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北极星储能网获悉，负责管理和运营输配电网的韩国电力公司KEPCO计划从明年开始构建1.8GWh电网侧储能，仅储能系统投资成本近32.04亿元~37.38亿元人民币，以缓解输电线路建设迟缓造成的发电限制，提高电力系统可靠性。但和中国类似的，韩国电网侧储能也面临储能设施监管和营收等难题。
文丨北极星储能网
作者丨清稚
2年建设1.8GWh电网侧储能重振储能市场
据近日韩国媒体报道，韩国电力公司KEPCO提供出一份“系统稳定公共储能系统建设计划”，第一阶段到明年12月将在韩国全国10个变电站中安装500MW的PCS和460MWh电池；第二阶段到2022年底，将在另外12个变电站中建造900MW的PCS和820MWh的电池。
对于电力公司来说，在这么短的时间内扩展大型电网侧储能并非易事。据报道韩国电池储能系统成本为3亿~3.5亿韩元/MWh（约合人民币单价1.77 ~2.07元/Wh，该项目储能系统总投资约合人民币32.04亿元~37.38亿元），报道称该电网侧储能项目将在韩国储能市场打开万亿韩元市场空间。
据悉早在2014年起的四年里KEPCO就在其变电站中安装了376MWh储能系统用于调频，并原计划将储能设施容量增加到500MWh，但由于收益率下降，以及后来的连续发生储能火灾和内部审计等原因，公司已于2017年底关闭了业务并停运了许多储能设施。
直到今年2月，韩国政府部门将建立电网侧储能系统视为缓解济州岛等地区电力系统限制措施的一部分，电网侧储能重新焕发生机。今年8月，该储能项目规划第一阶段和第二阶段分别得到认可，而且济州的储能项目规划也获得了政府电力基础设施基金的支持。
缓解输电线路建设迟缓、新能源消纳问题
报道表示该电网侧储能项目的主要目的是减轻由输电线路建设迟缓所导致的东、西海岸到大都会地区的发电限制。KEPCO认为，这些地区的发电限制将持续到2026年新韩-新京畿道超高压直流输电线路和2023年当津-新松山345kV输电线路建设完成，而在此之前则计划使用储能系统来缓解这些限制。
如果在系统故障的情况下储能可以辅助电网频率快速恢复，而据分析，在该储能项目辅助下韩国东西海岸的功率限制平均可以减少88％以上。
如果说韩国内陆的储能系统用于电力系统稳定，那么济州岛的储能系统则专注于优化可再生能源输出。KEPCO计划在今年年底之前将金堤变电站和蔚山变电站的40MW/10MWh储能设施迁移至西济州变电站，然后在明年年底之前在济州电力系统增加55MW/25MWh储能。
除了发电侧调频外，储能项目还有望放宽对可再生能源上网电量的限制。随着济州可再生能源的比例在短时间内增加， KEPCO认为在可再生能源供应过多的情况下，在电网中安装储能需求将递增，它们有助于解决调压调频等问题。
此外，为了解决太阳能和风能发电高峰期输电线路超负荷运行的问题，KEPCO还决定通过在2023~2025年之间开发100MW/5000MWh可再生能源发电侧电池储能试点项目，通过可连续充电和放电4小时的长时间储能和便携式储能设备验证其有效性。
质疑：电网公司不宜兼管储能
某储能企业从业者说：“作为平衡可再生能源波动的调节阀，KEPCO的储能规划是比较理想的手段。由于此前韩国受到储能火灾和新能源和可再生能源指标政策影响，预计该储能规划对停滞的储能市场至关重要。”这位人士还说：“由于韩国政府的政策不一致，中小型储能生态系统已经完全崩溃。”因此，储能行业也需要大力促进。
还有一种观点认为，就行业竞争而言，韩国电力公司KEPCO作为一家专门的输配电网运营商不能完全控制电力系统与储能相关的业务。储能工程公司的负责人说他们高度关注海外储能技术发展：“在发达国家，私营企业可自由进入能源市场、容量市场和电力辅助服务市场来发展储能技术，以及从事各种创新业务。”
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