為更好地推動我國能源高質量發展，中國能源研究會在北京國際會議中心召開以“中國能源高質量發展”為主題的年會。其中中國能源研究會儲能專業委員會于8日下午舉辦此次年會的分論壇，主題為“儲能技術創新與熱點市場實踐交流”。

　　會上，青海能高新能源有限公司、北京能高自動化技術股份有限公司副總經理李巖作“發電側儲能技術和應用實踐”主題報告，以下為報告全文。

　　李巖：

　　今天重點談一下發電側儲能，風力發電和光伏發電有相當大比例的電量由于限發沒發并網，所以發電側儲能應運而生。工作原理很簡單，主要起到移峰，對限制的電量通過儲能方式儲存起來，在非限制時間放出去，提升風光發電的控制特性和電網友好性。原理很簡單。

　　在實際工作中，有以下幾種方案：

　　一、光伏電場接入儲能有兩種方式：

　　1、高壓交流接入的方式；在光伏電站里面建一個集中式的儲能電站，這種方式容量配置比較靈活，可以作為獨立的儲能電站參與電網的調度，可以參與電網輔助服務。

　　缺點，作為一個獨立的電源接入電網，需要做電網接入手續，比較麻煩。

　　另外，因為通過升壓，電能多級變換，整個的效率比較低一些。

　　2、直流側接入的方式，電池通過DCDC直流變換器接入原光伏逆變器的直流側。

　　我們現在從幾十千瓦到500千瓦全系列雙向直流變換器。已經解決了直流變換器與原有光伏逆變器的耦合問題，跟調度系統通訊的問題目前都解決了。之前這個問題存在的時候，會造成輸出口的功率震蕩。

　　風電接入儲能有兩種方式，一種跟光伏類似，建設一套獨立的儲能電站，接入高壓交流母線。

　　另外一種方式，通過PCS交流側690V，直接接入每個風機下面的升壓變低壓側。這兩種方式各有優劣，高壓的接入方式有好處，可以作為獨立電站參與電網調度；同時，與風機的耦合度比較低，系統控制簡單一些，可靠性高。但是它帶來的問題需要一套升壓系統，硬件成本比較高，也涉及到電網的接入問題。

　　低壓接入，首先硬件成本低一些，儲能跟風機的耦合度高，有諧振的風險。交流側輸出是690V，對直流側電壓有個新要求需要1000V以上，這對電池提出一些新要求，或者加上一級直流變換把電圧抬上去，也會帶來成本增加。低壓側的效率，我們認為高一些。

　　剛才講的是一套標準方案設計，下面介紹幾個已經開始著手的項目。這是兩個光伏項目，一個在格爾木，一個是在烏蘭銅普。限電率20%，1.15元的電價，限電率比較高，對整個光伏電站效益有很大影響。我們同時設計了高壓側交流介入的方案和直流側介入的方案，經過對比，只有測方案效益更好。我們采用的是標準集裝箱式的產品。

　　這個項目之所以有一定的可行性，還是因為剛才說的1.15塊電價是個強有力支撐。后續并網的電站電價低，效益會差很多。早期2010年左右的那些光伏電站電價高，我們把初步投資算了一下，效果還算不錯。

　　風電廠儲能項目，這是東北的一個風電廠，初步設想建一個16MWh的儲能電站，分8個單元，每個單元2MWh，采取集裝箱式的方式。我們選擇的是高壓側接入的方式，在提高風力發電接入比例的同時可以作為一個獨立儲能電站參與電網的調度和輔助服務

　　儲能發展到現在，技術上已經有了很大的突破。這個項目現在來講，我們感覺它的可行性基本點仍然是電價機制，風電電價不高，也就是5毛錢。這個項目的可行性關鍵點，是由于風電廠加了一套儲能裝置，在限電率上給了一定獎勵補償，所以把整個綜合效益視同為儲能給帶來的，所以從經營模型上，剛剛能做得下去。

　　能高是做變流器設備和總承包，希望面對更多投資方能夠落地立項的項目。在投資方面，我們會重關注幾個問題，通過優化設計降低投資成本提升系統效率，提升系統收益率。支撐更多的項目具備經濟可行性和技術可行性。

　　如果僅僅是提高接入比例，靠標桿電價來補償儲能收益，事實上5毛錢左右的電價，對儲能來說是不夠的，經濟模型是不成立的。

　　在工作實踐中，我們也想提個建議，希望能對儲能行業有所幫助。

　　如果發電側，風光電廠加入儲能，建議電網優先調度，降低限電率，比同區域其他沒有配置儲能的項目的可以多調度。對于新獲批的項目，如果同時配置儲能，在指標獲取、備案上要有一定優先權。發電側獨立儲能電站要參與電網的調頻調峰服務，在電網的輔助服務當中，獲得收益補償。通過這幾種方式能夠使得儲能帶來更大的價值，進一步促進儲能項目的經濟可行性。

　　我們也鼓勵發展電網側的儲能，有一位專家提到，電網應該要參與投資，現在青海電網已經開始在做電網側儲能。

　　盡管儲能行業從整體形式上一片看好，但是在具體工作中仍然存在一些很大的問題，焦點還是成本，安全性，以及價格機制所帶來的收益性問題。我們認為這些問題在各級領導協會以及業界同仁共同的努力下一定會逐步改善！