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新型儲能,大型“充電寶”怎么建?未來怎么發展?

   2022-03-29 中國新聞網

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核心提示:用電低谷時,利用電能將空氣壓縮到鹽穴中;用電高峰時,再釋放空氣,推動空氣透平發電。在江蘇金壇鹽穴壓縮

用電低谷時,利用電能將空氣壓縮到鹽穴中;用電高峰時,再釋放空氣,推動空氣透平發電。在江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能項目,地下千米的鹽穴化身大型“充電寶”,一個儲能周期可存儲電量30萬度,相當于6萬居民一天的用電量。

這種壓縮空氣儲能是新型儲能“家族”中的一員。日前,國家發展改革委、國家能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》(以下簡稱《實施方案》)提出,到2025年,新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段,具備大規模商業化應用條件。

新型儲能究竟是什么?“十四五”時期要如何發展?記者進行了采訪。

既能平滑不穩定的風電光伏,也能配合常規火電等參與電力系統調峰調頻

通常來說,新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術,包括新型鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等。

為什么要高質量、規模化發展新型儲能?這是當前新能源開發規模快速增加、負荷峰谷差持續拉大背景下,提升電力系統調節能力、保障電力系統安全運行的必然需求。

要知道,風電、光伏都是“看天吃飯”,其發電具有波動性、間歇性,“極熱無風”“極寒無光”。隨著未來大規模、高比例應用,再加上煤電面臨轉型、新增裝機規模趨緩,如果遇到無風無光、陰冷冰凍的極端天氣,風電光伏發電出力大減,電力供應由誰來保障?

儲能的作用可以通俗理解為“充電寶”, 風電、光伏大發時或者用電低谷時充電,風光出力小或者用電高峰時放電。既能平滑不穩定的光伏發電和風電,提高可再生能源占比,也能配合常規火電、核電等電源,為電力系統運行提供調峰調頻等輔助服務,提高電力系統的靈活性。

3月20日,位于浙江紹興的35千伏紅星變電站內,最后4臺集裝箱式電池組被吊裝至預定位置。至此,浙江首個35千伏電網側直掛式儲能電站進入并網投運倒計時。“儲能電站的最大功率為6兆瓦,可支持約3000臺家用2匹空調同時工作2小時。”國網紹興市上虞區供電公司副總工程師陳岳峰介紹,根據測算,儲能電站建成后,上虞220千伏道墟變電站的峰谷差率將從現在的43.5%降至35.4%,有助于削峰填谷、平滑負荷曲線。

建設周期短,選址簡單靈活,調節能力強

“新型儲能建設周期短、選址簡單靈活、調節能力強,與新能源開發消納的匹配性較好,優勢逐漸凸顯,加快推進先進儲能技術規模化應用勢在必行。”國家能源局有關負責人介紹。

看建設周期,抽水蓄能電站建設周期通常為6至8年,新型儲能中的電化學儲能項目建設周期為3至6個月,新型壓縮空氣儲能項目建設周期一般為1.5至2年。

看選址和應用場景,“抽水蓄能電站選址往往需要找地勢落差較大的地方,但容量效益強、單站規模大,適宜電網側大規模、系統級應用;新型儲能單站體量可大可小,環境適應性強,能夠靈活部署于電源、電網和用戶側等各類應用場景,可以作為抽水蓄能的增量補充。”國網能源研究院新能源與統計研究所副所長黃碧斌介紹。

再看調節能力,新型電化學儲能的反應速度快,可以做到毫秒至秒級的響應。

國家能源局有關負責人介紹,“十三五”以來,我國新型儲能實現由研發示范向商業化初期過渡,實現了實質性進步。鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術已達到世界領先水平,2021年底新型儲能累計裝機超過400萬千瓦。

以電化學儲能技術為例,近年來,電池安全性、循環壽命和能量密度等關鍵技術指標得到大幅提升,應用成本快速下降。“近5年,鋰電池能量密度提高了1倍以上、循環壽命提高了2至3倍、應用成本下降超過60%。”黃碧斌舉例。

未來,新型儲能的發展空間廣闊。中科院電工研究所儲能技術研究組組長陳永翀說,盡管我國的儲能裝機規模世界第一,但儲能與風電光伏新能源裝機規模的比例(簡稱“儲新比”)不到7%;相對而言,其他國家和地區的平均儲新比已達15.8%。隨著新能源發電規模的快速增加,我國儲新比還有很大的增長空間。

鼓勵不同技術路線,“高安全、低成本、可持續”是共同目標

《實施方案》提出“市場主導、有序發展”的基本原則,明確新型儲能獨立市場地位,并提出充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。“過去,新型儲能更多是作為火電廠的輔助參與調頻,明確獨立市場地位后,未來結合電價政策的出臺,新型儲能可以獨立參與并網調度、交易結算等,有利于加快新型儲能的市場化步伐。”陳永翀說。

新型儲能優勢頗多、迎來發展機遇,但在業內看來,未來規模化、產業化、市場化發展,至少有安全和成本“兩道坎”要跨過。

安全是新型儲能發展的底線。“目前鋰電儲能系統還沒有達到本質安全的目標,管控不當的話有燃燒爆炸風險。”陳永翀認為,未來需要發展本質安全技術,即在電池熱失控之前就要做到內部安全可控,不能依賴熱失控后的外部消防措施。黃碧斌認為,新型儲能模塊、電池柜等方面的安全標準、安全風險評估流程尚需完善和規范。

對此,《實施方案》提出,加強新型儲能安全風險防范,明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體,建立健全新型儲能技術標準、管理、監測、評估體系,保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。

成本方面,以目前占據主流的電化學儲能為例,黃碧斌介紹,按照現在普遍的成本計算,即使日均兩充兩放,全壽命周期單次充放度電成本超過0.5元/千瓦時。不僅如此,加大安全投入也會增加儲能項目成本。他建議,面向電力系統應用場景需求,加快推動長壽命、低成本、高安全、高效率的先進電化學儲能材料,以及大容量、長時間的新型儲能技術研發。

同時,還要加快建立新型儲能價格等成本疏導機制。“當前有關部門已出臺加快推動新型儲能發展的指導意見、‘十四五’實施方案等,鼓勵儲能項目通過電力市場疏導成本、獲取收益。但目前參與市場的準入條件、交易機制等細則尚未明確,各側儲能缺乏成熟的商業模式,企業安裝儲能的積極性并不高。”黃碧斌建議,進一步細化電網側獨立儲能參與市場機制,完善電網側替代性儲能價格疏導機制,完善峰谷電價、尖峰電價政策,優化峰谷電價價差,為用戶側儲能發展創造空間。

除了安全和成本問題,陳永翀認為,當前新型儲能發展還面臨一些問題,例如一些地方要求新能源強制配套儲能,但新能源配儲比例不科學;新型儲能調用少、利用率低,需要進一步明確新型儲能系統的并網接入和調度標準等。

新型儲能的技術路線呈現多元化,國家能源局有關負責人介紹,《實施方案》對新型儲能技術創新加強戰略性布局和系統性謀劃,提出研發儲備技術方向,鼓勵不同技術路線“百花齊放”,同時兼顧創新資源的優化配置,“此外,還要堅持示范先行的原則,積極開展技術創新、健全市場體系和政策機制方面的試點示范,通過示范應用帶動技術進步和產業升級。”

“目前建設的新型儲能項目80%以上都是鋰離子電池,占比最高;其他類型,例如液流電池、鉛酸電池、儲熱蓄冷等占比較小。鋰電儲能綜合性能較好,但仍需進一步解決安全問題和資源回收問題;液流電池安全,也方便回收再生,但系統成本較高。”陳永翀認為,儲能應用場景很豐富,每種場景的性能要求各不相同,有的對功率要求高、有的對容量需求大,儲能技術各有特點,未來多種儲能路線將并行發展。

“盡管如此,‘高安全、低成本、可持續’是所有儲能技術發展的共同目標。要加快建立以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的綠色儲能技術創新體系。”陳永翀說。(人民日報 記者 丁怡婷)



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