“电力现货市场灵活多变的时序电价、各地不同的位置信号，将是启动电化学储能投资蓝海的‘金钥匙’。”近日，在中国电力技术市场协会综合智慧能源专业委员会举办的“综合智慧能源云课堂”上，一位业内专家表示。
近年来，我国电化学储能规模增长迅速，2014年的累计装机规模仅为132.3MW，到2018年便进入了“GW/GWh”（吉瓦/吉瓦时）时代，迎来规模化快速发展阶段。同时，随着我国电力市场建设推进，电力交易品种逐渐丰富，以锂离子电池、铅蓄电池和液流电池等为代表的电化学储能以毫秒级响应速度、较高的功率等级和转化效率，在电力市场中占得一席之地。
毫秒级响应优势明显
据中关村储能产业联盟统计，截至2019年12月，我国已累计投运的电化学储能装机约1592.3MW，较上年增长48.4%。其中，新增投运电化学储能装机519.6MW，用户侧、辅助服务、和电网侧分别新增51%、24%、22%。
“电能不能通过电化学储能技术大规模经济存储，相比大电网仍然不具备经济性，只能作为后者的补充为电力市场服务。通常被置于能量储存的位置，而反应速度常被应用者忽视，但这又恰恰是电化学储能在电力市场运行中的突出优点。”上述专家告诉记者。
该专家介绍，传统压缩空气等储能装置从空载状态到正常运行响应速度为分钟级，燃料电池可达秒级，而电化学储能快至毫秒级。“电网公司搜集信号，由调度机构作出反应，再将信号返回约有8秒迟滞。电化学储能毫秒级响应速度足以应对，运行速度比现有控制系统更敏捷、灵活。”
那么，电化学储能在我国电力市场中有哪些应用场景？“能量价值方面，可用于削峰填谷套利缓解弃风弃光，在电网侧可缓解电网阻塞，用户侧则用于峰谷套利、需求响应等；功率价值方面，主要用于发电侧功率控制、AGC和电网侧动态无功支撑等。”该专家介绍。
值得一提的是，电化学储能因经济性制约规模化发展的困境有所改变。统计显示，相比2015年，铅蓄电池、锂离子电池、全钒液流电池2020年全生命周期内单位能量的投资成本下降约48%、50%、23%。
缺乏标准发展模式受限
前景美好，但电化学储能在电力市场中的应用面临不少障碍，尤其易燃、易爆直触安全“红线”，市场对其可靠性仍存质疑。
国网能源研究院2019年4月发布的《2019中国储能产业现状分析与展望蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）指出，锂电池电解液由易燃溶剂配成，容易因内部热失控造成起火。随着电池能量密度和功率密度提高，发生火灾和爆炸风险随之增大。2018年，韩国灵岩和庆山发生两起电化学储能起火爆炸事故，为电化学储能的安全性敲响了警钟。
“目前，我国电化学储能在电力市场中缺乏相应标准，不论是设备标准、运输标准，还是建设和消防标准，均无章可循。相对发达国家电力市场，我国电化学储能应用场景较少，发电用户侧的应用均为表后业务，只有电网侧可以直接接入。”上述专家表示。
在中国化学与物理电源行业协会储能应用协会秘书长刘勇看来，电力市场政策不确定性也会带来较大风险。“储能有价值，但没有价格体现。目前，电力市场的规则和体系有待完善和调整，特别我国电力市场还处于初期阶段，企业今年按照目前的峰谷价算投资收益，明年政策会不会变？”
“电力行业政策变化快，直接或间接影响电化学储能发展，辅助服务政策影响发电侧火储联合，目录电价相关政策影响用户侧储能。”上述业内专家也补充道。
随现货市场发展逐步完善
比亚迪电力科学院总工、储能业务负责人张子峰曾公开表示，电化学储能要想真正商业化，首要前提条件是电力现货市场开放。他认为，储能市场的商业化并非取决于成本问题，按现在的电力市场机制无法激励市场的内在动力。
上述业内专家指出，随着电力市场深入发展，电化学储能在电力市场的基础条件将逐渐具备。“2017年，国家能源局确定在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货试点。截至2019年底，8地区用电量合计占全国用电量41.4%，装机占40.1%，加上云南和江苏，用电量和装机占全国比重均过半，基本覆盖长三角、珠三角和京津冀区域。”
短期内，电力现货市场能给电化学储能带来哪些改变？上述《蓝皮书》指出，受政策引导，电化学储能的研发进程有望加速，功能密度、能量转化效率、循环寿命等指标将继续提升。同时，在储能项目广泛投资下，对完善电力市场环境的诉求会增加，倒逼地方推动电力辅助服务市场进程。
来源：中国能源报
