作为清洁的可再生发电资源，光伏和风电的装机在经历快速发展的同时，面临着弃风、弃光和可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的发展，储能已经被认为是解决这些问题的关键技术。
就储能在电力调峰调频服务中的应用价值和应用前景等内容，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟秘书长张静于近日接受了本报记者的采访。
储能成本是其参与调峰调频的关键
记者：随着能源结构调整、风力和光伏发电并网量的迅速增加，我国电力调峰调频服务呈现哪些问题？
张静：概括言之，问题如下：电网峰谷差扩大，系统调峰容量不足。大型火电机组的频繁启停造成资源浪费，磨损大、煤耗高、不安全、不经济。抽水蓄能电站的总装机量不足。需求侧管理错峰用电方式不够普及等。未来高效、智能电网的发展要求大量分布式和可再生能源接入电网，而电网接收消纳可再生能源的能力很大程度上取决于电力系统整体结构，特别是调峰能力。
记者：所以业界越来越关注储能在电力调峰调频服务中的应用价值？
张静：是的。我们要看到，快速增加的可再生能源装机量为我国电力行业的发展带来了“一近一远”两个问题，一是现阶段的高比例弃风弃光问题，二是未来电网对大比例可再生能源并网消纳的调节问题。就电源结构而言，火电不仅是我国最主要的发电电源，而且在抽水蓄能、燃气电站等调峰电源比例较低的现状下，火电还要承担起电力调峰调频的任务。此外，在供暖期火电还要兼顾供热任务。可以说，火电的多重角色使其难以发挥调峰作用。结合上述情况来看，这就给了储能一定的机会。储能参与电力调峰调频服务，可以增强电网的调节能力，促进可再生能源的消纳。
记者：既然我国现有的调峰调频资源有限，储能的参与自然成为热点，从2011年张北风光储输一体化项目开始，储能电站在大规模可再生能源调峰调频方面的技术性能和应用效果逐步被验证，但业界对储能成本是否能够使其成为调峰调频服务的参与者似乎还有些争议。
张静：是的。成本的确是衡量储能可否参与调峰调频的重要因素。我们于2015年和2016年上半年对主流储能技术成本分析发现，储能的投资成本与2013年相比已有大幅下降，锂离子电池如磷酸铁锂为例，其系统成本最低值已降到300美元/千瓦时，预计到2020年还将下降50%，最低达到150美元/千瓦时。到2020年，其他技术的投资成本也将有很大下降空间，其中铅蓄电池将下降48%，全钒液流电池将下降23%，超临界压缩空气储能将下降44%。
可以说，储能技术投资成本的下降，为其最终有效地通过“削峰填谷”助力可再生能源的消纳创造了条件。同时，我们也发现，一套系统多重应用也是储能系统创造更多经济效益的有效方法。因此，与单纯的判断储能的投资成本是否具有经济性相比，这些电站是否具备参与调峰调频的权利、如何实现新的收益和价值更成为了现阶段推动储能实现大规模应用的关键动力。
亟待构建可行的盈利模式
记者：目前我国储能参与调峰调频项目的进展如何？
张静：6月，国家能源局正式出台的《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》如一缕春风，吹开了储能参与调峰调频辅助服务市场的大门，整个产业对未来储能的发展充满了信心。据我们的最新预测，常规场景下，到2020年全国储能技术的累计装机容量将达到14.5吉瓦，该数据含储热却不含抽水蓄能，若按理想场景来看，上述统计将达到24.2吉瓦。利好储能发展政策的出台和市场需求的双重推动，为储能参与调峰调频奠定了基础。目前大连国家级大型化学储能示范项目、二连浩特微网群示范项目等相关项目正在规划和部署中，一些调峰调频储能电站建设运行的新模式也在探讨当中。
记者：刚刚提到了新模式，针对储能参与调峰调频服务新模式的探讨有哪些成果？
张静：在近期召开的“大规模储能配合新能源发电专题研讨会”上，业界达成一致：我国储能在可再生能源发电应用中面临的最主要问题是缺乏盈利模式，导致储能电站运营存在困难。理论上，储能可以实现改善风光电质量、减轻电网压力、参与电力市场提供辅助服务等多重应用价值，但由于目前没有明确的参与机制与结算方式，储能价值难以正确衡量。另外，现阶段安装在风光基地的储能系统，由风光电站负责运营，电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣，导致储能系统与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益才能正确结算，因此对最后付费机制的设定，也造成了一定的困难。
记者：难道就没有相应的对策？
张静：业界都在积极贡献对策。比如国内权威公司就提出了在集中式风光电站区域建设独立电池储能电站的构想，希望通过协调区域内风光电站和储能电站的运行，在目前的成本下最大程度发挥储能电站的价值，帮助解决可再生新能源消纳难题。这个独立储能电站可由电网直接调度，类似于小型抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。它能独立运营，其调节电量容易统计，服务的种类及计量也相对容易，一定程度上简化储能电站的运营难度。独立储能电站要与发电设备彻底分开，在投资界面上主体清晰明确，投资评估的难度会相应降低。同时，也更容易明晰储能本身的价值，政策和补贴的针对性更强。
