随着平价时代的到来，无论是微电网中的分布式能源、或是集中式新能源电站，都会持续大规模发展。但是新能源在电力系统中的地位和责任还未实现平等，储能是新能源由平价转平等的关键。不过新能源配储能似乎都是一项“甜蜜的负担”，特变电工新能源正在通过新一代储能产品及解决方案打破这一局面。
文丨北极星储能网
作者丨清稚
2020 SNEC展会上，特变电工新疆新能源股份有限公司（下称“特变电工新能源”）全资子公司特变电工西安电气科技有限公司微网产品线总经理黄浪博士在谈到微电网与储能的发展时表示：随着储能成本快速下降、微电网市场化指日可待；而随着相关政策出台，电源侧储能市场的爆发可能就发生在今年到明年年底。
7月21日，国家工信部等六部委联合发布智能光伏试点示范项目名单，其中特变电工西安产业园源网荷储协调型微网示范工程等微电网项目入选。新一批示范项目的出现也让“微电网”再次受到关注。自2017年国家能源局发布首批微电网示范项目以来，业内对微电网期待值一直很高。2018年江苏发改委曾发布促进分布式能源微电网发展的指导意见，计划2020年建成20个微电网示范项目。国家能源局也发文提到供电企业不得拒绝或拖延接入微电网、分布式能源项目，为微电网项目提供便利。然而相较于国外蓬勃发展的趋势，国内的微电网实际发展却似乎一直处于“雷声大雨点小”的尴尬境地。据特变电工新能源黄浪博士介绍，造成国内外微电网市场发展形势不同的原因主要在于我国的大电网足够坚强可靠，我们国家虽幅员辽阔但大电网覆盖率已达到99%，仅有一些军事基地和偏远海岛会有离网型微电网的需求。而像非洲等很多国家地区大电网没有覆盖的区域对微电网市场需求量比较大。不过，由于我国分布式能源市场容量很大，大量的分布式发电并网给电网带来诸多困难，而这些问题可以由并网型微电网能通过源网荷储协调解决，黄浪博士说“所以国内并网型微电网市场容量极大，但是目前并网型微电网还未达到商业化成熟阶段，还没达到真正大规模市场化的时间点”。影响微电网“商业化”进程的，主要原因可能还是在储能。从市场价值来看，微电网可以提供需求侧响应等电力辅助服务、辅助调节电网稳定性，但现阶段我国电力市场还不完善，价格机制不成熟，电价无法反应真实的供需关系，导致微电网的价值没有得到充分体现。而从构成来看，微电网成本主要来自分布式发电和储能。目前分布式发电已经接近实现了平价，所以储能成本成为影响微电网项目成本的关键因素。“不过今年储能成本下降很快，微电网市场化指日可待。” 黄浪对微电网未来发展充满信心。储能一直被认为是有非常有潜力的电力技术，微电网中的储能除了可以储存光伏弃电、提高新能源发电自发自用率，以及降低配电容量、改并利用峰谷电价差节约电费成本，特别重要的是帮助平滑分布式发电的输出功率波动，改善供电质量。此外在大电网停电时，储能还可以作为紧急备用电源支撑微电网的电压频率。黄浪博士称：“微电网和储能一定是多价值叠加的，一定要把它的多功能发挥出来。”尽管微电网产业上下游不够健全，但是针对市场和客户的需求，特变电工新能源采取了相对开放的商业模式，一方面根据客户需求提供项目开发、投融资、以及EPC/BOO/BOT等服务，另一方面特变电工新能源旗下的西科公司潜心攻克技术难关，提供更具成本优势的核心设备和解决方案，为客户也为企业带来了较好的经济收益。被戏称为“电老虎”的数据中心，是微电网重要应用场景之一，广东东莞南网工业园区级数据中心的交直流混合微网项目，采用了特变电工新能源的四端口交直流混合电能路由器，解决了数据中心配电效率和容量问题、节约电费成效显著。近期入选工信部示范项目名单的特变电工西安产业园光储充微网项目，也是实现微电网商业化应用的典型案例。该项目配置2MWp光伏、1MW/1MWh锂电池储能系统以及960kW的充电桩，而据黄浪介绍，该项目最大特色在于运用了智能的能量管理系统做优化协调，提升了光伏自发自用率，同时利用储能系统进行峰谷价差套利，实现了基本容量电费和电度电费双降，此外空调和电动汽车等负荷侧还能参与微电网内电力需求侧响应，让项目整体经济效益十分可观，对比原配电系统每年节约用电量约172.3万kWh，综合用电成本可降低60%以上，对比只含光储系统的传统方案电费减少了10.5%，项目投资收益率也提升了11.7%。近期，特变电工新能源还结合当前微电网发展遇到的问题推出了“一核、两驱、X场景”的智能微网解决方案，将其研发的电能路由器、能量管理系统、储能系统等多种优势产品进行有机结合，可应用于工商业园区、数据中心、海岛、无电地区等多种场景。而在分布式发电之外，集中式新能源电站配储能的需求也日益明显。自新疆率先发布光伏储能联合运行示范项目后，今年已有十多个省份鼓励或要求新增的光伏风电项目配置储能， 国家能源集团、国家电投、华能、华电等几大发电集团纷纷着手开展了多个光伏电站配储能项目的招标。对此，黄浪表示：“新能源配储能的趋势是一个必然。”随着新能源发电占比提升、电网的‘野孩子’增多，新能源的波动性、间歇性与随机性给电网稳定性带来的压力日益增大，并且用电侧电动汽车充电等也存在随机性，提高了电网的调控难度，而储能正可以解决电力系统不同时间尺度的平衡问题。“储能在新能源发电侧可以发挥调峰、调频、调压、平滑频率波动、提高预测精度等多种功能，这种优势是与新能源天然劣势是互补的。” 黄浪认为，随着各地政策的出台，电源侧储能市场的爆发可能就发生在今年到明年年底。但目前对于刚刚接近实现平价上网的新能源发电企业来说还无法承受储能成本，而且没有辅助服务市场政策的支持，储能很多功能无法实现、项目成本无法有效回收，“配储能”甚至成为了新能源发电企业的负担。面对这样的“储能成本”之痛，特变电工新能源认为提高电压等级、提高系统容量是降低成本的比较行之有效的方式。2020年SNEC展会上特变电工新能源隆重推出直流电压1500V、单机容量最大的1500kW储能变流器，产品兼具低成本、高效率、友好性、多功能等众多优势，可应用于发电侧、电网侧储能系统，为实现储能的商业化注入了新动能。据了解，目前国内储能系统的直流电压大多在1000V以下，而特变电工新能源的1500V储能变流器最大转换效率可达99%，单瓦成本比1000V储能变流器降低了10%。而特变电工新能源同期推出的搭配这款储能变流器的3MW大容量储能一体化机，能够通过虚拟同步机技术实现惯量响应、一二次调频调压、调峰、平滑波动、预测补偿等多种功能，能发挥出储能的多价值叠加的特点，促进储能系统LCOE成本降低3.2%。
特变电工新能源公司认为，新能源要想大规模发展，必然将由平价时代转为平价且平等时代，新能源电站应通过配置储能的方式，提高并网友好性，并为电网提供辅助服务。随着储能的LCOE成本不断降低，国内电力市场的不断完善，必将促进新能源平价且平等入网。未来，特变电工新能源也将以整体解决方案为主体，以低成本、高效率、高可靠为目标，加快电网侧和电源侧储能布局，进一步推动能源生产和消费形式的变革。
（文章转载自北极星储能网）
