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澳大利亚100MW储能运行分析及对中国启示

作者:曾辉等 来源:《电力系统自动化》杂志 发布时间:2019-03-08 浏览:
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本文以澳大利亚的首个百兆瓦储能项目为例,讲述储能项目可实现的经济价值。对比中国目前的储能市场环境,作者建议我国制定区别于传统火电机组的超大容量储能电池参与电网调峰、调频、调压的并网测试实验导则和相关运行技术国家标准,以满足 AGC、AVC、一次调频、二次调频等电网对储能的运行要求。而在用户侧,作者认为政府应给予安装小型分布式储能装置的用户资金补贴。

澳大利亚 100MW 储能运行分析及对中国启示

曾辉1, 孙峰1,邵宝珠1, 葛维春2,葛延峰2, 许天宁1

(1.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院,辽宁省沈阳市 110006;

2.国网辽宁省电力有限公司,辽宁省沈阳市110006)

摘要:2017年12月1日,当前世界上最大的100MW/129MWh Tesla 锂电池储能电站在澳大利亚南澳州投入运行。Tesla储能电站于2017年12月 14日和2018年1月18日维多利亚州的Loy Yang发电站机组跳闸事故中跨区参与电网调频,事故后140ms即向电网输出有功功率,6分钟内配合其他调频电源将电网频率拉回至50Hz。物理上储能电站已多次向电网提供常规调节输出、能量输出和调频紧急输出等辅助服务;经济上储能的投运降低了当地调频辅助服务市场价格。本文首先分析Tesla储能电池投入澳大利亚电网运行的物理和经济原因,接着介绍电池的结构及控制策略;储能投运后的运行状况;之后从制定我国储能参与电网运行技术标准和评价体系、发挥储能部分替代火电机组一次调频的杠杆效应、借鉴国外快速调频辅助服务模式、探索储能自盈利商业模式等角度深入探讨Tesla储能运行对我国储能技术及电网的启示和借鉴意义。

0 引言

近年来,着眼于储能在电网中的广泛应用前景,国内外均开展了储能的理论和实践研究,一大批储能项目投入实际运行并不断刷新容量记录。2016 年,世界最大规模的电池储能系统在我国张北风光储输工程投运,一期工程包括了16MW/63MWh的锂离子电池储能及2MW/8MWh的钒液流电池储能[1]。2017年,特斯拉(Tesla)为美国南加州爱迪生公司(SCE)位于 Mira Roma的变电站安装了20MW/80MWh锂电池储能系统,取代张北储能系统成为世界最大。2017年12月1日投运的澳大利亚南澳100MW/129MWh Tesla锂电池储能项目再次刷新了已投运最大规模电池储能系统世界记录,截止目前容量世界最大[1]。

进入2017年的南半球夏季以来,由于高温、负荷增长和设备故障等原因,位于澳大利亚维多利亚州(以下简称维州)的Loy Yang火电机组于2017 年12月14日和2018年1月18日分别多次发生机组跳闸事故,分别造成 560MW和530MW机组脱网事故。位于南澳州的Tesla储能电站在频率跌至 49.8Hz后的140ms时向电网输出有功功率参与调频,在反应时间和放电能效上均优于同步发电机机组的调频性能。

文献[2]的研究囊括了全球20个国家在建或投运的共164项兆瓦级储能调频应用项目,但目前国内没有100MW级储能项目并网实践经验。我国虽然储能设备研制及技术研发已取得突破;2016年6月国家能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》;2017年五部门发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》等政策支持文件,但由于储能设备成果高昂、盈利模式不足、市场机制即运行技术标准不完善等因素限制了我国大规模储能应用实践。因此研究澳大利亚已投运的Tesla储能项目实际运行,研究其对电网深层次影响,将为目前我国快速增长的储能-电网交互技术发展提供宝贵的参考价值。

除此之外,研究Tesla储能在澳大利亚电力市场环境下的盈利模式,对未来我国电力现货交易场景下的辅助服务市场发展也具有重要意义。

1 储能投入南澳电网原因分析

1.1 储能投入南澳电网的物理原因

2016年9月28日,台风和暴雨等极端天气袭击了新能源发电占比高达 48.36%的澳大利亚南部地区电网,最终导致50h后恢复供电的全南澳大利亚州大停电[3]。此次事件后,澳政府为解决南澳电网日益增长的新能源占比和逐年减少的系统转动惯量之间的矛盾,向全球公开招标大规模储能电池项目,企图通过储能技术解决系统稳定问题。

1.2 储能投入南澳电网的经济原因

经济层面上解决发电商市场力过强造成的辅助服务价格过高问题是储能投运的更重要目的。例如,经计算 2016 年某月南澳电网至少需要 35MW 的调频有功功率。由于南澳地区负荷较少常年保持在 2000MW 左右,较小的发电市场被AGL、Origin、Engie等3-5家发电厂商垄断。发电商合谋在辅助服务市场报价5000澳元/MW以下时只出力34MW,满足35MW的最后 1MW电力价格往往被市场力抬高至15000澳元/MW以上成交。根据最后报价即为成交价的现货市场交易规则,南澳电网只能被动购买巨额调频辅助服务[4][5]。

造成这种看似不合理但合法抬价行为的原因是澳大利亚的全电量强制电力库市场运行模式。市场规则允许下的Withhold(延期交易)和Rebid(重复报价)行为广泛存在,减少发电出力或有电不发的行为造成了供需关系紧张并抬高了辅助服务价格[6],造成了现货市场价格急剧动荡。因此当地政府希望利用储能的快速、精准、可控的调频能力在辅助服务市场与传统机组形成充分的市场竞争,通过竞争形成合理的竞价方式,降低辅助服务价格。

以下具体说明:图1为传统火电机组和储能的调频特性对比。横坐标为输出有功功率,纵坐标为对应机组输出功率的机组调频能力。可见,传统火电机组的调频能力在A点开始随输出增加而增加,在b1或b2点达到调频能力峰值F,峰值持续至C点并下落,在D点降至0。不同机组的调频特性不同造成斜率不同(Ab1和Ab2)。而储能以其放电特性可在输出初始极短时间内(通常为1s内)从A点达到a点获得调频峰值F并持续。发电商“延期交易”的做法是在不改变总体输出有功功率的情况下将A机组的输出(Ab1)转移至B机组(Ab2):即将A机组出力较少,B机组出力增加A机组减少的值,从而在E点处减少多台机组的调频能力之和(从F1到F2)。发电商此时不交易,等待辅助服务供给短缺造成了辅助服务价格上涨之后再“重复报价”,按已上涨的价格结算获取巨额利润。

对比传统调频机组,储能输出的调频能力较为稳定且能保持很久,几乎不会受到外界条件限制。因此大规模储能具备替代火电机组进行调频的能力,可削弱传统机组垄断的市场力。

图 1 传统火电机组和储能的调频特性对比

Fig.1 Comparisons between frequency regulation capacities of conventional coal fired generators and storage

物理上为解决新能源接入后转动惯量减少带来的系统稳定问题,经济上促进电力辅助服务市场的合理竞争是Tesla储能投入运行的双重原因。

2 PowerPack储能单元结构及控制策略

Tesla在位于南澳Hornsdale风电场(包含105台风力发电机组,总装机容量达315MW )旁建设100MW/129Mwh锂 电 池 储 能 系 统 , 核 心 部 件为PowerPack储能单元。联合成立“Hornsdale电力储备库”(Hornsdale Power Reserve 简称 HPR)[7]。图2为HPR现场照片。

图 2 Hornsdale 电力储备库照片

Fig.2 The photo of Horsdale power reserve

2.1 蓄电池堆结构

HPR项 目 中Tesla锂 电 池 储 能 核 心 部 件PowerPack模块源自电动汽车Model S使用的电池组结构:包含两个电池模块,集成了电池管理系统、热管理系统和独立的板载DC/DC 。每个电池组容量13.5kWh,标称电压48V,经DC/DC变换到350V-550V,每个电池单元均可进行独立的充放电,实现2-4小时持续充放电[1][8]。

2.2 储能变流器控制策略

Tesla的储能变流器控制模块可提供3种控制模式:可控电流源模式、虚拟同步机模式、混合模式。电流源模式下逆变器可在4ms内提供0-100%可控电流变化;虚拟同步机模式下逆变器提供转动惯量、电压/频率稳定、谐波控制;混合模式下将以同步调相机/同步发电机特性并网,3 种模式可平滑切换[9]。

根据文献[10][11]的描述,图3为2017年12月9日Tesla储能投运后的出力情况。由图3可知,Tesla实际提供3种有偿辅助服务:(1)常规调节输出、(2)紧急输出、(3)能量输出。常规调节最大输出30MW/90MWh,其余 70MW/39MWh由紧急输出和能量输出构成[10][11]。在PowerPack储能单元中常规调节、紧急输出和能量输出拥有各自独立的控制策略:(1)常规调节输出以有功和无功功率为控制目标,通过内外双环控制调节HPR输出功率。(2)紧急输出以电压和频率为控制目标,并在内环控制前端设置了频率变化感知算法,当外环故障导致系统频率出现大幅波动后自动触发内环,输出有功功率以维持系统频率稳定。(3)能量输出控制是基于电力市场价格信号变化的有功和无功功率双环控制,外环由Tesla对现货市场的电力价格进行预判触发,内环为有功无功功率输出。

图 3 2017年12月9日Tesla储能出力

Fig.3 The output of Tesla storage in 9th Dec 2017

凭借 PowerPack 储能单元可靠的充放电性能及针对不同控制对象的电压频率、有功无功功率电池控制策略形成的运行模式,可为项目投产后运行提供技术和经济保证。

3 储能投运后的物理表现及经济作用

3.1 两次机组跳闸事故中发电侧的物理反应

2017年12月14日凌晨1:58:59AM,维州电网Loy Yang A3机组跳闸,直至1:59:19AM 造成560MW功率缺失,同时维州电网频率跌至49.8Hz。频率跌至49.8Hz的140ms后,距离Loy Yang机组1000公里远的南澳Tesla 电 池 储 能 系 统 快 速反 应 ,1:59:23AM向电网注入7.3MW有功功率。在 Tesla储能动作4秒后,位于昆士兰州已签署调频辅助服务合约的Gladstone 电厂1号机组才开始向电网注入有功。02:05AM系统频率恢复至50Hz。图4 为12月14日系统频率和储能出力情况,可见蓝色曲线的储能出力(对应右侧纵坐标)在红色曲线频率(对应左侧纵坐标)下跌后立即做出反应并输出有功功率持续至02:03分[12],证明了Tesla优秀的快速调节能力。

图 4 2017年12月14日Tesla储能的频率响应

Fig.4 Frequency response of Tesla storage on 14th Dec 2017

图5为12月14日Tesla储能(蓝色曲线对应左侧纵坐标)和用于调频辅助服务的Gladstone电厂(图中简称Gstone,红色曲线对应右侧纵坐标)在Loy Yang A3机组跳闸前后的出力曲线对比。可见01:59至02:05的6分钟内 Gstone的6台机组均有130MW-155MW的有功输出,为系统有力补充了大量有功功率。虽然容量较小的Tesla储能反应极快且输出迅速,但容量更大的 Gstone发电机组是将系统频率拉回至正常值的主力。

图 5 12.14 日 Tesla 储能和 GSTONE 电厂出力对比

Fig.5 Comparisons between outputs of Tesla storage and Gstone power generator on 14th Dec.

2018年1月18日下午4.35PM,维州电网Loy Yang再次发生故障,B1 机组跳闸造成528MW功率缺失,电网频率跌至49.7Hz。几百毫秒后,距离 Loy Yang机组1000公里远的南澳Tesla电池储能再次向电网注入16MW有功功率参与调频[13][14][15]。

3.2 Tesla储能在电网运行中的经济作用

由于2018年1月18日B1机组跳闸后造成了供小于求的供电紧张。维州和南澳州的电力现货价格猛涨至12900澳元/MWh和14200澳元/MWh。Tesla储能选择在价格尖峰时刻的出力获得了巨大的经济收入。图7为2018 年1月18日-1月19日Tesla出力与现货市场价格波动对比。其中蓝色放电曲线和红色充电曲线对应左侧充放电功率(MW);黑色价格曲线对应右侧现货价格(澳元/MWh)。图6中Tesla在1月18日17:00-18:00和1月19日14:00-17:00 价格上升期集中放电,在其余价格较低时段充电,在时间轴上利用自身快速的充放电性能曲线跟随现货价格波动曲线,低买高卖盈利。

图 6 2018 年 1 月 18 日-1 月 19 日 Tesla 出力与现货价格对比

Fig.6 Comparisons between output of Tesla and spot price variations on 18th Jan and 19th Jan 2018

除满足自身盈利需求,储能的投运也促进了发电侧市场竞争。投运后 Tesla储能参与频率辅助服务的有功功率占南澳地区调频辅助服务市场份额的30%,打破了原有发电商对辅助服务的垄断局面。对比可知:2016年12月的南澳升降调频辅助服务(Raise and Lower Regulation Frequency Control and Ancillary Services)价格为502320澳元;2017年12月Tesla 投运后该辅助服务价格已降至39661澳元[16],调频辅助服务价格跌幅达 92%。

综上所述,虽然储能容量较小,与火电相比参与调频的有功功率绝对值微乎其微,但其快速、精准、可控的调频能力是储能相比传统火电机组的优势所在。储能投运后在现货市场上商业运营模式取得成功,辅助服务市场上通过打破发电商的价格垄断倒逼辅助服务进行降价。通过降低电网运行成本间接提升了电网安全。

4 Tesla 储能项目运行对我国启示

4.1 制定储能参与电网运行技术标准和评价体系

2017年12月14日Tesla储能因其在频率跌落后140ms至3分钟内一直提供调频服务,时间上涵盖了惯性响应、一次调频和二次调频,开辟了世界上最大规模储能电池实际参与电网调频辅助服务的先河,证明了大规模储能参与电网运行的可行性和经济性。

我国电网一次调频的主力是大型火电机组,缺乏响应速度和调节能力俱佳的优质调频电源。而根据澳大利亚的实际运行经验,储能对比传统火电机组的AGC跟踪效果更好。图7、8分别为2018年1月某日南澳大利亚州传统大型火电机组和Tesla储能的AGC跟踪能力对比。图中红色为电网设定的AGC曲线,黑色为机组或储能实际有功功率曲线。明显可见Tesla储能的响应能力对比燃气机组响应能力的拟合度更高,其有功功率输出更精确且反应速度更快。

图 7 南澳大利亚传统大型火电机组的 AGC 跟踪能力曲线

Fig.7 AGC tracking ability of South Australian large conventional steam turbine

图 8 南澳大利亚 Tesla 储能的 AGC 跟踪能力曲线

Fig.8 AGC tracking ability of South Australian Tesla storage

基于储能独特的运行特性,我国电网公司需提前开展 100MW 及以上超大容量电池储能系统仿真模型研究,提出应对电力系统调峰、调频、调压需求的大规模储能系统优化控制策略。建议我国制定区别于传统火电机组的超大容量储能电池参与电网调峰、调频、调压的并网测试实验导则和相关运行技术国家标准,以满足 AGC、AVC、一次调频、二次调频等电网对储能的运行要求。形成一整套评价大容量电池储能电站运行控制效果的评价体系,通过开展并网仿真和策略验证修正储能运行参数。

4.2 发挥储能部分替代火电机组一次调频的杠杆效应

由3.1节可知,储能因其优异的快速功率输出和精准跟踪能力,与传统火电或水电机组相比具有“以小博大”的杠杆效应。针对储能的调频能力的杠杆效应,已有多位学者进行了研究。文献[17]提出假设火电机组爬坡速率为 4%p.u./min,20MW电池储能调频能力与187.5MW火电机组等效,前者比后者高效约9倍;文献[18]中假设燃煤机组调频时爬坡率为 3%额定功率/min,25MW的电池储能等同于83.3MW燃煤机组的调频能力,两者相差 3.3倍;文献[19]指出在同样调频容量及单位调节功率相同条件下,电池储能无调频死区时比传统电源高效25倍以上;文献[20]阐述在美国电力市场储能调频效果是水电机组的1.7倍、燃气机组的2.5倍、燃煤机组的20倍以上。

以上文献虽然量化并对比了储能与传统调频机组的调频效果,但没有考虑储能实际响应时间对一次调频效果的影响。具体来说,电网实际运行中由于汽轮机在一次调频过程中阶跃响应曲线的非线性变化,此时无法以单一爬坡率进行线性描述,如笼统地将储能的调频能力与传统机组等效是不准确不切实际的。因此有必要根据行业标准对一次调频标准曲线进行拆解,在不同的时间段内形成不同的储能出力/传统机组出力效率比。图9为行业标准 DL/T 1235-2013中典型汽轮机一次调频阶跃响应曲线(黑色)和典型全钒液流储能响应曲线(红色)对比。

图 9 典型汽轮机一次调频阶跃响应曲线和典型储能调频响应曲线对比

Fig.9 Comparisons between typical power increment of steam turbine and storage response during primary frequency regulation

相对于传统发电机组,储能技术最突出的优点是快速精准的功率响应能力。以辽宁卧牛石全钒液流储能单元电池实测结果为例,电池输出有功功率从初始状态热备用285kW跃变为4373kW的时间为571ms。假设电网频率下降后卧牛石全钒液流储能单元的控制策略反应时间为300ms左右,如加上放电时间571ms,可基本保证储能在频率波动1秒内放电至理想值并持续放电无衰减。因此在图9中,红色的储能出力曲线可在1s-30s达到恒定功率放电并持续。假设全钒液流储能电池和火电机组在3s时刻均出力1MW,则1MW 的储能调频出力相当于1MW的火电机组的调频出力P3s,可得3s时刻1MW 储能调频出力所等效的火电机组容量Pe3s为(国家电网公司企业标准 Q/GDW 669-2011中5.4.2节中规定P0<250MW的火电机组,限制幅度≥10%P0;250MW≤P0<350MW的火电机组,限制幅度≥8%P0;350MW≤P0≤500MW的火电机组,限制幅度≥7%P0;P0>500MW 的火电机组,限制幅度≥6%P0。因此本文中选取的300MW火电机组对应最小限制幅度为 8%):

Pe3s=1MW ¸0.048 =20.833MW——(1)

同理可得,在15s和30s时刻Pe15s、Pe30s分别为:

Pe15s  =1MW ¸0.06 =16.67MW——(2)

Pe30s  =1MW ¸0.072 =13.89MW——(3)

因此,在持续30秒的一次调频过程中,1MW全钒液流储能电池出力等同于容量为13.89MW-20.833MW 的火电机组的一次调频出力。

理想情况下,若将200MW大连全钒液流电池储能电站国家示范项目投入运行并全部用来调频,将使总容量2778MW-4166.7MW火电机组不再参与一次调频,提高不参与一次调频的火电机组运行稳定性和经济性,也可一定程度延长机组及其辅机的使用寿命。

4.3 借鉴国外快速调频辅助服务模式

我国目前缺乏一次调频辅助服务市场。电厂一次调频仍作为基本服务被电网考评。储能作为惯性响应和一次调频的新型电源目前还缺乏在辅助服务市场获取价值的机会。因此可借鉴国外调频辅助服务市场规则,将快速调频能力列入辅助服务项目中。

目前,澳大利亚常规调频辅助服务市场里最快的调频服务基准时间为6 秒,按不同调频速度和持续时间进行辅助服务金额核算。如图10所示,典型机组A从系统频率开始跌落0秒开始出力至6秒达到调频峰值10MW,之后由于锅炉性能限制,出力至60秒降为0。A机组由于反应快、持续时间长在市场上获得的收益为20MW调频奖励。若B机组延迟出力,在频率开始跌落3秒后开始出力至6秒达到调频峰值10MW,60秒后降为0,B机组在市场上获得的收益仅为5MW调频奖励。A、B机组经济收益相差4倍。

图 10 澳电网6秒常规调频辅助服务简介

Fig.10 6-seconds regular frequency control ancillary

service profile in Australian electric grid

除6秒调频辅助服务(R6机组提供),澳电网还有60秒(R60机组提供)和300秒(R300机组提供)常规调频辅助服务,保持300秒区间内调频有功出力总和不变,如图11所示。0秒时R6启动,6秒到达峰值并下降;6秒时R60启动,60秒到达峰值并下降;60秒时R300启动,5分钟到达峰值。

图 11 澳电网6s、60s和300s常规调频辅助服务技术框架

Fig.11 6-seconds, 60-seconds and 300 seconds regular frequency control ancillary service profile in Australian electric grid

随着电力系统转动惯量逐年减少,系统频率波动幅度愈加增大,传统调频机组的调频响应能力仍未提高。因此澳电网引入并开展了新型快速调频辅助服务(Fast frequency regulation 简称 FFR)。并将新型 2s FFR 与传统的 6s、60s、300s常规调频辅助服务联合使用,保持系统频率下降 300 秒内调频机组有功出力总和不变,如图12所示。未来澳电网将制定 0.5s 甚至 ms 级 FFR 辅助服务标准。

图12 澳电网2s紧急调频辅助服务和6s、60s、300s常规调频辅助服务技术框架

Fig.12 2-second FFR and 6-seconds, 60-seconds, 300 seconds regular frequency control ancillary service profile in Australian electric grid

在我国,区域发电厂并网运行管理实施细则中对发电机组一次调频的响应滞后时间规定一般不超过3秒。而如果考虑储能参与一次调频的响应时间,3秒显然是过慢的。为提升电力系统调频反应速度,我国可借鉴澳大利亚的快速调频辅助服务模式,未来将针对储能等新型调频电源的响应滞后时间标准缩短至2秒甚至1秒内。国内目前已有省份鼓励多元化的辅助服务电源参与市场竞争。2017年山东省电力中长期交易规则(试行)中已经鼓励独立辅助服务提供者和电力用户通过竞价方式参与提供辅助服务,而随着未来我国市场化辅助服务的深入发展,可将快速调频辅助服务作为辅助服务细分项目的一种进行竞价。

4.4 探索储能自盈利商业运行模式

储能的本质是给能量加入时间变量,这种特质决定了储能在电网中的根本作用是在正确的时间提供正确的能量。我国可借鉴澳电网目前已经开展的考虑时间权重的价格斜率新型调频辅助服务费用核算方法,如图13所示。以6s常规调频辅助服务为例,图13中蓝色实线和虚线为调整前后的1-6s响应时间对应的辅助服务价格(对应左侧纵轴),红色虚线为调整后价格/调整前价格的比率走势(对应右侧纵轴)。可见若频率下跌后1s时调频电源出力,则调频电源可得到10澳元/MW奖励,是旧规则5澳元/MW的2倍;若频率下跌后6s时调频电源出力,则调频电源仅得到5澳元/MW奖励,与旧规中效益一样。

因此,我国可借鉴并引入此类调频辅助服务的技术标准,制定具有我国特色的响应时间与电力价格成反比的调频辅助服务规则,鼓励调频电源在电网发生故障后快速响应,取代部分火电进行调频。

图 13 澳电网考虑时间权重的价格斜率新型调频辅助服务费用核算方法

Fig.13 Application of time weighted scalar to frequency control ancillary service in Australian electric grid

在电网侧,2020年我国全面开展电力现货交易后,储能可通过分钟级甚至秒级的变化现货交易价格实现低价充电高价放电,参与有偿的事故备用和电网调峰;在二次调频阶段利用小时级的充放电时间继续参与调频。

在电力用户侧,政府应给予安装小型分布式储能装置的用户资金补贴,用户既可将满足自身用电,也可将储能中多余的电力买给电网和其他用户。而当遭遇极端电网事故如2008年南方冰灾时,可由当地分布式储能发挥电源支撑作用,在电网转为孤网时保证负荷供电,电网需为孤网后维持负荷用电的分布式储能给予经济奖励。

虽然储能在国外电力市场已经应用多年,但目前我国储能商业化进程中仍存在细分领域政策不明、电力市场环境下示范应用较少、储能安全稳定性不高等困难和挑战。应从进一步细化政策机制建设、市场化价格发现价值、加大研发力度等方面拓展储能应用空间。我国电力调度机构不光要搭建涉及储能状态监控的AGC控制平台,还要升级现有EMS和辅助服务系统的计量核算功能,还原电力的商品属性。

5 结语

2017年12月投入南澳大利亚州电网运行的100MW/129MWh Tesla锂电池储能在随后的Loy Yang发电站机组两次跳闸事故中快速反应、快速出力,不仅参与了电网一次调频,也有效缩短了系统频率跌落后的恢复时间。证明了储能参与电网运行的实效性及其在电力现货市场中获利的商业模式的可行性,广泛应用后可从物理和经济两方面提升电网安全。

储能能否在我国电网中应用,能否获得经济回报,除技术和成本内在因素,还与我国电网运行方式、电力市场环境、政策法规等外部因素密切相关。不同于澳大利亚的全电量现货交易市场,我国电力系统存在准入机制和结算模式匮乏、补贴金额不明、定价机制尚存争议等诸多问题,一定程度上阻碍了储能在我国开展示范应用。此外,储能电池在高寒地区的可靠性问题、储能获利后的资金分配问题、储能电池梯次利用问题等都是制约储能在我国大规模发展的因素,是未来一段时间急需研究和解决的问题。

关键字:储能电站

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