。
2021年1月，青海省印發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》，明確要求，實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)，新建新能源項目儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2小時以上。同時，從優(yōu)先發(fā)揮儲能調(diào)峰效能、適度補貼電化學儲能設(shè)施運營等4個方面，出臺了12條具體措施。
儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨兩大挑戰(zhàn)
記者采訪發(fā)現(xiàn)，受市場環(huán)境的變化、行業(yè)系統(tǒng)規(guī)則缺乏和運營標準不健全等因素制約，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍面臨兩大挑戰(zhàn)。
一是儲能建設(shè)投資大成本高，電價機制尚不健全。在青海負責新能源開發(fā)的一位企業(yè)負責人告訴記者，目前以鋰電池為主的電化學儲能度電成本約在0.8元左右;抽水蓄能消耗4度電才能發(fā)3度電，度電綜合成本也在0.6元至0.7元之間，儲能電站電價成本高于光伏項目上網(wǎng)電價。抽水蓄能被行業(yè)普遍看好，但抽水蓄能電站投資更大。此外，抽水蓄能電站的建設(shè)還受到地理、環(huán)境等多方面的制約。
二是電化學儲能可靠性需進一步提高。業(yè)內(nèi)人士介紹，儲能是涉及多個學科、多方面專業(yè)的技術(shù)領(lǐng)域，包括系統(tǒng)控制、電氣安全、設(shè)備優(yōu)化等。隨著新型儲能電站增多，增加了儲能運營安全風險。黃河公司創(chuàng)新中心技術(shù)服務(wù)中心規(guī)劃及后評價室工作人員李憲認為，目前，保證儲能電站安全穩(wěn)定運行仍然是產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵因素。
專家提出三點建議
伴隨向碳達峰、碳中和目標推進，可再生能源發(fā)展?jié)摿薮?，針對儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展業(yè)內(nèi)人士給出三點建議：
首先是進一步推進電力市場化改革，優(yōu)化儲能資源配置，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)電源、儲能、電網(wǎng)和用戶系統(tǒng)利益，形成各方共贏的新能源產(chǎn)業(yè)鏈條。“當儲能規(guī)模與新能源項目實現(xiàn)平衡時，新能源就是穩(wěn)定、清潔、安全的優(yōu)質(zhì)能源。”華能集團青海分公司新能源項目主管田忠認為，應(yīng)從新能源規(guī)?；l(fā)展的角度，加快各類儲能關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，推動儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；?。在電網(wǎng)系統(tǒng)中布置大規(guī)模儲能系統(tǒng)，不僅可以在電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻中構(gòu)建起新能源高占比電網(wǎng)，還可以通過功率快速調(diào)節(jié)增強電網(wǎng)的安全性、靈活性。
其次是明確儲能電價補貼機制。受訪人士認為，可借鑒光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期通過電價補貼政策促進產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的方式，分類分地區(qū)出臺各種儲能發(fā)展優(yōu)惠政策，以保底的方式給投資方吃下“定心丸”，在促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展的同時，逐漸引導電化學儲能產(chǎn)業(yè)向市場化轉(zhuǎn)變。
最后，加快技術(shù)改造升級，降低儲能建設(shè)運營成本。李憲認為，成本也是目前儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵。目前儲能仍需要通過技術(shù)突破、模式創(chuàng)新來降低成本，以出臺政策鼓勵和引導新能源行業(yè)加強儲能技術(shù)研發(fā)投入;攻克關(guān)鍵技術(shù)，優(yōu)化系統(tǒng)集成，通過系統(tǒng)整合研究，提高儲能系統(tǒng)效率，降低運營成本。
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