储能调峰技术强
近年来，风电、太阳能发电等新能源装机、并网规模迅速增大。据统计，2017年底全国并网风电、太阳能发电装机2.94亿千瓦，占总装机容量的16.5%。按照国家能源局的初步设想，到2035年，我国能源需求的增量全部由清洁能源提供；到2050年，可再生能源进入全面存量替代化石能源阶段，在一次能源消费中的比重达60%，在电力消费中的比重达80%，成为能源供应的主体力量。
在此情况下，电网安全稳定运行面临巨大压力：峰谷差大，调峰容量不足；发输变配设备损耗大，利用率低；电网迎峰度夏压力大，供电不足；大规模可再生能源并网，消纳困难……常规能源的调峰能力已无法跟上新能源调峰需求增长的步伐，如何解决这些困难？
“现有的解决方案有火电机组深度调峰、抽水蓄能调峰、错峰用电调峰和拉闸限电。”深圳市科陆电子科技股份有限公司副总工刘佳璐指出，“此外，储能也可参与调峰。储能可贯穿电力系统的各个环节，帮助未来电力系统维持时空平衡，将成为保证电力持续稳定供应的必然选择。”
他介绍，我国近年来对电动汽车的推广带动了电池制造产业高速发展，目前国内的电池生产技术已十分成熟。同时，国家政策支持储能技术与产业发展，支持储能系统直接接入电网。这些都为储能技术发展奠定了基础。
记者从国网江苏镇江电力公司了解到，储能系统在电力系统需要时，可以作为电源向电网输送功率，也可以作为负荷从电网中吸收功率。利用储能装置在负荷高峰时期放电，在负荷低谷时期从电网充电，减少高峰负荷需求，从而达到改善负荷特性、参与系统调峰的目的。
初具应用成效
刘佳璐表示，目前储能技术在发电侧已有应用，独立式储能电站就是其中一种。在新能源发电集中地区的高电压等级母线上，选择合适地点建立独立的电池储能电站（ESS），ESS直接接受当地省级（或地区级）电网调度控制，省调（或地调）依据该母线各风电机组和太阳能电站的出力预测以及实时母线电压、频率等情况，控制ESS的充电和放电，达到平滑输出、调峰、调频的目的。
“锂电池储能电站调峰可减少发输变配设备扩建，提高电网设备利用率、减小火电机组调峰以保护环境、平缓峰谷、减少线损，提高新能源消纳能力。储能电站可增加电网优质资产，经济效益和社会效益明显。”刘佳璐评价。
同时，储能技术也可应用于电网侧。据了解，为缓解江苏镇江地区2018年电网迎峰度夏的供电压力，满足江苏电网的调峰调频需求，提高电网的供电可靠性，使电网能够安全经济运行，并为未来新能源的规模开发创造条件，国网江苏省电力公司在镇江东部电网侧建设了储能工程。7月18日，镇江电网储能电站工程正式并网投运。该储能电站总功率为10.1万千瓦，总容量20.2万千瓦时，是国内规模最大的电池储能电站项目。
“镇江储能电站建设周期短、布点灵活，该电网侧储能以‘多充多放’的运行模式接受调度指令，调峰效果显著。镇江东部电网侧储能最大削峰10万千瓦，7月19日东部电网访晋分区受电最大负荷出现在晚峰21点，为191.77万千瓦；7月20日，8个储能站在21-22点执行满功率放电，20日21点，东部电网访晋分区受电负荷降为180.92万千瓦，调峰效果明显。”镇江供电公司人员告诉记者。
此外，甘肃玉门也建成15兆瓦光伏/10兆瓦风电/10兆瓦储能的虚拟发电示范工程，并实现并网发电。据了解，该工程利用风光储多能协同控制技术实现新能源平滑稳定发电，验证新能源的可控制性和可调度性，实现了多种储能电池优化运行。
融资、投资是难点
储能调峰技术是否具备推广的可能性？冀北电科院新能源所所长刘辉告诉记者：“以锂电池为代表的电化学储能技术调峰在短期内难以形成规模，抽水蓄能电站是当前最佳的储能调峰模式。在新能源高占比的地区电网调峰困难，配置电化学储能参与调峰技术上完全可行，就是成本太高，在峰谷差价较高的地区已有一些示范应用。但大规模推广还需解决收益模式的问题，国家应适时出台相关的激励政策。”
刘佳璐也表示，现阶段储能使用成本依然偏高，作为企业，投资回报周期长。在储能技术成本相对较高的情况下，储能项目收益主要依赖于地方电力服务补偿机制，储能项目的商业运营普遍存在不确定性，难以获取足够的社会资本进入。
此外，他还指出，不少储能项目由于种种原因导致款项无法及时收回，催款已然代替销售成为企业的主要工作。“如果款项无法及时收回，不仅会影响今年整体的利润水平，而且对明年的生产及销售规划都会产生不利影响。一旦出现坏账、死账，设备企业所蒙受的损失将难以估计。”他举例说，“某新能源项目由于迟迟没有投运验收，导致配套的储能电站也无法按期收回款项，最后走了司法程序。”
“随着电池原材料降价、生产工艺提高、带来规模化效益，储能成本下降是未来的趋势。储能除参与调峰外，还可以参与调频、调压等其他辅助服务，可通过多模式的综合应用提高储能收益，促进规模化发展。”刘辉说。
