储能风起!

“2021年储能产业的风起来了!”

在4月14日召开的第十届储能国际峰会上,中关村储能产业技术联盟创始人俞振华发出上述感概,而这也是行业对市场变化的普遍感受。

随着碳达峰、碳中和、“构建以新能源为主体的新型电力系统”等目标的提出,作为支撑可再生能源发展的关键技术,储能迎来了跨越式发展机遇。业内人士同时呼吁,眼下要从全局出发,做好顶层设计,尽快明确储能发展应用的路线图和时间表

(文丨本报记者 卢奇秀)

储能规模化应用迫在眉睫

在中国能源研究会理事长史玉波看来,随着国家将储能产业发展和技术应用纳入国家能源发展战略,储能已成为能源互联和智能化体系下不可缺少的一部分。面对未来大规模新能源接入和消纳,储能与新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现碳达峰、碳中和目标的必由之路。   

加快新型储能发展意义重大。“传统以稳定电源构成的电力系统和以新能源为主体的新型电力系统在运行特性上存在巨大差异。在碳达峰、碳中和目标下,预计2030年前后新能源将成为我国电力系统的主体能源,届时系统运行特性将发生深刻变化。”电力规划设计总院院长杜忠明指出,新型储能在电力系统中快速吸收、释放功率,能有效支撑节点电压、平抑系统频率波动,有助于保障电力系统安全平稳运行。

截至目前,全国已有超过20个省份提出“新能源+储能”配套发展的政策措施,宁夏、山东、青海等地区明确要求新能源项目配置储能比例不低于10%—20%

一方面政策为储能发展创造了有利环境,另一方面,经过十年蓄势,我国储能产业已堪当大任。2020年储能迎来了爆发,行业突破七年反复提及的1500元/kWh系统成本的关键拐点,新增投运电化学储能项目达到1.56GW,首次突破GW大关,是2019年新增量的2.5倍。

峰会现场发布的《储能产业研究白皮书2021》预测,在保守场景下,2021年底我国储能市场的累计投运容量为40.8GW,其中电化学储能技术的增长速度最快,将正式跨入规模化发展阶段。理想场景下,储能累计投运容量将提升至41.66GW。  

系列问题待解

行业对新能源配建储能已有充分认识,但配建方式、配建规模和节奏还缺乏整体规划。

“储能成本还比较高,规模不能马上上来。到2030年风光发电总装机容量要达到12亿千瓦以上,需要的储能规模在2亿千瓦以上。届时,储能还存在缺口怎么办?‘十四五’期间是否要发展一定燃煤机组?风光发电发展节奏应当如何?”国家电网有限公司总工程师陈国平说,新能源出力波动大且最小出力低、电网平衡支撑力不足,高比例新能源系统的供电保障能力和电网安全受到挑战,“储能到底需要配多少,在理论和计算方法上还要进行研究。”

从储能自身来看,其规模、成本和寿命方面还不能完全满足应用需求,部分核心技术还不掌握,储能产品的安全标准体系等仍需继续完善。中关村储能产业技术联盟理事长陈海生坦言,“储能春天已经到来,行业得到了更多的关注,但还没有进入夏天。”

经济性便是储能大发展的一道关卡。俞振华指出,当前储能从业者除少数龙头企业之外,大多数是实力单薄的中小企业。时至今日,还没有摸索出适合的市场机制和商业模式,“行业内技术厂商靠垫资、集成商赔钱担风险的现象很普遍。占据绝大多数的新建风光侧项目属于强配储能,虽然风光储模式促进了储能行业快速增长,但缺乏体现储能成本的疏导机制,强配储能必然引发低价无序竞争。从商业角度来看,现有储能项目的收益模式也遭遇市场规则变动和过剩低效电力资产的挑战。”

优先做好前瞻性规划

“双碳”目标完成在即,时间紧、任务重,储能产业如何切实发挥作用?

在史玉波看来,储能发展要优先做好前瞻性规划,落实配套项目应用的资质政策,需要深度开放的电力市场同步解决储能参与的应用规则;储能身份有待进一步明确,各领域不同应用场景储能的并网手续也要明确。

国家能源局监管总监李冶透露,国家能源局将会同有关部门组织开展新型储能“十四五”规划研究,明确新型储能发展目标、重点任务和保障措施,指导地方科学引导本地区新型储能的发展。同时,将会同有关部门开展新型储能发展的综合性政策研究,重点破解新型储能发展中存在的价格、市场等体制机制的约束,以促进技术装备和商业模式创新。

风光储平价的到来,将是全面替代化石能源的关键节点。“一方面提高电池寿命;另一方面,通过高效集成、液冷等技术降低使用过程的损耗。”在宁德时代新能源科技股份有限公司副总裁谭立斌看来,未来电化学储能存储度电成本将下降到0.1元。年发电1200小时的光伏场景,配2小时储能,平准化度电成本中储能增加的成本将低于0.02元。

储能的风起来了,乘风而起,还需聚势前行。在谭立斌看来,电力市场本身存在特殊性,储能发展既需要“计划经济”的高效协调和合理规划,又需要“市场经济”来充分发挥有效竞争和平等开放,以达到经济和发展的最优化配置。

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