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儲能到底有多大空間?
2019-07-29 | 編輯: | 【 】| | 供稿部門:規劃戰略與信息中心
    

  2030年,新能源+儲能=可調度發電,成本將低于現有煤電和氣電成本。這是BNEF所發布的2019年《新能源市場長期展望》報告中給出的預判。

  在2019第六屆中國國際光儲充大會上,中國電力科學研究院首席科學家、全國電力儲能標委會副秘書長惠東教授也對未來幾年電力儲能的需求進行了分析,并得出以下三點結論:

  1、2035年我國能源互聯網儲能(非抽蓄)需求將達1.5-2億千瓦;

  2、鋰離子電池將率先實現商業化;

  3、百萬千瓦級儲能電站和各類儲能在電網中的廣域協同、有序聚合是一個趨勢。

  儲能到底有多大空間? 

  從電力需求來看,我國人均生活用電量701千瓦時,相當于歐美國家60年代中期,日本70年代中期水平。與發達國家相比,目前中國人均用電量較低,且用電結構不太合理,中國發電裝機容量全世界第一,但燃煤火力發電比例過高,環保壓力巨大。預計未來20年內,中國電力需求仍將持續增長。2018年我國人均全年用電量4956千瓦時,2035年預計達到6500-7400千瓦時。

  從新能源裝機規模來看,2035年前,新能源成為第一大電源,風、光裝機規模分別為7億、6.5億千瓦,全國風電、太陽能日最大功率波動預計分別達1.56億、4.16億千瓦,大大超出電源調節能力,迫切需要重新構建調峰體系,具備應對新能源5.3億千瓦日功率波動的調節能力。

  從電力傳輸來看,對于受端系統,直流大容量饋入時,系統頻率調節能力顯著下降。未來華東直流饋入+新能源占比將超過50%,頻率穩定問題更加突出。

  而儲能技術被認為是解決上述問題的優選方案。國際上針對儲能技術形成三個共識:一是儲能技術是推動世界能源清潔化、電氣化和高效化,破解能源資源和環境約束,實現全球能源轉型升級的核心技術之一;二是面向未來高滲透的新能源接入與消納,需要構建高比例、泛在化、可廣域協同的儲能形態,并通過新能源加儲能,變革傳統電力系統的形態、結構和功能;三是要堅實、有序推動清潔能源可持續發展,需要借助于低邊界成本的儲能技術。

  儲能是構建能源互聯網的關鍵要素。基于低成本、高性能的儲能技術,采用集中式或分布式接入,能夠構建高比例、泛在化、可共享、可廣域協同的儲能形態,為電力系統提供毫秒到數天的寬時間尺度上的靈活雙向調節能力,改變電能的時空特性直至改變傳統電力系統即發即用、瞬時平衡的屬性。

  2035年,我國能源互聯網儲能(非抽蓄)需求將達1.5-2億千瓦。 

  2035年,風、光新能源裝機規模將在當前基礎上增加3.6倍,超過70%分布在西、北部地區,電力跨區優化配置需求由當前的0.8億千瓦增加到3.8億千瓦。未來新能源消納形勢將更加嚴峻,對跨區通道能力建設、系統調峰能力提升、市場化機制建設提出了新要求。

  從特高壓送端電網來看,新能源資源與負荷中心分布不平衡的格局,促進了新能源基地及特高壓電網建設,交直流特高壓大受端電網逐步形成。風電、光伏等新能源電站配置儲能系統成為必然趨勢。

  從特高壓受端電網來看,對于大功率接受區外來電的受端電網,電網調節能力下降。直流閉鎖等永久性故障帶來大功率缺額將引發受端電網頻率穩定問題,直接制約著交直流輸電工程的穩態最大輸電能力。河南100兆瓦電池儲能示范工程便是為解決特高壓閉鎖而建設的。以河南開展的仿真研究為例,河南境內若配置6.7GW儲能,額定支撐時間6分鐘(響應速度100毫秒),可以有效避免特高壓事故造成的電網安全故障,并將天中直流和長南交流輸送能力提升設計水平(增加700萬千瓦左右),按年運行小時數5000小時,可以多送350億/年。

  從電價體系來看,我國不同地區省份的峰谷電價不同、峰谷時段,同一省份不同容量工業用戶的峰谷電價也不同。基于目前鋰離子電池儲能的性價比水平,在江蘇工業園區安裝儲能,通過峰谷價差套利,有望在5-8年收回投資,而儲能系統有效服役時間為10年以上。峰谷差價套利是目前具有盈利可能性,且有市場價格體系支撐的一套商業模式。預計江蘇有800-1200萬kw,浙江有500-800萬kw,上海有300-500萬kw,北京有200-300萬kw,廣東有600-1000萬kw的裝機空間。

  鋰電池率先商業化 

  得益于電動汽車產業的發展,帶動了鋰離子電池成本的下降,鋰電池在電力儲能應用具備一定的經濟性。如下表所示:

   

  近年來,多種類型儲能技術產業化不斷進步,其中鋰離子電池儲能技術經濟性得到顯著提升,2018年其綜合度電成本接近0.4元/度,2020年有望達到0.25元/度,2030年接近0.12元/度,儲能系統年利用小時數達200小時即可盈利。

  以鋰離子電池為代表的電化學儲能技術經濟性得到較大提升,基于儲能電池的百兆瓦級系統集成技術取得一定突破,電化學儲能技術逐步得到示范或商業化應用,已在調峰調頻、系統備用、改善電能質量、可再生能源消納等方面發揮作用。

  未來電化學儲能本體將進一步向長壽命、高安全、高效率、低成本化方向發展,在新能源發電、用戶側等領域得到廣泛推廣應用;百萬千瓦級儲能電站將成為有效的電力電量調節資源,具有超長時間長度儲能技術將提升終端戶用能量的高效利用(替代抽蓄);2025年百萬千瓦級儲能電站經濟性超過抽蓄。各類儲能在電網中的廣域協同、有序聚合,極大提升電網對功率平衡和電量平衡調控功能,突破電力供需實時平衡的限制。

  大規模儲能應用與推廣對電網的變革 

  儲能系統綜合度電成本不斷下降,儲能系統有望在發電側用電側實現廣域布局,當裝機容量達到一定比例,對電力系統的功能產生重大影響。

  以套利電力差價為目標的分布式儲能將在用戶側實現廣泛應用,以收集日級別新能源接入與消納的儲能系統將在發電側實現廣域布點安裝。當儲能系統廣域裝機比例達到10%以上,將解決日級別電力不平衡問題,傳統電力系統的結構將發生重大變化。

  電動汽車的普及及海量V2G充電樁的激增,大量退役動力電池的在電網中梯次利用的推廣,將對電力系統的結構產生重大影響。

  動力電池技術儲備和發展態勢,將在3-5年基本消除電動汽車的使用焦慮,支撐電動汽車大規模應用與普及;預計2020年,我國電動汽車累計保有量將500萬輛,2030年保有量將達5000萬輛以上,以配置80kwh電池為參考,等效儲能容量將達到40億kwh,同時電動汽車退役電池梯次利用存量達4億kwh。由廣域分布的海量V2G充電樁,電動汽車以及車聯網自發形成了容量巨大的能源互聯網形態,以及電能互動全新生態,將對電力系統的結構產生重大影響。

  最后套用一句話來總結:儲能前途是光明的,但仍需走一段曲折道路。

 

  編輯:規劃戰略與信息中心 圖書館

  信息來源:https://www.china5e.com/news/news-1063900-1.html

 

 
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