光储系统应用技术路线分析-新消息

发布时间:2022-10-25 19:47:42
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来源:上能电气 智汇光伏
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一、光储系统的概念与作用


【资料图】

光储系统就是由光伏设备和储能设备组成的新能源发电系统。目前,储能在光伏系统内的应用场景有四个,如下图所示。

光伏配储能的一个最重要的作用,就是提高电力系统可靠性,保持整个电力系统的输出稳定。同时,还可以提供能量的备用,提高光伏发电发电利用小时数,提升项目的收益。

二、储能系统的四种应用场景

储能的四种场景的划分是基于储能系统的安装位置、投资方。

1、按安装位置划分

第一种:在光伏发电的直流侧,由光伏投资放投资。光伏系统发出直流电之后,直接进入储能系统。

第二种:光伏发电的交流侧,由光伏投资放投资。既可以在发电厂内的交流侧,也可以用发电企业建设在发电厂外的交流侧。

第三种:由电网主导投资、建设的电网侧。

第四种:工商业和用户投资、建设的负荷侧。

在发输配用三个环节里,

发电侧的光伏发电系统的储能电站:既可以与光伏组件一起,并联于逆变器的直流侧;也可以建设光伏电站内与光伏逆变器共同使用一块上网电表;还可以建设在光伏电站外,储能电站独享一块上网电表。

在输配电侧,主要是由电网主导的需求,由电网主导建设。

在用户侧,主要是以工商业用户、家庭用户建设光储电站。

2、四种场景的主要作用

发电侧主要用于平抑新能源的波动,跟踪电网的发电计划,缓解弃风弃光。

输配电侧主要是保证电网的安全可靠运行,参与电网的调峰、调频、黑启动等电网辅助服务。

用户侧主要适用于峰谷套利、动态增容、需求侧响应。峰谷套利是由于用户侧的工商业电价是有峰谷电价,在谷时充电、峰时放电,减少了在峰值时间段向电网买电的成本。

三、四种应用场景的优缺点介绍

1、储能应用场景---发电直流侧

1)适用场景

新建容配比较高,电站直流侧限发严重

光伏出力波动大,电能质量较差的电站

无额外并网点,不具备接入条件的电站

2)优点

减少弃光,提高设备可利用率

可为光伏输出发力,补充光照弱时的功率不足

提高电站可利用小时数,增加收益

分散布置,无需土地审批流程

无需单独入网手续,建设周期短

3)缺点

国内直流侧储能暂时不能作为光伏配储指标

国内光伏上网电价低,仅依靠电价难以支撑成本

光伏场区分散布置,运维困难

图片

2、储能应用场景---发电交流侧(新能源站站内)

1)适用场景

单体电站规模较大

收益模式暂不明确,成本是首要考虑

满足并网要求,控制精度可靠性要求高

2)优点

促进新能源消纳

作为电网支撑点,提升电网稳定性

3)缺点

在电网末端接入,对系统辅助服务作用不明显,电网调度意愿不高,辅助服务收益困难。

系统使用率低,价值发挥不明显

3、储能应用场景---发电交流侧(站外:独立储能)

1)适用场景

单体电站规模大

收益模式多样化,系统可用率逐渐得到重视

满足并网要求,控制精度可靠性要求高

2)优点

可以满足配储要求

规模化建设,系统成本低

独立运营,专业度更强

收益来源多样化,适合市场化发展

3)缺点

暂无明显缺点

4、储能应用场景--电网侧

1)适用场景

单体电站规模大

收益模式相对电源侧较高,成本不是决定性因素

满足电网调度要求,系统可靠性、运维便捷性要求高

2)优点

作为备用容量,参与电网调度

参与电力现货交易,推进智能电网发展

3)缺点

没有固定的收益模式

针对电网侧的政策不明朗

5、储能应用场景---用户侧

1)适用场景

单体电站规模较小

主要盈利模式为峰谷套利,追求单Wh收益。对容量利用率比较敏感。

控制逻辑简单

2)优点

提高光伏发电收益

动态增容,缓解电网端负荷压力

价值套利,提供辅助服务(调频、黑启动)

参与需求相应市场

3)缺点

收益模式单一

电价政策存在不确定性

四、储能系统四种应用场景的实际案例

4、上能项目---负荷侧

五、储能系统四种应用场景的对比分析

六、2022年储能政策分析

1、中国、美国重点储能政策

储能政策除了中国的政策外,还着重介绍美国的储能政策。因为目前储能项目收益、商业模式最好的国家是美国。

同时,从每年建设的储能项目规模来看,中国、美国是两个最大的国家。

中国的储能的配套政策已经非常多,下表列了近期主要的几个储能政策;

众多国家级的政策对于储能都提出了积极推进、大力发展以及规模化应用等意见,但是缺乏储能收益模式或者储能的定价策略,或者说储能的蛋糕从哪里来的政策?因此,中国的储能市场,虽然发展很快,建设规模很大,但是依然缺乏明晰的商业模式。

美国的《2万亿美元基础建设计划》和《长期储能公关计划》,也是针对储能行业,涉及了大量的政策,同时也提供了相应的模式。

2、关于独立储能政策

今年,国家发展改革委、国家能源局下发《进一步推动新型储能参与电力市场和电力运营的通知》,已经给出了新能储能参与电力市场的服务的相关的政策、原则。

然而,目前各地都没有出台实施细则。核心的原因在于,储能的成本谁来承担?

让从新能源发电企业承担,新能源发电的成本就太重了!让电网企业承担,目前政策下,电网企业的投资成本也无法疏导。

根据未来的发展趋势,我们判断,未来储能的投资成本可以来源于三方面:

1、新能源成本的下降

随着新能源的技术发展,新能源的系统成本、度电成本都会下降,新能源的发电成本与火力发电和水力发电成本之间差价,可以成为储能成本的一个来源。

2、用户侧峰谷电价差的拉大

工商业峰谷电价的拉大,也会给储能投资带来空间。

3、用户侧电价的上升

中国社会整体电价的上涨,也将给储能投资带来空间。

七、独立共享储能将成为未来增长助力

上图是以湖南和山东两个省共享储能(独立共享)为例。共享是因为投资方不止一个。

整个储能的发展还是依赖于产业界的成本下降。能够明确,中国储能市场在未来三到五年内,独立储能应该是最重要的形式。其他形式也会长期存在,但独立储能相对发展更快!

标签: 辅助服务 电网调度 峰谷电价

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