储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景.doc

储能在发电侧调峰调频服务中的应用现状和前景摘要作为清洁的可再生发电资源，光伏和风电的装机在经历着快速的发展的同时，也面临着弃风、弃光和可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的研发和示范应用，储能已经被认为是解决这些问题的关键技术。本文主要论述了储能在电力调峰调频领域的应用现状以及发展前景，并建议通过出台支持政策和建立合理的市场机制，使得储能在电力调峰调频领域大有可为。关键词可再生能源消纳、储能技术、电力调峰调频、价格机制、政策补贴引言2010年以来，储能技术开启了在电力系统的示范应用，张北风光储输一体化项目、龙源法库卧牛石风电场储能电站项目、深圳宝清电站、东福山海岛储能项目等都备受瞩目。经过5年多的技术和应用验证，技术成熟度和应用效果得到了广泛的认同，储能的行业认知度也逐步提高。但储能的发展从来不能孤立存在，而是要与市场需求紧密相关。进入“十三五”以来，我国正在形成一个能源发展的新格局，深入推进能源革命、加速能源结构转型、提高能源利用效率都已经成为新时代的新任务。电力是我国能源战略转型的重点，2015年3月开始的新一轮电力体制改革的主要工作集中在推动大规模可再生能源消纳和售电改革等方面。在新的电力市场发展环境下，作为重要的调峰调频资源，储能技术将在加强电力调节能力、增强电网的灵活性以及促进集中式和分布式可再生能源并网消纳等发面发挥重要作用。本文将对储能在电力调峰调频服务中的应用价值和应用前景进行重点分析探讨。1储能参与电力调峰调频服务可以增强电网的调节能力促进可再生能源消纳1.1风电和光伏的快速发展给并网消纳造成了困难以风电和太阳能光伏为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。在今年9月13日举办的《可再生能源法》实施十周年座谈会上，国家能源局新能源与可再生能源司司长朱明提出了已经初步确立的“十三五”时期的可再生能源发展目标，到2020年，力争光伏发电达到1.5亿千瓦（150GW），光热发电达到500万千瓦（50GW），风电达到2.5亿千瓦（250GW）；可再生能源电源在2020年的发电装机比例将超过20%。快速增加的可再生能源装机量为我国电力行业的发展带来了一近一远两个问题，即现阶段的高比例弃风弃光问题和未来电网对大比例可再生能源并网消纳的调节问题。2015年，虽然我国的风电和光伏发电总量占总发电量的比例只有4%左右，但多个地区已面临非常严峻的可再生能源发电消纳问题，弃风、弃光问题突出，造成了巨大的损失和负面影响；据统计截止到2016年前六个月，我国弃风率达到21%；局部地区弃风弃光更加严重，以甘肃为例，2015年，弃风率39%，弃光率31%。我国是用电大国，电力装机容量在2013年超越美国成为全球第一大国（当年电力装机容量为12.47亿千瓦[1]；风电和光伏的装机规模也位列全球首位（截止2015年底，风电和光伏装机分别为12830万千瓦和4158万千瓦）[2]。就电源结构而言，火电不仅是我国最主要的发电电源（2015年底发电占比63.2%）；而且在抽水蓄能、燃气电站等调峰电源比例较低的现状下，火电还要承担起电力调峰调频的任务；此外在供暖期火电还要兼顾供热任务。火电的多重角色使其难以发挥调峰作用。随着电源结构调整，可再生能源发电比例持续增高，必然导致“三北”地区供暖季调峰资源匮乏，继而给大规模可再生能源的并网消纳造成一定困难。表1我国2012-2016上半年弃风电量与弃风率统计图12015和2020年发电电源结构构成[3]注：此图中2015年光伏和风电装机量为并网装机量。1.2我国现有的调峰调频资源有限，储能的参与成为热点2006年11月，原国家电监会印发了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，随后，在此《办法》规定下，东北、西北、华北、华中、华东以及南方电监局相继出台各区域《发电厂并网运行管理细则》以及《并网发电厂辅助服务管理细则》（以下简称《两个细则》），中国的电力辅助服务市场开启，调峰是其中重要的一项服务。《两个细则》对我国辅助服务市场的发展有很大的推动作用。近几年，随着能源结构调整、风力和光伏发电并网量的迅速增加，我国电力调峰调频服务面临几个问题，包括：电网峰谷差扩大，系统调峰容量不足；大型火电机组的频繁启停造成资源浪费，磨损大、煤耗高、不安全、不经济；抽水蓄能电站的总装机量不足（抽蓄装机容量仅为全部装机容量的1.5%，而此数据在日本为10%）；需求侧管理错峰用电方式不够普及等[4]。未来高效、智能电网的发展要求建设大量分布式和可再生能源接入电网，而电网接收消纳可再生能源的能力很大程度上取决于电力系统整体结构，特别是调峰能力。2014年中国能建集团广东省电力设计研究院进行了一项研究，研究对南方电网2020年调峰调频电源需求进行建模预测，得出的结论为，系统需要的调峰调频容量为114506MW。考虑到未来小容量