澳洲百兆瓦儲能項目對中國啟示:為儲能量身定制區別性政策標準、實現更多經濟價值

作者: | 發布日期: 2019 年 03 月 27 日 13:58 | 分類: 新能源知識

本文以澳大利亞的首個百兆瓦儲能項目為例,講述儲能項目可實現的經濟價值。對比中國目前的儲能市場環境,作者建議我國制定區別于傳統火電機組的超大容量儲能電池參與電網調峰、調頻、調壓的并網測試實驗導則和相關運行技術國家標準,以滿足 AGC、AVC、一次調頻、二次調頻等電網對儲能的運行要求。而在用戶側,作者認為政府應給予安裝小型分布式儲能裝置的用戶資金補貼。

摘要:

2017年12月1日,當前世界上最大的100MW/129MWh Tesla 鋰電池儲能電站在澳大利亞南澳州投入運行。Tesla儲能電站于2017年12月 14日和2018年1月18日維多利亞州的Loy Yang發電站機組跳閘事故中跨區參與電網調頻,事故后140ms即向電網輸出有功功率,6分鐘內配合其他調頻電源將電網頻率拉回至50Hz。物理上儲能電站已多次向電網提供常規調節輸出、能量輸出和調頻緊急輸出等輔助服務;經濟上儲能的投運降低了當地調頻輔助服務市場價格。本文首先分析Tesla儲能電池投入澳大利亞電網運行的物理和經濟原因,接著介紹電池的結構及控制策略;儲能投運后的運行狀況;之后從制定我國儲能參與電網運行技術標準和評價體系、發揮儲能部分替代火電機組一次調頻的杠桿效應、借鑒國外快速調頻輔助服務模式、探索儲能自盈利商業模式等角度深入探討Tesla儲能運行對我國儲能技術及電網的啟示和借鑒意義。

引言

近年來,著眼于儲能在電網中的廣泛應用前景,國內外均開展了儲能的理論和實踐研究,一大批儲能項目投入實際運行并不斷刷新容量記錄。2016 年,世界最大規模的電池儲能系統在我國張北風光儲輸工程投運,一期工程包括了16MW/63MWh的鋰離子電池儲能及2MW/8MWh的釩液流電池儲能。2017年,特斯拉(Tesla)為美國南加州愛迪生公司(SCE)位于 Mira Roma的變電站安裝了20MW/80MWh鋰電池儲能系統,取代張北儲能系統成為世界最大。2017年12月1日投運的澳大利亞南澳100MW/129MWh Tesla鋰電池儲能項目再次刷新了已投運最大規模電池儲能系統世界記錄,截止目前容量世界最大。

進入2017年的南半球夏季以來,由于高溫、負荷增長和設備故障等原因,位于澳大利亞維多利亞州(以下簡稱維州)的Loy Yang火電機組于2017 年12月14日和2018年1月18日分別多次發生機組跳閘事故,分別造成 560MW和530MW機組脫網事故。位于南澳州的Tesla儲能電站在頻率跌至 49.8Hz后的140ms時向電網輸出有功功率參與調頻,在反應時間和放電能效上均優于同步發電機機組的調頻性能。

文獻的研究囊括了全球20個國家在建或投運的共164項兆瓦級儲能調頻應用項目,但目前國內沒有100MW級儲能項目并網實踐經驗。我國雖然儲能設備研制及技術研發已取得突破;2016年6月國家能源局發布了《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》;2017年五部門發布了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》等政策支持文件,但由于儲能設備成果高昂、盈利模式不足、市場機制即運行技術標準不完善等因素限制了我國大規模儲能應用實踐。因此研究澳大利亞已投運的Tesla儲能項目實際運行,研究其對電網深層次影響,將為目前我國快速增長的儲能-電網交互技術發展提供寶貴的參考價值。

除此之外,研究Tesla儲能在澳大利亞電力市場環境下的盈利模式,對未來我國電力現貨交易場景下的輔助服務市場發展也具有重要意義。

儲能投入南澳電網原因分析

1.1 儲能投入南澳電網的物理原因

2016年9月28日,臺風和暴雨等極端天氣襲擊了新能源發電占比高達 48.36%的澳大利亞南部地區電網,最終導致50h后恢復供電的全南澳大利亞州大停電。此次事件后,澳政府為解決南澳電網日益增長的新能源占比和逐年減少的系統轉動慣量之間的矛盾,向全球公開招標大規模儲能電池項目,企圖通過儲能技術解決系統穩定問題。

1.2 儲能投入南澳電網的經濟原因

經濟層面上解決發電商市場力過強造成的輔助服務價格過高問題是儲能投運的更重要目的。例如,經計算 2016 年某月南澳電網至少需要 35MW 的調頻有功功率。由于南澳地區負荷較少常年保持在 2000MW 左右,較小的發電市場被AGL、Origin、Engie等3-5家發電廠商壟斷。發電商合謀在輔助服務市場報價5000澳元/MW以下時只出力34MW,滿足35MW的最后 1MW電力價格往往被市場力抬高至15000澳元/MW以上成交。根據最后報價即為成交價的現貨市場交易規則,南澳電網只能被動購買巨額調頻輔助服務。

造成這種看似不合理但合法抬價行為的原因是澳大利亞的全電量強制電力庫市場運行模式。市場規則允許下的Withhold(延期交易)和Rebid(重復報價)行為廣泛存在,減少發電出力或有電不發的行為造成了供需關系緊張并抬高了輔助服務價格,造成了現貨市場價格急劇動蕩。因此當地政府希望利用儲能的快速、精準、可控的調頻能力在輔助服務市場與傳統機組形成充分的市場競爭,通過競爭形成合理的競價方式,降低輔助服務價格。

以下具體說明:圖1為傳統火電機組和儲能的調頻特性對比。橫坐標為輸出有功功率,縱坐標為對應機組輸出功率的機組調頻能力。可見,傳統火電機組的調頻能力在A點開始隨輸出增加而增加,在b1或b2點達到調頻能力峰值F,峰值持續至C點并下落,在D點降至0。不同機組的調頻特性不同造成斜率不同(Ab1和Ab2)。而儲能以其放電特性可在輸出初始極短時間內(通常為1s內)從A點達到a點獲得調頻峰值F并持續。發電商“延期交易”的做法是在不改變總體輸出有功功率的情況下將A機組的輸出(Ab1)轉移至B機組(Ab2):即將A機組出力較少,B機組出力增加A機組減少的值,從而在E點處減少多臺機組的調頻能力之和(從F1到F2)。發電商此時不交易,等待輔助服務供給短缺造成了輔助服務價格上漲之后再“重復報價”,按已上漲的價格結算獲取巨額利潤。

圖 1 傳統火電機組和儲能的調頻特性對比

對比傳統調頻機組,儲能輸出的調頻能力較為穩定且能保持很久,幾乎不會受到外界條件限制。因此大規模儲能具備替代火電機組進行調頻的能力,可削弱傳統機組壟斷的市場力。

物理上為解決新能源接入后轉動慣量減少帶來的系統穩定問題,經濟上促進電力輔助服務市場的合理競爭是Tesla儲能投入運行的雙重原因。

2 PowerPack儲能單元結構及控制策略

Tesla在位于南澳Hornsdale風電場(包含105臺風力發電機組,總裝機容量達315MW )旁建設100MW/129Mwh鋰 電 池 儲 能 系 統 , 核 心 部 件為PowerPack儲能單元。聯合成立“Hornsdale電力儲備庫”(Hornsdale Power Reserve 簡稱 HPR)。圖2為HPR現場照片。

2.1 蓄電池堆結構

HPR項 目 中Tesla鋰 電 池 儲 能 核 心 部 件PowerPack模塊源自電動汽車Model S使用的電池組結構:包含兩個電池模塊,集成了電池管理系統、熱管理系統和獨立的板載DC/DC 。每個電池組容量13.5kWh,標稱電壓48V,經DC/DC變換到350V-550V,每個電池單元均可進行獨立的充放電,實現2-4小時持續充放電。

2.2 儲能變流器控制策略

Tesla的儲能變流器控制模塊可提供3種控制模式:可控電流源模式、虛擬同步機模式、混合模式。電流源模式下逆變器可在4ms內提供0-100%可控電流變化;虛擬同步機模式下逆變器提供轉動慣量、電壓/頻率穩定、諧波控制;混合模式下將以同步調相機/同步發電機特性并網,3 種模式可平滑切換。

圖 3 2017年12月9日Tesla儲能出力

根據文獻的描述,圖3為2017年12月9日Tesla儲能投運后的出力情況。由圖3可知,Tesla實際提供3種有償輔助服務:(1)常規調節輸出、(2)緊急輸出、(3)能量輸出。常規調節最大輸出30MW/90MWh,其余 70MW/39MWh由緊急輸出和能量輸出構成。在PowerPack儲能單元中常規調節、緊急輸出和能量輸出擁有各自獨立的控制策略:(1)常規調節輸出以有功和無功功率為控制目標,通過內外雙環控制調節HPR輸出功率。(2)緊急輸出以電壓和頻率為控制目標,并在內環控制前端設置了頻率變化感知算法,當外環故障導致系統頻率出現大幅波動后自動觸發內環,輸出有功功率以維持系統頻率穩定。(3)能量輸出控制是基于電力市場價格信號變化的有功和無功功率雙環控制,外環由Tesla對現貨市場的電力價格進行預判觸發,內環為有功無功功率輸出。

憑借 PowerPack 儲能單元可靠的充放電性能及針對不同控制對象的電壓頻率、有功無功功率電池控制策略形成的運行模式,可為項目投產后運行提供技術和經濟保證。

3 儲能投運后的物理表現及經濟作用

3.1 兩次機組跳閘事故中發電側的物理反應

2017年12月14日凌晨1:58:59AM,維州電網Loy Yang A3機組跳閘,直至1:59:19AM 造成560MW功率缺失,同時維州電網頻率跌至49.8Hz。頻率跌至49.8Hz的140ms后,距離Loy Yang機組1000公里遠的南澳Tesla 電 池 儲 能 系 統 快 速反 應 ,1:59:23AM向電網注入7.3MW有功功率。在 Tesla儲能動作4秒后,位于昆士蘭州已簽署調頻輔助服務合約的Gladstone 電廠1號機組才開始向電網注入有功。02:05AM系統頻率恢復至50Hz。圖4 為12月14日系統頻率和儲能出力情況,可見藍色曲線的儲能出力(對應右側縱坐標)在紅色曲線頻率(對應左側縱坐標)下跌后立即做出反應并輸出有功功率持續至02:03分,證明了Tesla優秀的快速調節能力。

圖 4 2017年12月14日Tesla儲能的頻率響應

圖 5 12.14 日 Tesla 儲能和 GSTONE 電廠出力對比

圖5為12月14日Tesla儲能(藍色曲線對應左側縱坐標)和用于調頻輔助服務的Gladstone電廠(圖中簡稱Gstone,紅色曲線對應右側縱坐標)在Loy Yang A3機組跳閘前后的出力曲線對比。可見01:59至02:05的6分鐘內 Gstone的6臺機組均有130MW-155MW的有功輸出,為系統有力補充了大量有功功率。雖然容量較小的Tesla儲能反應極快且輸出迅速,但容量更大的 Gstone發電機組是將系統頻率拉回至正常值的主力。

2018年1月18日下午4.35PM,維州電網Loy Yang再次發生故障,B1 機組跳閘造成528MW功率缺失,電網頻率跌至49.7Hz。幾百毫秒后,距離 Loy Yang機組1000公里遠的南澳Tesla電池儲能再次向電網注入16MW有功功率參與調頻。

3.2 Tesla儲能在電網運行中的經濟作用

由于2018年1月18日B1機組跳閘后造成了供小于求的供電緊張。維州和南澳州的電力現貨價格猛漲至12900澳元/MWh和14200澳元/MWh。Tesla儲能選擇在價格尖峰時刻的出力獲得了巨大的經濟收入。圖7為2018 年1月18日-1月19日Tesla出力與現貨市場價格波動對比。其中藍色放電曲線和紅色充電曲線對應左側充放電功率(MW);黑色價格曲線對應右側現貨價格(澳元/MWh)。圖6中Tesla在1月18日17:00-18:00和1月19日14:00-17:00 價格上升期集中放電,在其余價格較低時段充電,在時間軸上利用自身快速的充放電性能曲線跟隨現貨價格波動曲線,低買高賣盈利。

圖 6 2018 年 1 月 18 日-1 月 19 日 Tesla 出力與現貨價格對比

除滿足自身盈利需求,儲能的投運也促進了發電側市場競爭。投運后 Tesla儲能參與頻率輔助服務的有功功率占南澳地區調頻輔助服務市場份額的30%,打破了原有發電商對輔助服務的壟斷局面。對比可知:2016年12月的南澳升降調頻輔助服務(Raise and Lower Regulation Frequency Control and Ancillary Services)價格為502320澳元;2017年12月Tesla 投運后該輔助服務價格已降至39661澳元,調頻輔助服務價格跌幅達 92%。

綜上所述,雖然儲能容量較小,與火電相比參與調頻的有功功率絕對值微乎其微,但其快速、精準、可控的調頻能力是儲能相比傳統火電機組的優勢所在。儲能投運后在現貨市場上商業運營模式取得成功,輔助服務市場上通過打破發電商的價格壟斷倒逼輔助服務進行降價。通過降低電網運行成本間接提升了電網安全。

4 Tesla 儲能項目運行對我國啟示

4.1 制定儲能參與電網運行技術標準和評價體系

2017年12月14日Tesla儲能因其在頻率跌落后140ms至3分鐘內一直提供調頻服務,時間上涵蓋了慣性響應、一次調頻和二次調頻,開辟了世界上最大規模儲能電池實際參與電網調頻輔助服務的先河,證明了大規模儲能參與電網運行的可行性和經濟性。

我國電網一次調頻的主力是大型火電機組,缺乏響應速度和調節能力俱佳的優質調頻電源。而根據澳大利亞的實際運行經驗,儲能對比傳統火電機組的AGC跟蹤效果更好。圖7、8分別為2018年1月某日南澳大利亞州傳統大型火電機組和Tesla儲能的AGC跟蹤能力對比。圖中紅色為電網設定的AGC曲線,黑色為機組或儲能實際有功功率曲線。明顯可見Tesla儲能的響應能力對比燃氣機組響應能力的擬合度更高,其有功功率輸出更精確且反應速度更快。

圖 7 南澳大利亞傳統大型火電機組的 AGC 跟蹤能力曲線

圖 8 南澳大利亞 Tesla 儲能的 AGC 跟蹤能力曲線

基于儲能獨特的運行特性,我國電網公司需提前開展 100MW 及以上超大容量電池儲能系統仿真模型研究,提出應對電力系統調峰、調頻、調壓需求的大規模儲能系統優化控制策略。建議我國制定區別于傳統火電機組的超大容量儲能電池參與電網調峰、調頻、調壓的并網測試實驗導則和相關運行技術國家標準,以滿足 AGC、AVC、一次調頻、二次調頻等電網對儲能的運行要求。形成一整套評價大容量電池儲能電站運行控制效果的評價體系,通過開展并網仿真和策略驗證修正儲能運行參數。

4.2 發揮儲能部分替代火電機組一次調頻的杠桿效應

由3.1節可知,儲能因其優異的快速功率輸出和精準跟蹤能力,與傳統火電或水電機組相比具有“以小博大”的杠桿效應。針對儲能的調頻能力的杠桿效應,已有多位學者進行了研究。文獻提出假設火電機組爬坡速率為 4%p.u./min,20MW電池儲能調頻能力與187.5MW火電機組等效,前者比后者高效約9倍;文獻中假設燃煤機組調頻時爬坡率為 3%額定功率/min,25MW的電池儲能等同于83.3MW燃煤機組的調頻能力,兩者相差 3.3倍;文獻指出在同樣調頻容量及單位調節功率相同條件下,電池儲能無調頻死區時比傳統電源高效25倍以上;文獻闡述在美國電力市場儲能調頻效果是水電機組的1.7倍、燃氣機組的2.5倍、燃煤機組的20倍以上。

以上文獻雖然量化并對比了儲能與傳統調頻機組的調頻效果,但沒有考慮儲能實際響應時間對一次調頻效果的影響。具體來說,電網實際運行中由于汽輪機在一次調頻過程中階躍響應曲線的非線性變化,此時無法以單一爬坡率進行線性描述,如籠統地將儲能的調頻能力與傳統機組等效是不準確不切實際的。因此有必要根據行業標準對一次調頻標準曲線進行拆解,在不同的時間段內形成不同的儲能出力/傳統機組出力效率比。圖9為行業標準 DL/T 1235-2013中典型汽輪機一次調頻階躍響應曲線(黑色)和典型全釩液流儲能響應曲線(紅色)對比。

圖 9 典型汽輪機一次調頻階躍響應曲線和典型儲能調頻響應曲線對比

相對于傳統發電機組,儲能技術最突出的優點是快速精準的功率響應能力。以遼寧臥牛石全釩液流儲能單元電池實測結果為例,電池輸出有功功率從初始狀態熱備用285kW躍變為4373kW的時間為571ms。假設電網頻率下降后臥牛石全釩液流儲能單元的控制策略反應時間為300ms左右,如加上放電時間571ms,可基本保證儲能在頻率波動1秒內放電至理想值并持續放電無衰減。因此在圖9中,紅色的儲能出力曲線可在1s-30s達到恒定功率放電并持續。假設全釩液流儲能電池和火電機組在3s時刻均出力1MW,則1MW 的儲能調頻出力相當于1MW的火電機組的調頻出力P3s,可得3s時刻1MW 儲能調頻出力所等效的火電機組容量Pe3s為(國家電網公司企業標準 Q/GDW 669-2011中5.4.2節中規定P0<250MW的火電機組,限制幅度≥10%P0;250MW≤P0<350MW的火電機組,限制幅度≥8%P0;350MW≤P0≤500MW的火電機組,限制幅度≥7%P0;P0>500MW 的火電機組,限制幅度≥6%P0。因此本文中選取的300MW火電機組對應最小限制幅度為 8%):

Pe3s=1MW ?0.048 =20.833MW——(1)

同理可得,在15s和30s時刻Pe15s、Pe30s分別為:

Pe15s =1MW ?0.06 =16.67MW——(2)

Pe30s =1MW ?0.072 =13.89MW——(3)

因此,在持續30秒的一次調頻過程中,1MW全釩液流儲能電池出力等同于容量為13.89MW-20.833MW 的火電機組的一次調頻出力。

理想情況下,若將200MW大連全釩液流電池儲能電站國家示范項目投入運行并全部用來調頻,將使總容量2778MW-4166.7MW火電機組不再參與一次調頻,提高不參與一次調頻的火電機組運行穩定性和經濟性,也可一定程度延長機組及其輔機的使用壽命。

4.3 借鑒國外快速調頻輔助服務模式

我國目前缺乏一次調頻輔助服務市場。電廠一次調頻仍作為基本服務被電網考評。儲能作為慣性響應和一次調頻的新型電源目前還缺乏在輔助服務市場獲取價值的機會。因此可借鑒國外調頻輔助服務市場規則,將快速調頻能力列入輔助服務項目中。

目前,澳大利亞常規調頻輔助服務市場里最快的調頻服務基準時間為6 秒,按不同調頻速度和持續時間進行輔助服務金額核算。如圖10所示,典型機組A從系統頻率開始跌落0秒開始出力至6秒達到調頻峰值10MW,之后由于鍋爐性能限制,出力至60秒降為0。A機組由于反應快、持續時間長在市場上獲得的收益為20MW調頻獎勵。若B機組延遲出力,在頻率開始跌落3秒后開始出力至6秒達到調頻峰值10MW,60秒后降為0,B機組在市場上獲得的收益僅為5MW調頻獎勵。A、B機組經濟收益相差4倍。

圖 10 澳電網6秒常規調頻輔助服務簡介

除6秒調頻輔助服務(R6機組提供),澳電網還有60秒(R60機組提供)和300秒(R300機組提供)常規調頻輔助服務,保持300秒區間內調頻有功出力總和不變,如圖11所示。0秒時R6啟動,6秒到達峰值并下降;6秒時R60啟動,60秒到達峰值并下降;60秒時R300啟動,5分鐘到達峰值。

圖 11 澳電網6s、60s和300s常規調頻輔助服務技術框架

隨著電力系統轉動慣量逐年減少,系統頻率波動幅度愈加增大,傳統調頻機組的調頻響應能力仍未提高。因此澳電網引入并開展了新型快速調頻輔助服務(Fast frequency regulation 簡稱 FFR)。并將新型 2s FFR 與傳統的 6s、60s、300s常規調頻輔助服務聯合使用,保持系統頻率下降 300 秒內調頻機組有功出力總和不變,如圖12所示。未來澳電網將制定 0.5s 甚至 ms 級 FFR 輔助服務標準。

在我國,區域發電廠并網運行管理實施細則中對發電機組一次調頻的響應滯后時間規定一般不超過3秒。而如果考慮儲能參與一次調頻的響應時間,3秒顯然是過慢的。為提升電力系統調頻反應速度,我國可借鑒澳大利亞的快速調頻輔助服務模式,未來將針對儲能等新型調頻電源的響應滯后時間標準縮短至2秒甚至1秒內。國內目前已有省份鼓勵多元化的輔助服務電源參與市場競爭。2017年山東省電力中長期交易規則(試行)中已經鼓勵獨立輔助服務提供者和電力用戶通過競價方式參與提供輔助服務,而隨著未來我國市場化輔助服務的深入發展,可將快速調頻輔助服務作為輔助服務細分項目的一種進行競價。

4.4 探索儲能自盈利商業運行模式

儲能的本質是給能量加入時間變量,這種特質決定了儲能在電網中的根本作用是在正確的時間提供正確的能量。我國可借鑒澳電網目前已經開展的考慮時間權重的價格斜率新型調頻輔助服務費用核算方法,如圖13所示。以6s常規調頻輔助服務為例,圖13中藍色實線和虛線為調整前后的1-6s響應時間對應的輔助服務價格(對應左側縱軸),紅色虛線為調整后價格/調整前價格的比率走勢(對應右側縱軸)。可見若頻率下跌后1s時調頻電源出力,則調頻電源可得到10澳元/MW獎勵,是舊規則5澳元/MW的2倍;若頻率下跌后6s時調頻電源出力,則調頻電源僅得到5澳元/MW獎勵,與舊規中效益一樣。

圖 13 澳電網考慮時間權重的價格斜率新型調頻輔助服務費用核算方法

因此,我國可借鑒并引入此類調頻輔助服務的技術標準,制定具有我國特色的響應時間與電力價格成反比的調頻輔助服務規則,鼓勵調頻電源在電網發生故障后快速響應,取代部分火電進行調頻。

在電網側,2020年我國全面開展電力現貨交易后,儲能可通過分鐘級甚至秒級的變化現貨交易價格實現低價充電高價放電,參與有償的事故備用和電網調峰;在二次調頻階段利用小時級的充放電時間繼續參與調頻。

在電力用戶側,政府應給予安裝小型分布式儲能裝置的用戶資金補貼,用戶既可將滿足自身用電,也可將儲能中多余的電力買給電網和其他用戶。而當遭遇極端電網事故如2008年南方冰災時,可由當地分布式儲能發揮電源支撐作用,在電網轉為孤網時保證負荷供電,電網需為孤網后維持負荷用電的分布式儲能給予經濟獎勵。

雖然儲能在國外電力市場已經應用多年,但目前我國儲能商業化進程中仍存在細分領域政策不明、電力市場環境下示范應用較少、儲能安全穩定性不高等困難和挑戰。應從進一步細化政策機制建設、市場化價格發現價值、加大研發力度等方面拓展儲能應用空間。我國電力調度機構不光要搭建涉及儲能狀態監控的AGC控制平臺,還要升級現有EMS和輔助服務系統的計量核算功能,還原電力的商品屬性。

5 結語

2017年12月投入南澳大利亞州電網運行的100MW/129MWh Tesla鋰電池儲能在隨后的Loy Yang發電站機組兩次跳閘事故中快速反應、快速出力,不僅參與了電網一次調頻,也有效縮短了系統頻率跌落后的恢復時間。證明了儲能參與電網運行的實效性及其在電力現貨市場中獲利的商業模式的可行性,廣泛應用后可從物理和經濟兩方面提升電網安全。

儲能能否在我國電網中應用,能否獲得經濟回報,除技術和成本內在因素,還與我國電網運行方式、電力市場環境、政策法規等外部因素密切相關。不同于澳大利亞的全電量現貨交易市場,我國電力系統存在準入機制和結算模式匱乏、補貼金額不明、定價機制尚存爭議等諸多問題,一定程度上阻礙了儲能在我國開展示范應用。此外,儲能電池在高寒地區的可靠性問題、儲能獲利后的資金分配問題、儲能電池梯次利用問題等都是制約儲能在我國大規模發展的因素,是未來一段時間急需研究和解決的問題。

文章來源:國網遼寧

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