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“新能源+儲能”要抓住“碳中和”機遇

2021-02-14 13:53  來源:中國能源報 世紀儲能網(wǎng)  瀏覽:  

“碳達峰、碳中和”的提出必將加快推動風電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展。同時,高比例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力將提出更高要求,給儲能發(fā)展帶來新機遇。

2030年新能源 新增配儲或超34GW

2020年9月22日,我國在聯(lián)合國大會上向世界承諾,“中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”(以下簡稱30·60雙碳目標)。2020年12月13日,我國在氣候雄心峰會上進一步闡述碳達峰、碳中和目標,提出到2030年中國單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右,風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

國家能源局公布2020年全國新增風電裝機7167萬千瓦、太陽能發(fā)電4820萬千瓦,風光新增裝機之和約為1.2億千瓦。此前國家能源局公布2020年1-11月新增風電裝機2462萬千瓦,新增太陽能發(fā)電裝機2590萬千瓦。這意味著,僅2020年12月的風電、太陽能的新增裝機容量就分別高達4705萬千瓦、2330萬千瓦。截止2020年底風電、太陽能發(fā)電累計裝機總容量超過5.3億千瓦。

國家能源局已發(fā)布2021年新增風電、太陽能發(fā)電1.2億千瓦的目標,按照新能源裝機的5%來配置儲能,那么2021年新能源側儲能規(guī)模將新增6GW。

按照2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機12億千瓦以上的目標,預計未來10年,風電、太陽能發(fā)電合計年均至少新增規(guī)模6700萬千瓦以上,才能實現(xiàn)12億千瓦以上的目標。若按5%的配置儲能比例簡單測算,2030年風光新能源將新增配套儲能34GW以上。

中國投資協(xié)會聯(lián)合落基山研究所2020年預測,在碳中和目標下,2050年,中國光伏和風電將占到電力總裝機量的70%。相應地,電化學儲能將由2016年的189MW增長到510GW,年均增長率達26%。

“30·60雙碳目標”的提出必將加快推動風電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展,高比例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力將提出更高要求,這就給儲能發(fā)展帶來了新機遇。儲能裝置可實現(xiàn)負荷削峰填谷,增加電網(wǎng)調峰能力,也可參與系統(tǒng)調頻調壓,提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定性。加快儲能有效融入電力系統(tǒng)發(fā)、輸、用各環(huán)節(jié)的進程,對于保障電力可靠供應與新能源高效利用實現(xiàn)30·60雙碳目標具有重要意義。

“新能源+儲能”面臨的問題

一是靈活性資源不足

由于我國資源稟賦和負荷不均衡,加上新能源的時空不匹配,風光大規(guī)模接入電網(wǎng),其波動性和間歇性的缺陷給電網(wǎng)帶來的影響也日趨放大,電網(wǎng)的調峰、消納壓力巨大,需要更多靈活性資源為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定高效運行提供支撐。目前,我國電力系統(tǒng)靈活性比較差,遠不能滿足波動性風光電并網(wǎng)規(guī)??焖僭鲩L的要求。我國靈活調節(jié)電源,包括燃油機組、燃氣機組以及抽蓄機組占比遠低于世界平均水平。特別是新能源富集的三北地區(qū),靈活調節(jié)占比不到4%,遠遠低于美國、日本等國家。高比例可再生能源電力系統(tǒng)運行的最大難點或者說風險就是靈活性可高調節(jié)資源不足,調頻調峰資源明顯不足,安全穩(wěn)定問題突顯。

最新發(fā)布的《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》(GB38755-2019),電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力的需要。隨著光伏風電發(fā)電比例不斷增大,電網(wǎng)的調頻需求越來越大。截止2020年底已有18個省市出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的有關文件。湖南、湖北、內(nèi)蒙、山東、山西、河北、貴州明確規(guī)定了儲能配比比例,配置儲能的比例從5%到20%不等。遼寧、河南、西藏三地雖并未要求具體儲能配置比例,但文件明確在新能源項目審核過程中“優(yōu)先考慮”新能源配置儲能項目。

目前新能源配置儲能項目普遍被認為是新能源配電儲能裝置,尤其是化學電池。但靈活性資源有多種,既包括靈活性火電、抽水蓄能電站、燃氣電站、燃油電站、儲能,還包括可調節(jié)負荷等,應從系統(tǒng)的角度出發(fā)統(tǒng)籌優(yōu)化,共同參與到電力系統(tǒng)的運行調節(jié)過程中來。

二是市場機制和相關激勵機制不健全

受體制改革不到位、市場機制不健全、市場化程度低等影響,我國新能源發(fā)電一直存在消納難題。目前儲能存在技術經(jīng)濟性不高、位置獨立分散、利用率低下,且成本疏導途徑及盈利能力受限等問題。

由于各地新能源發(fā)展規(guī)模、電網(wǎng)結構,調峰資源缺口程度有所不同,強配儲能給新能源企業(yè)帶來較大的成本壓力。盡管電化學儲能成本呈逐年下降趨勢,但目前仍高達0.6-0.8元/kWh,遠高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/kWh的度電成本。安裝、運行成本之外,融資成本、項目管理費等附加費用也很高。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素,新能源項目盈利空間逐步壓縮,配置儲能缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道,帶來的收益有限,建設積極性較低,導致部分省份新能源與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。

三是電化學儲能相關標準缺失

電化學儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展到現(xiàn)在已經(jīng)十幾年,相關標準并沒有得到完善,儲能系統(tǒng)從設計、運輸?shù)桨惭b、投運、驗收以及后期的運維,還有儲能系統(tǒng)的災后處理、電池的回收等,都沒有非常完善的標準和政策來支撐。

新能源配儲要抓住四個關鍵點

首先,加強儲能與“源-網(wǎng)-荷”協(xié)調規(guī)劃。

政府應統(tǒng)籌規(guī)劃所有靈活性資源的發(fā)展,如果一擁而上、泛濫式的發(fā)展,其結果只會造成無序競爭和社會資源的浪費。

加強儲能與“源-網(wǎng)-荷”協(xié)調規(guī)劃,促進“源-網(wǎng)-荷-儲”協(xié)調發(fā)展。根據(jù)不同地區(qū)對靈活調節(jié)資源的需求、發(fā)展定位和特點,明確儲能發(fā)展規(guī)模和布局,實現(xiàn)“源-網(wǎng)-荷-儲 ”協(xié)調發(fā)展,合理確定儲能發(fā)展規(guī)模、設施布局、接入范圍和建設時序并滾動調整,引導儲能合理布局、有序發(fā)展。

其次,加快電力市場建設。

應進一步加快建設電力中長期電力市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市和可能的容量市場等,使各種電力資源都能在市場交易中實現(xiàn)其經(jīng)濟價值,以促進新能源在更大范圍、全電量市場化消納,最終提高新能源發(fā)電占比。

要建立能夠充分反應儲能價值的市場化機制,合理科學地評估儲能配置規(guī)模和儲能服務價值,針對市場化過渡階段和全面市場化階段分別設計市場規(guī)則,最終形成“誰受益,誰付費”的市場化長效機制??梢韵葟脑试S儲能系統(tǒng)運營商作為獨立市場主體提供多元化服務入手,使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務。除了拉大峰谷價差外,儲能的價格機制可按照容量電價、電量電價、輔助服務電價予以制定,且以對電能質量的影響作為電價的評估標準。在出臺相應價格政策的同時,也要通過其實踐情況進行調整和修正。

再次推動儲能云平臺建設。

以互聯(lián)網(wǎng)思維看待儲能服務,推動儲能云平臺建設,以共享經(jīng)濟、平臺經(jīng)濟的發(fā)展模式創(chuàng)新儲能運營的體制機制,充分挖掘儲能云的利用潛力,積極探索綜合能源服務、綠電交易、需求響應、能源托管等新型商業(yè)模式,通過設備共享、資源共享和服務共享最大限度地發(fā)揮儲能設備的利用價值,實現(xiàn)儲能設備資源優(yōu)化配置和高效利用。

最后,制定和完善儲能相關標準

進一步完善儲能規(guī)劃設計、設備試驗、并網(wǎng)檢測、安全運維、消防等技術標準,建立儲能實施的門檻。推進儲能技術創(chuàng)新與標準化協(xié)同發(fā)展,解決儲能設施參與系統(tǒng)運行的關鍵問題,有效保障我國儲能產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展。
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