陈海生:“双碳”目标下的储能发展

文章来源:中关村储能产业技术联盟碳交易网2021-10-09 11:44

随着碳达峰、碳中和成为全球共识,新能源在整个能源体系中的比重将快速增加,储能迎来爆发式增长。国家以及各省级能源主管部门密集出台一系列储能利好政策,国内外大规模储能项目陆续启动,储能技术呈现出抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气储能、钠离子电池、液流电池、飞轮储能等“百家争鸣”局面,与此同时,越来越多的企业投身储能,或扩产或跨界合作,储能产业呈现蓬勃发展的良好局面。
 
01储能利好政策密集发布
 
2021年以来频频发布的储能政策,对储能在“十四五”时期的发展至关重要。
 
《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确了储能产业在“十四五”时期的发展目标,确定了近期储能发展的重点任务及产业布局,对储能政策思路及市场建设给予了指导。《新型储能项目管理规范(暂行)(征求意见稿)》《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》这两个文件,切中储能规模化发展的安全和项目管理的瓶颈问题。《项目管理规范》明确了储能从项目准入、备案、建设、并网、运行、退役等全流程的管理规范,明确项目管理职责,破解储能管理困局。《安全管理办法》确立了储能电站全生命周期的安全管理体系,针对消防安全明确各环节管理要求与责任。
 
在电价政策方面,《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》在中央文件中首次明确了建立新型储能价格机制,《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》为制定新型储能电价机制给予了有益指导,《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》对储能在用户侧发展营造了良好的电价政策环境。
 
在储能与可再生能源协同发展方面,《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一,《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》首次从国家层面明确了保障性并网以外的可再生能源配置储能的比例,通过市场化的方式推动调峰资源的合理配置,为新型储能与抽水蓄能、火电灵活性机组、气电、光热电站等灵活性调节资源建立合理的布局空间。
 
上述政策从不同层面解决储能发展的关键问题,为储能的规模化发展奠定了基础。
 
02需要国家与地方统筹协调布局
 
在国家层面出台政策的同时,各地也在根据当地能源禀赋制定相关目标。在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中,国家能源局明确,到2025年,新型储能装机规模达3000万千瓦(即30吉瓦)以上,《山东能源发展“十四五”规划(征求意见稿)》则明确到2025年建设450万千瓦(即4.5吉瓦)左右的储能设施。部分省份虽未明确储能具体装机规模,但也基本按照新能源装机比例10%~20%、连续储能时长2小时以上进行配置。
 
其实,储能作为电力系统的重要调节资源,更需要国家层面及各地方统筹布局,协调发展。国家层面应做好顶层设计,明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究,提出各地区规模及项目布局,并做好与相关规划的衔接。
 
在电源侧应结合系统实际需求,推进储能与可再生能源协同发展,优化运行保障新能源高效消纳利用,充分发挥大规模新型储能的作用,推动多能互补发展;在电网侧应积极推动储能的合理化布局,通过关键节点布局电网侧储能,提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平;在用户侧应积极支持用户侧储能多元化发展,探索储能融合发展新场景,推进源网荷储一体化发展。
 
03大规模储能项目开发加速
 
自2018年江苏镇江百兆瓦电池储能电站投运后,受储能安全和电网侧储能未被纳入电网成本因素影响,随后的两年大规模储能电站开发几乎停滞。如今,随着储能技术进步和“双碳”目标带动,百兆瓦级别的储能电站开发加速。
 
位于山东的三峡新能源庆云储能电站示范项目规划总容量300兆瓦/600兆瓦时,一期100兆瓦/200兆瓦时储能系统计划今年底投产运行。位于河北张家口的国际首套100兆瓦/400兆瓦时先进压缩空气国家示范项目也正在设备安装的关键阶段。
 
随着以新能源为主体的新型电力系统的构建,新能源装机规模越来越大,风光消纳压力增大,大规模储能电站建设可有效缓解新能源消纳并网难题、平滑新能源出力波动。
 
随着百兆瓦电池储能电站的陆续开工,更大规模的吉瓦级别的储能电站也被列入开发日程。据了解,江苏启东500兆瓦/1吉瓦时储能电站可研报告编制项目已在江苏林洋亿纬储能科技有限公司批准建设。此前,华能集团也曾发布晋北清洁能源外送基地500兆瓦/1000兆瓦时独立电池储能电站可研报告编制采购公告。
 
据不完全统计,2021年上半年,国内新增新型储能装机规模超过10吉瓦,同比增长超600%。且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。
 
04储能技术百家争鸣
 
储能项目开发速度的加快,给各种储能新技术提供了发展机会,尤其是大规模储能电站的建设。大规模抽水蓄能建设明显加速,大规模锂离子电池蓬勃发展的同时,让更多人看到了压缩空气储能和液流电池等长时储能技术的潜力。
 
在贵州毕节,一套新型压缩空气储能系统已经安全运行超过4000小时,这也是压缩空气储能领域的国家示范项目,实现了目前全球压缩空气储能系统最高效率。
 
8月25日,国家电投山东分公司投资建设的海阳101兆瓦/202兆瓦时储能电站项目正式开工,除采用磷酸铁锂电池外,还试点应用国家电投中央研究院研发的铁铬液流电池技术。通过项目验证技术可行性以及电力应用场景下的适用性,加快上下游产业链的落地。
 
储能应用场景丰富多样,目前没有一种储能技术适用所有的应用场景,同样的一个应用场景下也可能会有多种储能技术混合使用,未来能量型储能技术和功率型储能技术都会有用武之地。
 
根据国家能源局的最新政策,国家应坚持储能技术多元化,推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用,实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期,加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范,以需求为导向,探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
 
05储能任重道远
 
储能市场今年虽然发展较快,但必须清醒地认识到,目前正处于商业化、规模化应用的初期,仍面临发展过程中的诸多挑战:
 
首先在技术层面,各类主流储能技术仍在快速发展的过程中,规模、成本、寿命方面还不能完全满足应用的要求,需要进一步降本、提质、增效;
 
其次,储能产品的安全和标准体系仍需继续完善,安全是储能可持续发展的基本底线,应该从技术、产品创新和安全标准、评价体系等方面突破,为产业安全发展保驾护航;
 
再次,储能市场的主体地位还需进一步落实,市场交易、调度和结算体系还难以与之匹配;
 
最后,市场尚未建立起稳定、成熟的储能商业模式,同时缺乏长效的储能成本分担与疏导机制,市场存在低价恶性竞争、政策风险、投资风险等因素不利于行业长远发展。

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