風電“棄風”嚴重
業界看好新能源并網儲能市場
近年來，國內風電運行過程中的“棄風”、“脫網”現象日益突出，不僅影響到風電場的經濟性，更打擊了風電投資的積極性。對此，多位專家在上周舉行的“2012儲能國際峰會”上表示，應當用儲能來調節風電利用，提高可再生能源并網發電的效率。業內人士認為，未來電網級儲能的需求會逐漸提升且市場空間巨大。
⊙記者 陳其玨
○編輯 王曉華
“棄風”、“脫網”頻發
所謂棄風，是指在風電發展初期，風機處于正常情況下，由于當地電網接納能力不足、風電場建設工期不匹配和風電不穩定等自身特點導致的部分風電場風機暫停的現象。
2011年以來，由于受本地消納能力和外送通道限制，國內部分省區存在不同程度的“棄風”現象。據國網能源研究院副總經濟師兼能源戰略與規劃研究所所長白建華介紹，2011年全國風電年利用小時數已達1920小時，但“三北”地區年利用小時數普遍低于東中部負荷中心地區的年利用小時數，個別省區的年利用小時數已下降到1600小時左右，嚴重影響了風電場運行的經濟性。
資料顯示，2011年4月25日，甘肅嘉峪關變電站330kv嘉酒二線線路側高跨龍門架跌落地面，造成330kv玉門變電站失壓，所連接的風電場全停。整個事故過程中風機跳閘1278臺，損失出力153.52萬千瓦。
“這意味著當前風電、太陽能發電發展存在缺乏與其他電源及輸電的統籌規劃，技術標準和相關配套政策不完善等問題。同時，風電出力的反調節特性和有效預測困難，對電力系統調峰提出了巨大挑戰，需要建設大量的備用容量和調峰電源。”白建華說。
在他看來，為滿足未來我國電力需求及清潔化發展目標，2015年全國電源總裝機將達到15億千瓦左右，2020年將達到19億千瓦左右。考慮到系統調峰需求、建設條件、跨區電力輸送、系統經濟性等因素，未來調峰電源應加快發展，主要布局在“三華”（華東、華北、華南）受端地區。
儲能將優化風電并網
“越來越多的可再生能源，如風電、太陽能光伏發電接入電力系統。通常電力系統的工作人員調節發電機的輸出功率以適應負荷的變化，但如果發電側本身是間歇式的、不可調的，那么運行人員該怎么辦呢？儲能是一種很好的解決辦法。”中國電力科學研究院首席專家胡學浩說。
記者從儲能專業委員會拿到的一份《儲能產業研究白皮書2012》看到，儲能作為提高電網柔性、提高本地電網消納風電能力的關鍵技術之一，有著獨特的優點。具體來說，儲能的調峰調頻能力強，響應速度快、信息化自動化程度高，方便電網調度。同時，儲能減少了備用機組容量，提高機組運行效率，減少溫室氣體排放。此外，儲能技術在風電接入應用時的電能來自風電，調節過程可以保證零排放，符合發展風電的初衷。最后，儲能的技術選擇多、施工安裝簡便，施工周期也短。
業界看好新能源并網儲能市場
正是由于儲能在調節新能源并網發電過程中扮演著重要角色，業界對新能源并網儲能市場的前景十分看好。
“電網級儲能對未來電網發展必不可少。從傳統能源峰谷調節、新能源并網以及離網儲能角度看，隨著傳統電網削峰填谷需求的日益增加，新能源并網比重的日益提高，未來電網級儲能的需求會逐漸提升且市場空間巨大。”東興證券分析師王明德說。
他預計，到2020年，傳統電網峰谷調節儲能規模將達到228GW，對應抽水儲能電站市場容量約為9576億元，其中設備占比約為35%，市場容量屆時可達3351億元。而如果新能源并網儲能達到170GWh，對應的投資可達11900億元，其中電池管理系統（BMS）和電池設備占比分別為20%和35%，分別達到4165億元和2380億元，空間巨大。
這其中，抽水蓄能是傳統能源峰谷調節的主要方式，也是目前最為成熟的技術。壓縮空氣儲能目前在我國仍處在探索階段，技術尚未成熟且運維成本頗高。鋰電池、液流電池、鋅溴液流電池等則是新能源并網儲能的幾大技術路線。從市場情況看，由于國內鋰電池產業發展相對較為完善，其在BMS上應用前景較好。液流電池則是未來電網級儲能重要的探索方向。
“BMS則是新能源并網儲能技術的另一技術金礦，是目前國內儲能電站的一大瓶頸，在整個儲能電站成本中占比20%，是未來必須突破的一個關鍵環節，市場容量同樣巨大。”王明德指出，目前國內大規模電站級別的BMS處在起步成長階段，值得投資者重點關注。
他建議重點關注新能源并網儲能相關的標的以及未來有望取得技術突破的兩個環節：BMS以及以鋰電池與液流電池為代表的儲能電池。
