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助力双碳,总结大型储能爆发的七点因素

作者:优德88手机中文版新闻中心 来源:储能设计 发布时间:2021-09-10 浏览:
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近日,央视再次聚焦储能行业,据其报道,2021年上半年国内新增新型储能装机规模超过10GW,同比增长超600%;装机规模较大的项目数量达34个,是去年的8.5倍,辐射全国12个省份。新型储能即指除抽水蓄能以外的储能类型,以电化学储能为主。根据国标《电化学储能电站设计规范》的定义,大型电化学储能电站是指功率30MW且能量30MWh及以上的储能电站,考虑近期众多百兆瓦以上储能电站的落地,本文所指大型储能电站指功率100MW且能量100MWh及以上的电化学储能电站。

储能根据其应用场景分为新能源侧,常规电源侧,电网侧和用户侧。其中常规电源侧储能以火电侧为主,以火电机组的3%容量估算,百万机组配套储能大概在30MW,充放电倍率一般为1C或2C;用户侧储能除部分如钢铁厂等大用户在开展大型储能论证外,基本为中小型储能;电网侧储能(指由电网公司投资的储能)目前受政策制约,目前仅有江苏苏州和南京江北110MW/193.6MWh两座大型储能电站,暂无其他大型储能开展。大型储能当前主要集中在新能源侧的应用,主要包括风电,光伏配套储能和建设集中式共享储能两种形式。对于集中式共享储能,内蒙,安徽,山东,青海等多地鼓励新能源企业租赁,购买共享式集中储能电站服务,视同自行配建储能。两部委出台的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》有利的促进了一体化项目配套大型储能的建设。

短短这几年,电化学储能一波三折,在质疑中壮大。2018年是储能发展的元年,电网侧和用户侧储能爆发,但随着2019年随着电网侧储能被按下“暂停键”,用户侧储能由于储能本身价格以及商业模式的不稳定急转而下,新能源侧当时尚未有政策或商业模式驱动,2019年整个储能行业遭遇“寒流”,2020年随着诸多省份要求在新能源侧“强配”储能,储能又焕发生机。今年以来,随着双碳目标和新能源为主体的新型电力系统的推进,储能市场彻底爆发,特别是集中式共享储能电站和一体化项目为代表的大型储能纷纷落地。

编者认为大型储能电站爆发主要包括以下七点因素。

1,双碳背景下政策的支持。双碳背景下电力系统面临着严峻的调峰,调频,调压,惯量支撑等压力,依靠传统的调节资源已无法满足快速增长的需求,新能源从传统电源身后走向舞台的中央,通过配置电化学储能等方式承担相应的义务。各个省份纷纷出台政策,针对大型储能通过完善电力现货或辅助服务市场,新能源强制配套,项目审批或并网政策倾斜,发售电量补贴等方式促进其建设。

2,光伏,风电投资成本的下降。目前,除海上风电今年退补外,陆上风电,光伏均已实现平价上网,多个地区光伏,风电竞配项目的上网电价低于燃煤机组上网电价,特别是在风光资源丰富地区,风电,光伏发电利用小时数较高,使得新能源配套储能存在一定的盈利空间。

3,储能电站投资成本的大幅降低。2018年左右,以充放电倍率0.5C为例,储能电站单位瓦时建设成本大概在3.2元左右,目前单位瓦时建设成本在2元左右,建设成本大幅降低;同时储能的充放电倍率,一致性水平等性能的提升,也降低了储能电站全寿命周期的度电成本,推动了储能的规模化发展和商业化进程。

4,储能新技术的应用。大容量电芯,1500V直流系统,液冷,长寿命电芯,新型电池类型等新技术的应用,有利的促进了储能电站的规模化发展。以储能变流器为例,以往的1000V直流设备,单台额定功率约为630千瓦;当前新推出的1500V直流设备,其额定功率已达到1700多千瓦,极大的提高了储能电站的能量密度。

5, 建设运行管理水平的提升。电化学储能发展历史短,随着近几年各种应用场景项目的建成投运,行业逐步积累了储能电站建设,运维,管理等方面的经验,使得大型储能电站的建设具备相应条件。

6, 集约化建设运维。大型储能电站集中布置配电设施,监控,远动通讯,消防等设施,同时统一运维管理,节省运维人员的开支成本。相对多个分布式储能,同规模集中式大型储能投资和运维成本更低。另外,储能属于新兴事物,传统能源企业大多对其建设,运维模式较陌生,通过让“专业的人做专业的事”,释放常规新能源企业的建设,运维压力,让有相关经验的人建设和运维储能电站,保证储能电站安全稳定运行。

7,统一调度管控。储能应用功能丰富,具备调峰,调频,调压,备用等多重功能。大型储能可集中发挥其多重的应用功能,同时便于电网公司统一调度管控。

关键字:储能

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