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阳光电源吴家貌:我国储能产业面临的问题及相关建议

来源:电力决策与舆情参考 | 编辑:电力决策与舆情参考 | 2021年1月5日() | 打印内容 打印内容

在储能电站并网验收方面,对于储能系统并网验收建议综合考虑储能系统特性,建议参考南方电网验收标准建立严格的验收测试规范并严格实行;在储能系统并网验收中,建议明确储能系统中关键参数以及验收集体实施标准和方法;加强储能系统的可调度性能测试,确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。

二是推动1500V等高效技术大规模应用。目前光伏电站采用1500V系统电压较为普遍,但国内储能系统多采用1000V电压等级,技术先进性有待提升。目前德国等海外市场大规模应用1500V储能解决方案,占比超过80%,技术已非常成熟。储能系统提升至1500V电压后,能量密度、功率密度可提升35%以上,系统成本降低5%以上,系统效率提高0.3%以上,降本增效效果十分明显。

三是建立完善储能价值评价体系。应努力为储能产业构建一个公平的政策环境,通过完善的市场机制体现储能的多重价值。要基于储能受益对象识别方法,研究发电、电网、用户等多元受益主体间的价值分摊技术,并提出适合不同储能应用场景的储能价值评估方法,为储能价值量化评估提供新思路。

四是制定储能电价政策。逐步建立终端峰谷电价动态调整机制,在有条件的地区加快探索储能容量电费机制,试点储能容量市场。在此基础上,可以重点培育“第三方独立辅助服务提供者”市场角色;探索、试点辅助服务参与方从发电侧延伸至用户侧的新机制。

五是明确独立储能设施并网、接入方式,允许其作为独立市场主体开展运营。当前储能系统主要运营方式是与发电机组联合,从系统整体看作为发电企业的一部分,利用调频、调峰等功能获益。相比国外,我国当前储能系统缺乏作为独立市场主体运营实践,限制了储能技术的灵活应用,不利于从全系统角度优化配置和调用储能。建议不同容量的独立储能站,可接入不同电压等级,希翼得到公平调度和公平报价。

六是建议各省区政策保持稳定性和可持续性。一些省份电力辅助服务政策频繁调整,给整个产业的投资带来了较大的风险。在储能技术还尚未充分验证和迭代的情况下,企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上,频繁的政策变动让投资者都在追求“快进快出”,不利于行业的长远发展。

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