近年来，国内风电运行过程中的“弃风”、“脱网”现象日益突出，不仅影响到风电场的经济性，更打击了风电投资的积极性。对此，多位专家在上周举行的“2012储能国际峰会”上表示，应当用储能来调节风电利用，提高可再生能源并网发电的效率。业内人士认为，未来电网级储能的需求会逐渐提升且市场空间巨大。
“弃风”、“脱网”频发
所谓弃风，是指在风电发展初期，风机处于正常情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点导致的部分风电场风机暂停的现象。
2011年以来，由于受本地消纳能力和外送通道限制，国内部分省区存在不同程度的“弃风”现象。据国网能源研究院副总经济师兼能源战略与规划研究所所长白建华介绍，2011年全国风电年利用小时数已达1920小时，但“三北”地区年利用小时数普遍低于东中部负荷中心地区的年利用小时数，个别省区的年利用小时数已下降到1600小时左右，严重影响了风电场运行的经济性。
资料显示，2011年4月25日，甘肃嘉峪关变电站330kv嘉酒二线线路侧高跨龙门架跌落地面，造成330kv玉门变电站失压，所连接的风电场全停。整个事故过程中风机跳闸1278台，损失出力153.52万千瓦。
“这意味着当前风电、太阳能发电发展存在缺乏与其他电源及输电的统筹规划，技术标准和相关配套政策不完善等问题。同时，风电出力的反调节特性和有效预测困难，对电力系统调峰提出了巨大挑战，需要建设大量的备用容量和调峰电源。”白建华说。
在他看来，为满足未来我国电力需求及清洁化发展目标，2015年全国电源总装机将达到15亿千瓦左右，2020年将达到19亿千瓦左右。考虑到系统调峰需求、建设条件、跨区电力输送、系统经济性等因素，未来调峰电源应加快发展，主要布局在“三华”华东、华北、华南受端地区。
储能将优化风电并网
“越来越多的可再生能源，如风电、太阳能光伏发电接入电力系统。通常电力系统的工作人员调节发电机的输出功率以适应负荷的变化，但如果发电侧本身是间歇式的、不可调的，那么运行人员该怎么办呢？储能是一种很好的解决办法。”中国电力科学研究院首席专家胡学浩说。
记者从储能专业委员会拿到的一份《储能产业研究白皮书2012》看到，储能作为提高电网柔性、提高本地电网消纳风电能力的关键技术之一，有着独特的优点。具体来说，储能的调峰调频能力强，响应速度快、信息化自动化程度高，方便电网调度。同时，储能减少了备用机组容量，提高机组运行效率，减少温室气体排放。此外，储能技术在风电接入应用时的电能来自风电，调节过程可以保证零排放，符合发展风电的初衷。最后，储能的技术选择多、施工安装简便，施工周期也短。
业界看好新能源并网储能市场
正是由于储能在调节新能源并网发电过程中扮演着重要角色，业界对新能源并网储能市场的前景十分看好。
“电网级储能对未来电网发展必不可少。从传统能源峰谷调节、新能源并网以及离网储能角度看，随着传统电网削峰填谷需求的日益增加，新能源并网比重的日益提高，未来电网级储能的需求会逐渐提升且市场空间巨大。”东兴证券分析师王明德说。
他预计，到2020年，传统电网峰谷调节储能规模将达到228GW，对应抽水储能电站市场容量约为9576亿元，其中设备占比约为35%，市场容量届时可达3351亿元。而如果新能源并网储能达到170GWh，对应的投资可达11900亿元，其中电池管理系统BMS和电池设备占比分别为20%和35%，分别达到4165亿元和2380亿元，空间巨大。
这其中，抽水蓄能是传统能源峰谷调节的主要方式，也是目前最为成熟的技术。压缩空气储能目前在我国仍处在探索阶段，技术尚未成熟且运维成本颇高。锂电池、液流电池、锌溴液流电池等则是新能源并网储能的几大技术路线。从市场情况看，由于国内锂电池产业发展相对较为完善，其在BMS上应用前景较好。液流电池则是未来电网级储能重要的探索方向。
“BMS则是新能源并网储能技术的另一技术金矿，是目前国内储能电站的一大瓶颈，在整个储能电站成本中占比20%，是未来必须突破的一个关键环节，市场容量同样巨大。”王明德指出，目前国内大规模电站级别的BMS处在起步成长阶段，值得投资者重点关注。
他建议重点关注新能源并网储能相关的标的以及未来有望取得技术突破的两个环节：BMS以及以锂电池与液流电池为代表的储能电池。
来源：上海证券报
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