中国储能网讯:“储能现在处于黎明前的阶段,需要储能技术不断突破,降低储能成本,寻找商业模式。随着国家相关部门对可再生能源的政策更加完善,储能将在发电侧可再生能源消纳、分布式能源系统商业化应用问题等方面发挥关键作用,相信储能的春天很快就会到来。”10月20日,国家发展和改革委员会国际能源研究所所长王进在“2016发电侧储能技术商业化应用论坛”上表示。

电企试水储能各种技术路线

“目前,储能市场进入大胆尝试期,市场存在很大的不确定性,但总体偏乐观。”江苏中天科技股份有限公司储能副总工程师叶剑斐在大会上表示。

“我们尝试了很多储能技术路线,目前在从事全钒液流电池、锂离子电池和铅酸、铅碳电池以及压缩空气储能技术的可行性研究等工作,已经取得了一定的成果。”中国华能集团清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义表示。该公司的示范项目在逆变器的直流侧增加储能系统,通过能量搬移的方法将限电导致的损失能量进行存储,能够显著降低成本,提高光伏电站的经济效益。

又如,南都电源研发的铅炭电池产品目前已被应用在多个国内储能示范项目中,如东福山岛风光柴储能电站及海水淡化系统、新疆吐鲁番新能源城市微电网示范工程、浙江鹿西岛新能源微网储能等。

在其他电池储能方面,中科院大连化物所自主研发的2千瓦全钒液流储能电池已成功实现1万次以上的充/放电循环,电池模块的能量效率未见明显衰减。上海市神力科技有限公司采用国产非氟高分子聚合物成功研制了钒电池用离子膜,可替代进口的专用离子膜,投入运行国内首台5~10 千瓦高性能全钒液流储能电池(VRB)样机,其储能效率达到70%。

“正是由于各方企业的示范应用与探索,我国储能市场有了迅猛发展,截至2010年底时,我国储能累计装机规模为2.4兆瓦,累计投运项目为11个。到现在,截至到2015年底,累计装机规模已经达105.5兆瓦,累计投运项目118个,而全球储能累计装机也不过946.8兆瓦,显然中国储能市场已经有了量的飞跃。”中关村储能产业技术联盟秘书长张静给出了一组数据。

储能商业模式离不开健全的电力市场

“大规模可再生能源并网领域,储能应用的收益衡量仍然存在困难,新收益点有待于挖掘。表现为储能系统初始投资和运行维护费用相对较高,储能项目容量远小于风电场弃风量,跟踪计划出力效果难以有效量化评估,社会资本在参与过程中仍存在较多顾虑等。”中关村储能产业技术联盟秘书长张静道出了目前储能商业化的困境。

叶剑斐也有相同观点,目前,储能方面多种技术并存,孰优孰劣各执一词,缺少时间检验,而同一技术,产品性能因供应商而异,而且差别很大。这也是成为储能商业化的障碍。

此外,储能为电力系统提供的服务没有回报,缺乏价值体现的机制。储能辅助服务应用价值难以量化,如调峰、调频、调压、黑启动等电力辅助功能没有量化的服务费用;提高可再生能源的友好接入没有直接量化的收益。

从短期来看,储能产业发展,需要扶持政策的刺激,从中长期看,储能产业需要不断进行技术突破,提升安全性、使用寿命等多项指标,此外,储能产业的健康发展,离不开成熟健全的电力市场。

“未来需要构建补偿机制,量化储能受益,挖掘潜在的收益点。潜在的收益点可以是储能参与电网深度调峰、辅助服务等。希望国家能给予一定的鼓励措施,如准许参与电力辅助服务市场,制定调峰调频补偿标准,实施风电质量奖励机制,友好型风电场优先并网调度等,来体现储能的盈利点。”张静给出了储能未来发展的建议。

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