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电规总院院长杜忠明:当前国内新型储能利用情况差异较大

来源:碳索储能网   发布时间:2023-09-19 02:48:14

“现在不是要不要发展新型储能的问题,而是怎么样高质量发展新型储能的问题。”

9月15日,在2023“一带一路“清洁能源发展论坛上,围绕新型储能及青海储能发展现状,电力规划总院院长杜忠明表示,当前的新型储能装机规模连年翻倍,技术呈现多样化趋势,但也存在利用情况差异过大的问题。

据统计,2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。电网侧储能日均充放电次数约0.4次,在电力市场运行较为成熟的山东、甘肃、宁夏等地则可达0.8次。

用户侧储能日均充放电次数约0.6次,在中东部地区峰谷套利具有盈利空间。

而就青海来看,电力刚性需求增长,新能源外送规模不断提升,但新能源消纳隐患尚存。预计2025年新型储能装机规模将达到600万千瓦/2小时以上,2030年新型储能装机将达到1200万千瓦/2小时以上。

以下为杜忠明院长的发言整理:

装机规模连年翻倍

总体来看,截至2023年上半年,全国新型储能装机超过1700万千瓦,较去年年底翻番。

从应用场景来看,目前的新型储能应用集中在源网侧,合计约占87%,其中以新能源配建和共享储能为主。

从地区来看,华北、西北、华中已投运新型储能装机约占全国80%,各地建设进度存在差异,部分地区虽然已投项目少,但是规划在建项目多。

技术呈现多元化趋势

目前,锂离子电池储能仍然占主导地位,约占已投产装机的96%。

多项技术加速规模化应用,压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能项目陆续投产。

各类新技术也不断落地实施,钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等技术开展工程应用,新型储能技术发展呈现多元化趋势。

利用情况差异较大

新型储能在不同应用场景下利用情况差异较大。据统计,2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次,部分电站受收益模式和调度机制不明确、设备质量等原因影响。

电网侧储能日均充放电次数约0.4次,在电力市场运行较为成熟的山东、甘肃、宁夏等地可达0.8次。

用户侧储能日均充放电次数约0.6次,在中东部地区峰谷套利具有盈利空间。

各地陆续出台支持政策

近30个省(市、区)在新型储能规划、实施方案、专项政策或相关文件中提出新型储能发展目标,至2025年合计超过7000万千瓦。

多个地区推动新能源配建储能向共享储能形式转变,出台新能源租赁储能容量支持政策,容量租赁成为共享储能的主要收入。

此外,不同地区出台推动新型储能参与现货市场、电力辅助服务市场,给予容量补偿、按比例配置新能源指标等支持政策,扩大新型储能收益渠道。

全国储能需求分析

为实现2060“碳中和”目标,预计需求储能规模约14亿千瓦。目前我国抽水蓄能装机规模约为4500万千瓦,分布在中东部地区。

截至2023年6月底,全国在建和核准抽水蓄能装机1.3亿千万,其中约2100万千瓦布局在西北地区。

当前抽蓄发展热度仍然较高,预计到2023年全国抽水蓄能装机规模将超过1.8亿千瓦。

主要技术路线分析

锂离子电池

锂离子电池储能是最为成熟的新型储能技术,具有能量密度高、充放电效率高、响应速度快等特点。

电芯容量正在从280Ah向320Ah及更大容量迭代,单站最大规模超过200MW,并在进一步提高。

锂离子电池成本上受上游资源价格波动影响较大,电池安全运行风险尚未完全解决。

钠离子电池

钠离子电池原理和技术特点与锂离子电池相似,且低温应用性能较好。

全球首个1MWh项目在我国已投运,有多个10MW级别项目在开展前期工作。

目前,钠离子电池技术仍在快速发展,材料体系尚未完全固定,成本相对锂离子电池较高,循环寿命等关键指标需要突破。

液流电池

液流电池安全性高,功率和能量可以解耦,适用于4-10小时的储能应用。

我国已建成100MW级全钒液流电池示范工程,全铁、锌溴、铁铬液流电池等技术在开展示范。

目前,液流电池成本相对较高,其中电解液约占总成本一半,降本存在一定难度,运行中电解液渗漏问题仍需解决,系统效率有待提高。

压缩空气储能

压缩空气储能寿命长、安全性高、可提供转动惯性,储能时长在4小时以上。

国内陆续开展了10MW-300MW级的示范项目,随着多个工程实施,各主机设备造价持续降低。

压缩空气储能中,盐穴和人工硐室等地下工程的不确定性大、施工难度高,且存在一定气密性问题,系统整体储能效率仍需进一步提高。

飞轮储能

飞轮储能功率密度高、响应速度快,适合短时高频次储能应用,在一次调频和惯量支撑等场景中具有应用潜力。

飞轮储能单体规模一般在100-1000KW,正在向2-4MW规模研发,系统规模达到10MW级。

飞轮储能成本相对较高,需要结合电力系统多种场景拓展混合储能应用。

重力储能

重力储能具有寿命长、布置灵活等特点,储能时长一般在4小时以上,可基于构筑物、斜坡、竖井建设。

国内已开工建设100MWh级的构筑物式重力储能工程,正在推进斜坡式和竖井式重力储能项目。

重力储能成本仍然较高,其重力块调度控制复杂,对建筑结构要求较高,运行稳定性需要通过示范进行验证。

新型储能技术综合比较

新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快。

从效率上看,新型储能均接近或高于抽水蓄能;从经济性上看,锂离子电池、压缩空气储能成本正在快速下降,逐步向抽水蓄能接近。

新型储能和抽水蓄能可充分互补,共同为新型电力系统建设提供支撑。

青海电力发展现状

电力刚性需求增长

“十四五”前两年,以单晶硅、多晶硅为代表的清洁能源产业链推动青海用电刚性增长。2022年,青海全社会用电量922亿千瓦时,其中钢铁、有色、化工、建材等四大高耗能产业用电占比75%。

支撑电源以水电为主

电源装机结构持续优化,支撑电源以水电为主。

“十三五”期间,青海新能源装机规模增长3倍,2018年新能源装机超过水电,成为第一大电源。截至2022年底,全省电源总装机4468万千瓦,新能源装机占比超过60%;水电装机1261万千瓦,占常规电源的76%,为省内主要支撑电源。

电网调节能力不断增强

电网结构进一步加强,电网调节能力不断增强。

省内电网方面,省内中西部“8”字型以及东部“日”字型750千伏骨干网架已初步形成。

省际通道方面,与西北主网750千伏联络通道增加至7回,省际互济能力超过900万千瓦。

跨区通道方面,青豫直流送电能力稳步提升,2022年达到600万千瓦。

新能源外送规模

青海省电力外送展望,2022年,青海仅有1条在运特高压直流外送通道,新能源外送规模500万千瓦。“十四五”及中长期,青海将在海南州建设1条特高压外送通道,在海西州新建4条特高压外送通道,新能源外送规模将超过9000万千瓦。

发展仍存隐患

支撑电源不足,电力保供压力大。受支撑电源装机不足、水电季节性出力不均衡影响,电力系统“夏丰冬枯,日盈夜亏”特征明显,省内电力供应保障极度依赖省间互济调节能力。

系统调节能力有限,新能源消纳存在隐患。青海现有水电站中77%为西北电网直调机组,较难兼顾青海电网调峰需求;煤电机组最小出力偏高,灵活性不足。受系统调节能力不足影响,2022年青海新能源利用率为91.7%,低于西北区域平均水平。

新型储能发展规模展望

新型储能通过弃电高峰时段充电,在其他时段放电支撑夜间负荷来消纳新能源。

枯水期,受中午集中弃电影响,新型储能最多可执行“一冲一放”工作模式;丰水期,因水电大发储能缺乏放电位置,新型储能充放电次数受限,影响储能经济性。

随着新能源大规模发展,新型储能需求将急剧扩大,但新型储能消纳新能源的边际效应加速递减。

综合考虑全社会电价可承受能力,预计2025年青海新型储能装机规模将达到600万千瓦/2小时以上,2030年新型储能装机将达到1200万千瓦/2小时以上。

新闻介绍:

“现在不是要不要发展新型储能的问题,而是怎么样高质量发展新型储能的问题。” 9月15日,在2023“一带一路“清洁能源发展论坛上,围绕新型储能及青海储能发展现状,电力规划总院院长杜忠明表示,当前的新型储能装机规模连年翻倍,技术呈现多样化趋势,但也存在利用情况差异过大的问题。

责任编辑:caoyang

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