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        我國儲能領域深度剖析

        來源:摘自《中國鹽業協會》 時間:2021/06/09 瀏覽次數:

        1.為什么發展儲能:平衡電力供需波動

        能源轉型趨勢下,儲能的作用日益凸顯。電力是即發即用、無法直接儲存的能源形態,因而在電力供需兩端頻繁波動的背景下,為保障電能質量的穩定,調度單位需要實時平衡。而儲能是將電能轉化為其他形式的能量存儲起來,并在需要時轉化為動能、勢能等。儲能具有環境適應性強 、配置方式靈活、建設周期短等優勢。在我國能源轉型大趨勢下,儲能的作用日益凸顯,其應用范圍涉及發、輸、配、用各個環節。??

        1.1. 發電側:輔助傳統電力調頻,促進新能源消納

        傳統發電領域:儲能輔助調頻。在傳統發電領域,儲能在發電側的主要作用為輔助調頻,使電源更具可控性。一般適用于電源靈活性較差的地區,例如山西、內蒙古等火電裝機為主的省份,通過配置功率型儲能電池,可以增加機組整體的響應性能。新能源領域:儲能可平滑出力波動,促進新能源消納。由于風電、光伏等新能源發電具有較強的隨機性、波動性和間接性。因此,新能源高比例接入電力系統后,將導致發電波動大幅增加,增加了維持電力供需平衡的難度。而儲能系統可以跟蹤新能源發電出力計劃,在出力低谷時儲能系統輸出功率,在出力尖峰時,儲能系統吸收功率。因此,儲能系統可平抑新能源發電的波動性,從而減少能源浪費,促進新能源的消納。??

        1.2. 電網側:緩解電網阻塞,降低網損成本

        儲能系統置于線路上游,緩解電網阻塞。發生線路阻塞時,位于上游的儲能系統吸收未能輸出的電能,并在線路負荷較小時再輸出電能,可以有效緩解電路阻塞情況。儲能可有效降低網損成本。峰負荷時的電價高,相應時段的網損成本也更高,通過安裝儲能系統可有效提高電網的輸配電能力,從而降低網損成本。根據《中國電網側儲能在典型場景下的應用價值評估》中的測算,在單回 10 千伏輸電線路、末端負荷供電案例下,安裝 1 兆瓦時儲能即可降低網損率約 1%。 ??

        1.3. 用電側:峰谷價差套利,容量電費管理

        谷沖峰放,價差套利。我國大部分地區采用分時電價體系,將一天按負荷曲線劃分為峰、平、谷三個時段,并對應峰、平、谷三種電價,在分時電價體系下,峰時用電成本高于谷時用電成本。用戶安裝儲能系統后,在谷時充電、峰時放電,實現了峰谷價差套利從而降低用戶的用電成本。??

            削減用電尖峰,降低容量電費。我國對供電部門大工業企業實行兩部電價制,即用與容量成比例的固定基本電價和與用電量成比例的變動電價來決定電費。工業用戶可利用儲能系統在負荷低谷時充電,在負荷高峰時放電,從而降低整體負荷,減少容量電費

        2.儲能技術以傳統的抽水蓄能及電化學儲能為主,新型儲能技術獲得重視。

        儲能技術是通過特定的裝置或物理介質將不同形式的能量儲存起來,以便在需要時再次利用的技術。狹義來看,儲能技術主要指熱儲能和電儲能技術。傳統儲能技術以抽水蓄能及電化學儲能為主,隨著工藝技術的進步和國家對儲能的重視,多種新型儲能技術已在電力系統的各個環節有所運用。??

        儲能項目裝機規模穩定增長。截至 2019 年年底,全球已投運儲能項目裝機 183.1GW,其中抽水蓄能裝機 171.0GW,占比 93.4%,但其裝機規模同比幾乎無增長;電化學儲能裝機8.2GW,占比 4.5%,裝機規模同比增長 24.8%。從中國的情況來看,2019 年,中國已投運儲能項目裝機規模合計 32.3GW,占全球市的 17.6%。其中,抽水蓄能裝機 30.3GW,占 比 93.7%,裝機規模同比增速不到 1%;電化學儲能裝機 1.58GW,占比 4.9%,裝機規模同比增長 58.5%。抽水蓄能裝機規模最大,電化學儲能最具發展潛力。??

        抽水蓄能技術在 20 世紀 90 年代就已實現商業化應用,發展較為成熟,目前在全球已投運儲能項目中裝機規模占比最大,但受地理資源條件約束,且具有能量密度低、投資額高等缺陷。而電化學儲能是當前應用最廣、最具潛力的電力儲能技術,其全球的裝機規模從 2016 年的 1.8GW 上升 2019 年的 8.2GW,復合增速 65.78%。電化學儲能具有受自然條件的約束小、建設周期短、應用場景廣泛鋰電成本下降助推全球電化學儲能市場高速增長。??

        過去五年,全球主要發達國家嘗試規?;瘧秒娀瘜W儲能技術,電化學儲能裝機在全球范圍內呈現加速增長的趨勢。2013-2019年,全球電化學儲能裝機從 0.7GW 增長至 8.2GW,復合增速 50.7%。其中,2018 年電化學儲能裝機同比增速 127.59%,實現跨越式增長。電化學儲能實現高速增長的驅動因素主要源于鋰電成本的下降。①鋰電為電化學儲能主流技術路線:截至 2019 年,鋰電池儲能為電化學儲能的主要構成,裝機規模占比 87.3%。與其他電化學儲能技術相比,鋰離子電池已經連續七年占據全球新增投運總規模的最大比重,裝機規模也在 2019 年迎來了歷史新高,達到 7.2GW。②鋰電成本下降:近年來,鋰電儲能成本呈現快速下降趨勢,技術經濟性持續提升。據彭博新能源財經統計,截至 2018 年,一套完整安裝的 14kWh 家用鋰電儲能系統的基準資本成本為 654 美元/kWh,折算為平準化度電成本約為 0.10 美元/kWh, 較 2016 年下降約 42.6%。BNEF 預計到 2021 年該成本將下降至 405 美元/kWh,未來三年累計下降幅度為 38.1%。等優勢,未來隨著規模效應體現,成本進一步下降,電化學儲能的發展前景廣闊。??

        中國電化學儲能市場:邁入規?;A段。

        從規模來看,中國的電化學儲能裝機規模連續多年保持快速增長趨勢,2013-2019年,電化學儲能裝機從 0.1GW 增長至 1.58GW,復合增速 58.41%。且新增裝機保持高速增長,2018 年,電化學儲能新增裝機規模同比增長 465%。從結構來看,與全球市場一致,鋰離??子電池為我國電化學儲能的主要構成,2019 年,鋰離子電池占電化學儲能裝機的 79.7%??傮w來看,我國電化學儲能裝機規模尚小,這與其所處的發展階段相關。當前,我國電化學儲能市場正從商業化初期階段過渡到產業規?;A段。未來,我國電化學儲能產業有望快速提升技術水平、完善標準體系,并形成完整的產業體系。

        預計 2030 年風電、光伏裝機有望達 16 億千瓦。據我們測算,在碳中和及碳達峰愿景下,預計到 2030 年,風電、光伏發電量分別由 2019 年 0.4/ 0.2 萬億度,提升至 1.2/ 1.2 萬億度;裝機容量分別由 2019 年 2.1/ 2.0 億千瓦提升至 5.6/10.0 億千瓦,合計 16 億千瓦,高于 2020 年 12 月氣候雄心峰會上提出的 12 億千瓦最低目標。??

        3.可再生能源并網,需要多少儲能?

        在能源結構轉型,新能源裝機高增,各地政府要求配置儲能的背景下,我們對我國新能源并網帶來的儲能空間進行測算。預計 2020-2025 年間,風電、光伏并網帶來的新增儲能需求合計為 28GWh,年均新增儲能需求為 4.7GWh。測算假設:①新增裝機:根據表 3 的測算結果,假定 2020-2025 年,風電光伏新增裝機呈線性增長,每年合計新增裝機規模 104GW;②儲能配比率:從 2020 年各地要求的儲能配比率來看,最低配比要求 5%,最高配比要求 20%。我們假定 2020 年實現配比率 10%,以后每年配比率逐漸上升 2pct,至 2025 年實現配比率 20%;③儲能功率占比:根據現有儲能項目功率配比情況,假設為 15%;④儲能時長:按 2h 的平均備電時長作為估算值。??


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