为更好地推动我国能源高质量发展，中国能源研究会在北京国际会议中心召开以“中国能源高质量发展”为主题的年会。其中中国能源研究会储能专业委员会于8日下午举办此次年会的分论坛，主题为“储能技术创新与热点市场实践交流”。

　　会上，青海能高新能源有限公司、北京能高自动化技术股份有限公司副总经理李岩作“发电侧储能技术和应用实践”主题报告，以下为报告全文。

　　李岩：

　　今天重点谈一下发电侧储能，风力发电和光伏发电有相当大比例的电量由于限发没发并网，所以发电侧储能应运而生。工作原理很简单，主要起到移峰，对限制的电量通过储能方式储存起来，在非限制时间放出去，提升风光发电的控制特性和电网友好性。原理很简单。

　　在实际工作中，有以下几种方案：

　　一、光伏电场接入储能有两种方式：

　　1、高压交流接入的方式；在光伏电站里面建一个集中式的储能电站，这种方式容量配置比较灵活，可以作为独立的储能电站参与电网的调度，可以参与电网辅助服务。

　　缺点，作为一个独立的电源接入电网，需要做电网接入手续，比较麻烦。

　　另外，因为通过升压，电能多级变换，整个的效率比较低一些。

　　2、直流侧接入的方式，电池通过DCDC直流变换器接入原光伏逆变器的直流侧。

　　我们现在从几十千瓦到500千瓦全系列双向直流变换器。已经解决了直流变换器与原有光伏逆变器的耦合问题，跟调度系统通讯的问题目前都解决了。之前这个问题存在的时候，会造成输出口的功率震荡。

　　风电接入储能有两种方式，一种跟光伏类似，建设一套独立的储能电站，接入高压交流母线。

　　另外一种方式，通过PCS交流侧690V，直接接入每个风机下面的升压变低压侧。这两种方式各有优劣，高压的接入方式有好处，可以作为独立电站参与电网调度；同时，与风机的耦合度比较低，系统控制简单一些，可靠性高。但是它带来的问题需要一套升压系统，硬件成本比较高，也涉及到电网的接入问题。

　　低压接入，首先硬件成本低一些，储能跟风机的耦合度高，有谐振的风险。交流侧输出是690V，对直流侧电压有个新要求需要1000V以上，这对电池提出一些新要求，或者加上一级直流变换把电圧抬上去，也会带来成本增加。低压侧的效率，我们认为高一些。

　　刚才讲的是一套标准方案设计，下面介绍几个已经开始着手的项目。这是两个光伏项目，一个在格尔木，一个是在乌兰铜普。限电率20%，1.15元的电价，限电率比较高，对整个光伏电站效益有很大影响。我们同时设计了高压侧交流介入的方案和直流侧介入的方案，经过对比，只有测方案效益更好。我们采用的是标准集装箱式的产品。

　　这个项目之所以有一定的可行性，还是因为刚才说的1.15块电价是个强有力支撑。后续并网的电站电价低，效益会差很多。早期2010年左右的那些光伏电站电价高，我们把初步投资算了一下，效果还算不错。

　　风电厂储能项目，这是东北的一个风电厂，初步设想建一个16MWh的储能电站，分8个单元，每个单元2MWh，采取集装箱式的方式。我们选择的是高压侧接入的方式，在提高风力发电接入比例的同时可以作为一个独立储能电站参与电网的调度和辅助服务

　　储能发展到现在，技术上已经有了很大的突破。这个项目现在来讲，我们感觉它的可行性基本点仍然是电价机制，风电电价不高，也就是5毛钱。这个项目的可行性关键点，是由于风电厂加了一套储能装置，在限电率上给了一定奖励补偿，所以把整个综合效益视同为储能给带来的，所以从经营模型上，刚刚能做得下去。

　　能高是做变流器设备和总承包，希望面对更多投资方能够落地立项的项目。在投资方面，我们会重关注几个问题，通过优化设计降低投资成本提升系统效率，提升系统收益率。支撑更多的项目具备经济可行性和技术可行性。

　　如果仅仅是提高接入比例，靠标杆电价来补偿储能收益，事实上5毛钱左右的电价，对储能来说是不够的，经济模型是不成立的。

　　在工作实践中，我们也想提个建议，希望能对储能行业有所帮助。

　　如果发电侧，风光电厂加入储能，建议电网优先调度，降低限电率，比同区域其他没有配置储能的项目的可以多调度。对于新获批的项目，如果同时配置储能，在指标获取、备案上要有一定优先权。发电侧独立储能电站要参与电网的调频调峰服务，在电网的辅助服务当中，获得收益补偿。通过这几种方式能够使得储能带来更大的价值，进一步促进储能项目的经济可行性。

　　我们也鼓励发展电网侧的储能，有一位专家提到，电网应该要参与投资，现在青海电网已经开始在做电网侧储能。

　　尽管储能行业从整体形式上一片看好，但是在具体工作中仍然存在一些很大的问题，焦点还是成本，安全性，以及价格机制所带来的收益性问题。我们认为这些问题在各级领导协会以及业界同仁共同的努力下一定会逐步改善！