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CIES2024|| 中能建浙江院刘建波:新型储能技术路线、开发建设流程及商业模式分析

来源: 聚展网 2024-04-03 18:01:55 164 分类: 游艇资讯

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数字储能网讯:

数字储能网讯 3 10-13 日,由工业和信息化部节能与综合利用司指导,中国化学与物理电源行业协会主办并联合 500 余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会(简称“ CIES ”)在杭州国际博览中心召开。

CIES 大会以“共建储能生态链,共创储能新发展”为主题,针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨,分享可持续发展政策机制、资本市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的 2011 余家产业链供应链企业, 53417 位线上注册嘉宾将参加本届 CIES 大会,储能网视频号线上直播 11 万人参与观看与交流。其中 300 余家企业集中展示了储能产品,涵盖系统集成、电芯、 PCS BMS 、集装箱、消防、检测认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。

3 12 日下午, 中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司综合能源部副主任刘建波 在新型电力系统与储能电站建设专场分享了主题报告,报告题目《 型储能技术路线、开发建设流程及商业模式分析 》。以下为报告主要内容:

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刘建波:大家下午好!我来自于中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司。

设计单位的工作贯穿于工程项目的全过程,所以工程建设中遇到的问题都会有所涉及。今天的分享的有些问题对业内同行来说属于老生常谈,但对新参与储能项目的新同行还不太了解,所以今天的介绍更多的是普及工作。我分享的题目是新型储能技术路线开发建设流程和政策梳理。

主要分为四个部分:

第一,新型储能的需求。

第二,新型储能项目开发建设一般流程。

第三,新型储能项目典型架构。

第四,新型储能项目政策梳理。

新型储能发展的为什么这么好,在此不做赘述。在这里就国家层面和省级层面对储能的需求数据给大家做一个分享。

首先是国家层面,国家层面的需求数据有两个:

第一,国家发改委、能源局发布的《关于加快推进新型储能发展指导意见》,提到 2025 年新型储能装机目标为 3000 万千瓦以上。

第二,电规总院发布《电网侧新型储能发展需求分析》,将新型储能归纳为四个作用:

一是支撑电力保供。

二是提高系统调节能力。

三是支撑新能源高比例外送。

四是替代输电工程投资。

将不同区域、四个需求进行整理汇总,测算得出全国“十四五”期间新型储能是 5500 万千瓦,时长是 1-4 个小时。

其次是省级层面。目前,全国已有十几个省份明确提出了储能发展规划。对浙江省来说,根据《浙江省能源发展“十四五”规划》,“十四五”期间新型储能装机规模的目标 300 万千瓦。

此外,目前全国有二十几个省份发布了新能源配储的要求。大部分都是要求按新能源装机比例的 10%-20% 配置储能。目前,新型储能允许异地配置,对于没有建设储能的新能源项目,需要优先租赁首批新型示范项目中的电网侧储能,来满足配置的要求。

接下来讲一下新型储能项目建设开发一般流程,因为很多想投资建设新型储能项目的业主往往不太清楚整个过程是怎么样的,我带大家简单梳理一下。大致分为 7 个阶段:

1 )项目前期考察阶段。

2 )项目建设前期资料和批复文件。

3 )项目初步设计和施工流程阶段。

4 )项目现场实施建设。

5 )竣工前验收。

6 )升压站反送电流程。

7 )电站商业运行。

第一,项目前期考察阶段。比如我想建一个储能,我要考察哪些东西?我这个选址有哪些考量?主要分为几个部分:

一,占址的用地性质和占址的可用地面积多少。

二,如果跟地方政府达成了一致意见之后,有条件的话可以对地址进行初勘,以便于确定后面整个工程建设的工程量,它要不要打桩,桩基数量,桩长多少,需要对工程量有大概的预判。

三,地上和地下布置图,说白了就是这个地址原来前面是做什么的,有多少地下设施。

四,周围的水文气象情况。

五,电网结构及年负荷量,拟接入的电压等级,变电站的位置、间隔,继电保护、送出的线路长度、廊道、电网公司的政策。如果业主不具备相关的能力,可以委托当地的电力设计院来提供相应的帮助。

六,站址周围的水源情况。比如站址确定之后,附近有没有自来水来提供消防水,雨水排在哪里?电池消防的废水排在哪里?生活污水排在哪里?相关资料要进行收集。

第二,项目建设前期资料及批复文件。如果项目打算开始建设,首先要做可行性研究报告,可行研究报告做完之后要递交给县发改委进行备案。县发改委备案之后,然后上报给市发改委,再上报给省能源局进行纳规。

再是接入系统报告编制,获得省电力公司的初审意见和电网接入意见,就是储能电站的电送到哪个变电站,哪个间隔,什么电压等级并网,是否无功补偿,是否要做谐波治理等。

再是环评,获得环保局的建设和初审意见。同时,办理规划许可证,获得自规局对用地的批复。这些做完之后,土地进行招拍挂。

第三,项目初步设计和施工阶段。初步设计阶段要对现场进行详细测绘地勘,接入系统报告要正式批复。初步设计分为站和站外部分。初步设计完成之后要把施工图递交给住建单位审查,办理施工许可证。

第五,项目现场建设和实施。这个阶段相对常规,在此不做赘述。

第六,竣工前验收。《浙江省新型储能管理办法》明确了各单位的职责,建设过程中可参照执行。

第七,商业运行、签订验收交接书,跟当地的电网公司获得电价批复文件,电站投入商业运行。

杭州储能行业协会发布了《浙江电化学储能电站建设管理规范》,里面有储能项目的备案及并网流程,比较通俗易懂,大家可以查阅。

在这里我特别提一下质量监督的规定,质量监督往往是整个工程项目特别容易忽略的地方,对新的业主来说,有时候不知道还有这回事。质量监督流程参考《电力建设工程质量监督管理暂行规定》,质监规模分为两种,( 1 )对于 5MW 及以上的新型储能项目,采取抽查和并网前阶段性检查相结合的方式进行质量监督。( 2 )功率 5MW 以下新型储能电站建设工程,不需进行质量监督。

质监程序分为 3 个过程,分别为开工前、建设过程中、并网前。这里特别提一下,工程并网前需要质监机构出具的并网意见书,这是项目并网的一个必备文件。

关于质监单位。对于浙江省来讲,质监单位可分为如下几类:

第一,电力工程质监站。主要负责国家电力试验示范工程、跨区域电网工程质监工作,兜底负责全国火电工程、农林生物质发电工程、太阳能热发电工程质监工作。第二,可再生能源发电工程质量监督站,主要负责水电工程质监兜底负责风力、光伏发电工程质监工作,兜底负责全国电源、电网侧储能电站工程质监工作(内蒙古自治区内工程和中国华能投资的工程除外)。再就是核电常规岛工程质量监督站、华能电力建设工程质量监督中心站、浙江省电力建设工程质量监督中心站、国家能源集团电力建设工程质量监督中心站,这几个质监站根据其特点及归属分别针对某一特定行业及某个特定集团的质监工作,跟储能项目无关。因此,储能项目质监工作由可再生能源发电工程质量监督站,它的举办单位为水电水利规划设计总院。

质量监督执行标准为《电化学储能电站建设工程质量监督检查大纲》(征求意见稿),规定质监次数有 6 次,实际执行过程中可跟质监站沟通,进行合并。

再是电化学储能项目集成路线和创新趋势。集成路线目前来说主流是六种,为什么会有这么多?因为从原理上来说,电化学储能其实就是很多电池经过串并联组成模组,再组成簇,簇和簇再并联。经过最常规串并联的系统就是目前用的最多的集中式路线。但电池簇出来是直流,簇和簇并联会产生直流环流。为解决这个问题,衍生出五种储能技术路线。一是每个簇都设小功率的 PCS PCS 交流侧进行并联。二是设簇出口设置直流隔离,消除环流。三是集联,即不设 PCS ,每个簇经过电力电子变换直接变成交流。四是一簇一优化,一包一管理。五是分布式能量块,即把簇、 PCS ,以及其他的模块全部放在一个箱子里,出来的就是交流,较多适用于工商业储能。

再是发展趋势,储能系统目前朝着本质安全、电网安全、高性能、高效率、低成本方向发展。电池本体朝着大容量、长寿命方向走。变流器,这次储能大会很多嘉宾讲构网型,我多说一句,它是什么意思?通俗来讲电化学储能本身是电流源,当电网瘫痪之后,储能没法构建电网电压,同时随着高比例新能源接入和高比例电力电子接入之后,挤占了传统的转动机械为主的煤电或者气电的发电空间,原来煤电和气电虽然说调节速度没那么快,但有个好处是惯性大。电化学储能虽然快,但没有惯性,这样就导致电网突然出现大负荷阶跃,电网频率会发生变化。针对这个需求,现在电化学储能有个发展方向叫构网型储能,简而言之就是在 PCS 建立虚拟内阻,将储能系统变成虚拟发电机,替代了传统的转动发电机的功能。

讲一下储能政策,这里只讲浙江省的储能政策。浙江能源局和能监办在 2021-2024 年期间大概发布了 19 份文件,从发文的时间线可以看出, 2023-2024 年发文频率明显增加,由此可以判断省里对电化学储能需求的迫切程度。这里重点讲辅助服务的相关政策,根据《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则》,谷电时段填谷调峰 400 /MWh ,即 4 毛钱一度电,峰电时段填谷调峰和削峰调峰均为 500 /MWh ,即 5 毛钱一度电,这是比较老的政策,是 2021 5 月份发布的。

再是《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务结算试运行方案》,该方案对填谷调峰和削峰调峰价格进行了调整,削峰调峰的价格上限是 1 /kWh ,填谷调峰价格上限是 0.3 /kWh ,下限是 0 /kWh 。储能参与电力辅助服务市场之后,辅助服务费用可以在这个价格区间报价,一度电最高获利是 1.32 元,实际过程中不可能报到这么高,这要要根据辅助服务需求的总量和参与辅助服务的主体数量来决定。

2023 6 月份,能监办发布了《关于浙江第三方独立主体参与电力辅助服务常态化运行的补充通知》,该补充通知对浙江省电力辅助服务市场开启条件进行了明确,第一个使调度机构预测 D 日全省天然气发电用气量大于 1200 万立方米以上,或者天然气供应紧张,电力处于紧平衡状态,就是说现在要大规模用天然气机组进行发电了,因为天然气发电电价比较贵,那还不如用新型储能。

第二是 D-1 日省间现货削峰调峰需求时段价格高于 650 /MWh

第三和第四是电网认为自己需要开启辅助服务市场的条件,在此就不再展开了。同时,在此补充通知中,调峰服务价格调整了,削峰调峰限价为 D 日的上一日省间现货中浙江的中标价格大于等于 1 /kWh 时,辅助服务的报价可以报到最高 1 /kWh 。如果说昨天省间现货价格低于 1 /kWh ,或者说昨天没有从外省买电,今天的价格上限为 0.65 /kWh ,这是辅助服务的费用。

再是有的同行了解,浙江省刚发布了《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关项目事项的通知》,对分时电价进行了调整。根据目前得到的消息,储能项目充电时执行单一制电价。新的分时电价执行时间对于 10-20 千伏以上是从今年 6 1 日执行,不满 1kV 是从今年 9 1 日开始执行,同时电价浮动比例进行了调整。在此进行了初步的计算,以 2024 2 月份电价为例,充电价格是 0.183 /kWh ,放电价格是 0.4153 /kWh ,电价差为 0.2323 /kWh 。如果执行分时电价之后,春秋季( 2-6 9-11 月)电价差是 0.284675 /kWh ,夏冬季( 1 月、 7 月、 8 月、 12 月)电价差是 0.33707 /kWh ,电价进一步拉大。

我今天就简单分享到这里,这是科普性质的,若需要可以做进一步交流。

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