儲能調峰技術強
近年來，風電、太陽能發電等新能源裝機、并網規模迅速增大。據統計，2017年底全國并網風電、太陽能發電裝機2.94億千瓦，占總裝機容量的16.5%。按照國家能源局的初步設想，到2035年，我國能源需求的增量全部由清潔能源提供；到2050年，可再生能源進入全面存量替代化石能源階段，在一次能源消費中的比重達60%，在電力消費中的比重達80%，成為能源供應的主體力量。
在此情況下，電網安全穩定運行面臨巨大壓力：峰谷差大，調峰容量不足；發輸變配設備損耗大，利用率低；電網迎峰度夏壓力大，供電不足；大規?？稍偕茉床⒕W，消納困難……常規能源的調峰能力已無法跟上新能源調峰需求增長的步伐，如何解決這些困難？
“現有的解決方案有火電機組深度調峰、抽水蓄能調峰、錯峰用電調峰和拉閘限電。”深圳市科陸電子科技股份有限公司副總工劉佳璐指出，“此外，儲能也可參與調峰。儲能可貫穿電力系統的各個環節，幫助未來電力系統維持時空平衡，將成為保證電力持續穩定供應的必然選擇。”
他介紹，我國近年來對電動汽車的推廣帶動了電池制造產業高速發展，目前國內的電池生產技術已十分成熟。同時，國家政策支持儲能技術與產業發展，支持儲能系統直接接入電網。這些都為儲能技術發展奠定了基礎。
記者從國網江蘇鎮江電力公司了解到，儲能系統在電力系統需要時，可以作為電源向電網輸送功率，也可以作為負荷從電網中吸收功率。利用儲能裝置在負荷高峰時期放電，在負荷低谷時期從電網充電，減少高峰負荷需求，從而達到改善負荷特性、參與系統調峰的目的。
初具應用成效
劉佳璐表示，目前儲能技術在發電側已有應用，獨立式儲能電站就是其中一種。在新能源發電集中地區的高電壓等級母線上，選擇合適地點建立獨立的電池儲能電站（ESS），ESS直接接受當地省級（或地區級）電網調度控制，省調（或地調）依據該母線各風電機組和太陽能電站的出力預測以及實時母線電壓、頻率等情況，控制ESS的充電和放電，達到平滑輸出、調峰、調頻的目的。
“鋰電池儲能電站調峰可減少發輸變配設備擴建，提高電網設備利用率、減小火電機組調峰以保護環境、平緩峰谷、減少線損，提高新能源消納能力。儲能電站可增加電網優質資產，經濟效益和社會效益明顯。”劉佳璐評價。
同時，儲能技術也可應用于電網側。據了解，為緩解江蘇鎮江地區2018年電網迎峰度夏的供電壓力，滿足江蘇電網的調峰調頻需求，提高電網的供電可靠性，使電網能夠安全經濟運行，并為未來新能源的規模開發創造條件，國網江蘇省電力公司在鎮江東部電網側建設了儲能工程。7月18日，鎮江電網儲能電站工程正式并網投運。該儲能電站總功率為10.1萬千瓦，總容量20.2萬千瓦時，是國內規模最大的電池儲能電站項目。
“鎮江儲能電站建設周期短、布點靈活，該電網側儲能以‘多充多放’的運行模式接受調度指令，調峰效果顯著。鎮江東部電網側儲能最大削峰10萬千瓦，7月19日東部電網訪晉分區受電最大負荷出現在晚峰21點，為191.77萬千瓦；7月20日，8個儲能站在21-22點執行滿功率放電，20日21點，東部電網訪晉分區受電負荷降為180.92萬千瓦，調峰效果明顯。”鎮江供電公司人員告訴記者。
此外，甘肅玉門也建成15兆瓦光伏/10兆瓦風電/10兆瓦儲能的虛擬發電示范工程，并實現并網發電。據了解，該工程利用風光儲多能協同控制技術實現新能源平滑穩定發電，驗證新能源的可控制性和可調度性，實現了多種儲能電池優化運行。
融資、投資是難點
儲能調峰技術是否具備推廣的可能性？冀北電科院新能源所所長劉輝告訴記者：“以鋰電池為代表的電化學儲能技術調峰在短期內難以形成規模，抽水蓄能電站是當前最佳的儲能調峰模式。在新能源高占比的地區電網調峰困難，配置電化學儲能參與調峰技術上完全可行，就是成本太高，在峰谷差價較高的地區已有一些示范應用。但大規模推廣還需解決收益模式的問題，國家應適時出臺相關的激勵政策。”
劉佳璐也表示，現階段儲能使用成本依然偏高，作為企業，投資回報周期長。在儲能技術成本相對較高的情況下，儲能項目收益主要依賴于地方電力服務補償機制，儲能項目的商業運營普遍存在不確定性，難以獲取足夠的社會資本進入。
此外，他還指出，不少儲能項目由于種種原因導致款項無法及時收回，催款已然代替銷售成為企業的主要工作。“如果款項無法及時收回，不僅會影響今年整體的利潤水平，而且對明年的生產及銷售規劃都會產生不利影響。一旦出現壞賬、死賬，設備企業所蒙受的損失將難以估計。”他舉例說，“某新能源項目由于遲遲沒有投運驗收，導致配套的儲能電站也無法按期收回款項，最后走了司法程序。”
“隨著電池原材料降價、生產工藝提高、帶來規模化效益，儲能成本下降是未來的趨勢。儲能除參與調峰外，還可以參與調頻、調壓等其他輔助服務，可通過多模式的綜合應用提高儲能收益，促進規模化發展。”劉輝說。
