谷峰:减煤量不等于减煤机

文章来源:南方能源观察谷峰2021-01-19 13:34

应对风光特性,用大电网还是储能?

 
目前对于实现碳中和的路径,能源领域普遍认为需要大力发展光伏和风电。风光如果成为实现碳中和的主力,就需要解决其间歇性和波动性给系统稳定运行带来的问题。从技术层面看,有储能和大电网两种方式。电化学储能的成本下降得很快,以锂电池储能系统为例,2009年时大约是5000元/千瓦时,现在可以做到1200元/千瓦时。据了解,储能的成本每10年降一半的可能性是非常大的。以此为基础,到2030年,电化学储能的成本下降将非常显著。
 
但当前有一个很有意思的现象,支持电化学储能的人也支持大电网的建设,实际上,电化学储能和大电网是相互替代的技术。电力无法实现大规模经济存储,发输配售环节需要同时完成,所以才有大电网的概念。如果储能技术取得了突破,可以配合集中式和分布式可再生能源,实现电力的大规模储存,那时候就不再需要大电网了。但是很遗憾,从目前来看,还没有实现这种突破。
 
首先,电化学储能的绝对存储能力还没有达到可以替代大电网的程度。从能量密度上看,不严谨地说一公斤煤炭大约能够发三度电,如果一公斤的电池能够储存三度电,就意味着将来可以直接输送电池,但现在储能的能量密度大约只有三度的二十分之一。以京津唐电网为例,目前最大负荷是6000万千瓦,最大负荷出现在每年的8月,这个月风光的不稳定时间大约会持续10天左右。如果依靠电化学储能,不依靠煤电机组,这10天需要储存由风光生产的50亿度电才能“扛”过去。按照极端情况下全部配置储能(假设成熟替代方式只有储能),电化学储能成本以1000元/千瓦为基准,京津唐需要投资5万亿元,而目前全国电网总资产大约只有6万亿元。
 
此外,近几年储能在国际上发展迅速。在欧美国家的电力批发市场里,储能主要是功率型的应用,因为其反应速度快、精度高,可以在系统调节里发挥作用。而其能量型应用主要在电网末端,原因是这些国家的电网收费由输电价、配电价和接入费三部分构成,接入主网的费用需要由用户来买单。对于用户而言,在需求小幅增加的情况下,加装电池储能比多建一条电网线路可能更为经济。与此同时,部分国家的制度设计比较科学地明确了每一个节点、每一个用户的经济责任,所以储能在电网末端有很大的应用空间。但在电力批发市场里,储能则不是能量存储的主要方式。
 
所以不能否认,在局部地区、局部时段、部分功能上,储能具备一定优势,但以目前的技术,还难以成为助力实现碳中和的主要方式,一定时间内,仍然主要需要依靠大电网。 本+文+内/容/来/自:中-国-碳-排-放(交—易^网-tan pai fang . com

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