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大规模储能项目研究启动 碳中和目标推动储能产业崛起

元一能源 2021-03-18 17:27 发文

近日,《大规模储能支撑高比例可再生能源电力系统安全稳定运行研究》工作正式启动。这是国内首次开展该项研究,将填补大规模储能支撑高比例可再生能源电力系统安全的技术空白,进一步推动我国能源高质量发展。

大规模储能项目研究启动 碳中和目标推动储能产业崛起

此次研究内容含大规模储能系统接入电网适应性及按期性分析、大规模储能的纯新能源系统安全稳定运行关键技术等五方面。研究时间将贯穿2021年全年,预计5月31日前形成初步研究成果,6月至12月进一步细化完善研究结论。

“碳达峰”“碳中和”是我国的重大战略决策,想要实现这一愿景,新能源的快速有序发展将起到举足轻重的作用。大规模储能发展是新能源充分开发利用的最佳技术支撑,能够有效解决电网运行安全、新能源消纳、电力电量平衡等方面存在的突出问题。

“新能源+储能”模式将为可再生能源大规模发展和并网提供有力支撑。同时,储能系统作为能源存储转换的关键,可以提高多元能源系统的安全性、灵活性和可调性,是构建能源互联网的核心。

大规模储能项目研究启动 碳中和目标推动储能产业崛起

地方明确新能源配储比例要求

为发展壮大新能源产业,落实国家“碳达峰、碳中和”工作,在2021年的能源工作计划中,储能被多次提及,且都要求了配置比例,如果说以前是鼓励,今年多地则是强制。多个省份都提出要配置储能:

海南明确,全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制,具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦,且同步配套建设备案规模10%的储能装置。

陕西提出,从2021年起,关中、陕北新增10万千瓦(含)以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施,其中榆林地区不低于20%,新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上,储能系统满足10年(5000次循环)以上工作寿命,系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设,且须与发电项目同步投运。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。

青海要求,积极推进储能和可再生能源协同发展。实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目,储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%,储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统,使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0.2,实现就地平衡。

大规模储能项目研究启动 碳中和目标推动储能产业崛起

储能市场有望加速释放

数据显示,2020年中国风电光伏累计装机容量已经超过5亿千瓦,到2030年风电、光伏要实现装机容量12亿千瓦的目标,未来十年还需实现约7亿千瓦的增长,即每年7000万千瓦。

单从数据来看,12亿千瓦的目标实现似乎并不难。但电力低碳化不是简单的做加法,要克服风电光伏的间歇性和波动性,整体电力系统都需要发生转变。作为推动可再生能源发展的关键技术,储能被业内公认为是解决上述问题的最佳解决方案之一。随着中央首次定调构建以新能源为主体的新型电力系统之后,储能的发展毫无疑问会加快。

据预计,中国新型储能在2030年之后会迎来快速增长,2060年装机规模将达4.2亿千瓦左右。而截至2019年,我国中国的新型储能累积装机规模为2.1吉瓦。这意味着,2060年中国新型储能装机规模将飙升近200倍。

市场对于新能源配置储能也寄予希望。从目前情况来看,光伏在我国发电体系中的占比未来将越来越高,而储能能较好降低光伏发电成本。未来,“光伏+储能”将创造更多更加安全可靠的光伏发电场景,同时其具备快速响应电网调频等众多优势,成为新能源电力市场发展的必然趋势之一。

大规模储能项目研究启动 碳中和目标推动储能产业崛起

配置成本还需进一步降低

目前,多个上市公司都在“新能源+储能”领域进行布局。业内人士认为,各地支持“新能源+储能”发展,将带动储能市场的发展,但会增加新能源项目的投资成本。目前储能市场发展缓慢,还处于初级阶段,成本仍较高。

其实,储能成本在过去十年间,每年平均下降10%至15%。多数专家认为,只有当锂电池成本下降至约0.35元/度电时才具备经济性,届时可再生配储能也将更具可行性。

市场预计,至碳中和阶段,电网侧调峰调频需求崛起,2030年储能投资市场空间将达到1.3万亿元,储能产业未来有望发展新机遇。

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