今年将会是储能发展史上具有重要意义的一年,行业 在政策建设、规模发展将会迎来重大突破。


在 2030 碳达峰、2060 碳中和目标要求下,中央已经明确未来要建立以新能源为主 体的新型电力系统,确立了未来光伏、风电的长期发展道路,预计“十四五”期间, 光伏、风电年装机量将达到 120GW。新能源装机的快速提升,以及电力系统正在 发生的变化,使得储能刚需属性愈发增强。


碳中和背景下储能政策周期已开启,储能发展的十条建议


储能是解决新能源消纳问题的最佳方案。新能源装机的增长,使得弃风、弃光率 存在反弹的可能,加大了电网消纳压力,配置储能是较为灵活且见效快的解决方 式,并且政策已明确对于配置储能的新能源电站项目,将给予优先消纳。


电网发电端、负荷端波动性呈现增长态势。发电端风电、光伏输出功率是自然资 源驱动型,而传统火电、天然气、核电等输出功率是燃料驱动型,可以人工加以 干预调节。风电、光伏装机占比的快速提升,将降低电力系统发电端的灵活性。 而负荷端居民用电比例呈现持续上升态势,居民用电负荷曲线较工业、工商业波 动性更大,面对极端天气问题更为突出。在供需两端波动性都加大的情况下,未 来储能是提升电网灵活性的重要选项。


储能提供系统惯量支撑,补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等 发电方式都通过发电机输出电能,当电网出现频率波动时,凭借着汽轮机组的转 动惯量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢,转动惯量较小,而光伏发电 无转动设备,不具备转动惯量,当电网频率突变时,响应能力大幅下降。


未来新能源占比提升,将使系统转动惯量降低 30%以上。储能具有出色的响应速率,可 以在电网频率波动时提升电网惯量支撑,并且自动响应进行一次调频、二次调频。


碳中和背景下储能政策周期已开启,储能发展的十条建议


碳中和背景下储能的机遇与挑战


风光电大规模应用。在我国实现“3060”目标的背景下,光伏和风力发电成本进一步下降,光伏和风力产业都将获得巨大发展,电网健全的地方需要储能来对冲风力和光伏发电的潮汐作用,电网不健全的地方更需要储能系统来组建微电网系统。为此,国内外市场都需要巨量的储能系统来为大电网和微电网的稳定性、可靠性和安全性做保障。可以说储能是风力和光伏发电大规模应用和发展的关键保障措施之一。


储能电池产业的加快发展。近年来,我国新能源汽车产业的发展有力推进了国内储能电池产业的快速发展,产业规模已占全球70%以上。巨大的应用市场正在推动储能成本呈市场总量增、终端销售价减的摩尔定理特点。未来3~5年,是储能电池成本进一步降低、储能市场从政策补贴推动市场向市场化推动转变的关键期。


缓解电力峰谷差矛盾。近几年,国家电网逐步通过下调谷电价格来实现企业减负,进一步拉大了峰谷电价的差价。从我省最新的电网销售电价看,大工业用电和一般工商业用电峰谷电价的差价区间已达到0.67~0.83元/度,储能系统成本的下降,为电力终端用户侧储能电站的投资与发展创造了经济可行性。据调查,在江苏、北京等储能电站市场已开始试点的省份,储能电站的静态投资回收期已达到7~8年,预计未来3年内,静态投资回收期可以在5~6年左右。


“能耗双总控”压力巨大。2013年以来,省级财政通过度电补贴政策来大力推进风力和光伏发电应用市场,但是由于我省人多地少,地面风力和光伏发电市场空间较小,工商企业的屋顶分布式光伏发电空间也逐步减少。因此,建议“十四五”碳中和涉及的各项产业发展规划中,我省在挖掘风力和光伏发电潜力的同时,加大储能系统的多层次应用,从而提升风力和光伏应用空间、增大减排空间。


发展储能产业的建议


提高思想认识。


我省应加强学习,清晰认识到发展储能产业是碳中和事业的重点工作和经济发展的机会,是挖掘风力和光伏发电空间的关键助力,是实现“能耗双总控”的重要方法。


加强产业研究。


一是深刻认识储能产业的巨大总量和产业机遇,着眼于全产业链和内外双循环,以规划明确产业发展方向和重点,推动储能关键技术研发和系统集成。


二是重点加强锂电储能基础技术创新研究,围绕低成本、长寿命、高安全性、高效率的总体目标,开展储能关键材料、单元、模块、系统和回收技术研究,发展储能材料与器件测试分析和模拟仿真技术。


三是鼓励储能产品生产企业开发应用先进的储能系统集成、能量管理系统与智能控制技术,实现电池、PCS、BMS、EMS等各个单元完美组合,以及与电力系统深度融合、协调优化运行。


四是推动储能先进技术创新中心、重点企业研发中心等创新载体建设。


五是完善储能项目准入及评价标准,重点推进安全、质量与环保等标准的研制。积极参与储能国际标准化活动,牵头或参与研制储能的重要国际标准,形成一批与国际接轨的技术规范和标准。


六是开展储能适应性检测技术研究,开发高精度、高可靠性的测试技术和专用测试设备,提升检测设备的智能化水平和测试效率。七是加快建立全流程、全要素的精细化、系统化管理,构建储能项目全生命周期管理体系,保障储能系统长期安全稳定运行和环保回收再生。


加大政策支持。


一是出台政策。依据国家政策和参考江苏省的做法,出台我省储能参与电力辅助服务以及用户侧储能电站政策,率先建设全国储能应用示范省。我省应当加快出台《浙江省加快储能技术与产业发展实施方案》,支持和引导先进电池企业加大储能技术研发和创新,今年开始推动用户侧储能电站市场。


二是政策协同。我省发改、工信等相关部门可会同电网企业,进一步降低谷电价格,既为企业减负,又拉高峰谷电价差价,更好地为用户侧储能电站创新创造良好的市场条件。


三是加大支持。一方面,制订储能产业创新鼓励目录和应用补贴目录,对技术研发和创新给予科研补贴,对技术创新产能给予固定资产投资补贴,对终端应用的用户侧储能电站明确给予一定的度电补贴(比如西安的政策是给予1元/度的补贴政策);另一方面,出台专项绿色金融政策,明确支持终端应用类项目,做大储能市场,从而大规模拉动全产业链发展。


储能政策周期已开启


全球储能市场经过多年发展,已经初具规模,2020 年预计总装机量超过 10GWh, 相比 2010 年 89MWh 的市场规模,增长 118 倍,相比 2019 年 6.5GWh 装机量, 同比增长 61%,全球储能市场正处于发展快车道。


我国储能同样发展迅速,2020 年预计总装机量超过 2.4GWh,相比 2010 年 9MWh的市场规模,增长 266 倍,相比 2019 年 0.85GWh 装机量,同比增长 182%,我国储能规模增速显著高于全球市场,未来将在全球市场扮演愈发重要角色。


电力辅助服务市场是储能政策的重要方向,也是电力体制改革的重要组成部分。主 要运行机制是,并网发电机组、可调节负荷或电储能装置,按照电网调峰需求,平 滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷。


电力辅助服务市场可极大推进可再生能源消纳、提高电网灵活性,利好可再生能源 发展。自 2018 年 5 月宁夏电力辅助服务市场进入试运行以来,甘肃、新疆、西北 区域、青海和陕西电力辅助服务市场建设工作相继开展。2020 年 12 月 28 日,南 方区域调频辅助服务市场启动试运行,调频辅助服务市场从原来的广东全省和广西 部分水电厂扩展到广东、广西、海南三省(区),这也是全国首个进入试运行的区域 调频市场,标志着“十四五”电力辅助服务创新发展正在展开。


近年来各地政策纷纷支持将储能纳入电力辅助服务市场。2020 年 5 月 19 日,国家 能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,为 达到以下三点目标,均提出鼓励电池储能建设与参与:1)加快形成有利于清洁能源 消纳的电力市场机制;2)全面提升电力系统调节能力;3)着力推动清洁能源消纳 模式创新。


储能参与电力辅助服务市场呈现出标准化、规模化的趋势。


标准化:电力辅助服务市场方兴未艾,仍处于探索建设阶段,近年来各地陆续出 台多项政策,从参与主体、装机规模、电池功率、技术参数等多方面逐渐完善可 再生能源电站配置储能的标准规范,推动市场健康有序发展。


规模化:从政策内容上来看,正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程, 到新建光伏、风电项目要求批量化配置储能的转变。2020 年至今,湖南、山东、 宁夏等多省市发布强制性或建议性可再生能源电站配置储能的政策,新建光伏风 电项目配置储能的比例大多位于 10~20%,配置储能时长一般要求 2 小时以上。


除强制性要求可再生能源电站项目配置储能外,多地对电网侧和用户侧储能实行补 贴政策,补贴类型涉及固定投资、运营以及自主研发等多方面,多种方式推动储能渗透率提升。 “十四五”期间,可再生能源的装机规模扩大对电网将带来更大冲击,也在推动电 力体制改革进程不断加快,储能参与电力辅助服务市场,不仅有利于形成更加灵活 的电网调峰机制,同时也可更大限度地发挥储能的经济性效应。在全国及各地方的 政策支持下,储能行业将和新能源发电一起,朝着标准化、规模化的方向快速发展。


文章来源: 浙江政协联谊报,未来智库

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