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为贯彻落实“四个革命,一个合作”能源战略思想,推进西北区域能源行业供给侧结构性改革,推动《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》实施,促进规模化储能技术在西北电网的应用。

“u003Cdivu003Eu003Cpu003E2030年,新能源+储能=可调度发电,成本将低于现有煤电和气电成本。这是BNEF所发布的2019年《新能源市场长期展望》报告中给出的预判。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E在2019第六届中国国际光储充大会上,中国电力科学研究院首席科学家、全国电力储能标委会副秘书长惠东教授也对未来几年电力储能的需求进行了分析,并得出以下三点结论:u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E1、2035年我国能源互联网储能需求将达1.5-2亿千瓦;u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E2、锂离子电池将率先实现商业化;u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E3、百万千瓦级储能电站和各类储能在电网中的广域协同、有序聚合是一个趋势。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E储能到底有多大空间?u003Cu002Fstrongu003Eu003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从电力需求来看,u003Cu002Fstrongu003E我国人均生活用电量701千瓦时,相当于欧美国家60年代中期,日本70年代中期水平。与发达国家相比,目前中国人均用电量较低,且用电结构不太合理,中国发电装机容量全世界第一,但燃煤火力发电比例过高,环保压力巨大。预计未来20年内,中国电力需求仍将持续增长。2018年我国人均全年用电量4956千瓦时,2035年预计达到6500-7400千瓦时。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从新能源装机规模来看,u003Cu002Fstrongu003E2035年前,新能源成为第一大电源,风、光装机规模分别为7亿、6.5亿千瓦,全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦,大大超出电源调节能力,迫切需要重新构建调峰体系,具备应对新能源5.3亿千瓦日功率波动的调节能力。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从电力传输来看,u003Cu002Fstrongu003E对于受端系统,直流大容量馈入时,系统频率调节能力显著下降。未来华东直流馈入+新能源占比将超过50%,频率稳定问题更加突出。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E而储能技术被认为是解决上述问题的优选方案。国际上针对储能技术形成三个共识:一是储能技术是推动世界能源清洁化、电气化和高效化,破解能源资源和环境约束,实现全球能源转型升级的核心技术之一;二是面向未来高渗透的新能源接入与消纳,需要构建高比例、泛在化、可广域协同的储能形态,并通过新能源加储能,变革传统电力系统的形态、结构和功能;三是要坚实、有序推动清洁能源可持续发展,需要借助于低边界成本的储能技术。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E储能是构建能源互联网的关键要素。基于低成本、高性能的储能技术,采用集中式或分布式接入,能够构建高比例、泛在化、可共享、可广域协同的储能形态,为电力系统提供毫秒到数天的宽时间尺度上的灵活双向调节能力,改变电能的时空特性直至改变传统电力系统即发即用、瞬时平衡的属性。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E2035年,我国能源互联网储能需求将达1.5-2亿千瓦。u003Cu002Fstrongu003Eu003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E2035年,风、光新能源装机规模将在当前基础上增加3.6倍,超过70%分布在西、北部地区,电力跨区优化配置需求由当前的0.8亿千瓦增加到3.8亿千瓦。未来新能源消纳形势将更加严峻,对跨区通道能力建设、系统调峰能力提升、市场化机制建设提出了新要求。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从特高压送端电网来看,u003Cu002Fstrongu003E新能源资源与负荷中心分布不平衡的格局,促进了新能源基地及特高压电网建设,交直流特高压大受端电网逐步形成。风电、光伏等新能源电站配置储能系统成为必然趋势。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从特高压受端电网来看,u003Cu002Fstrongu003E对于大功率接受区外来电的受端电网,电网调节能力下降。直流闭锁等永久性故障带来大功率缺额将引发受端电网频率稳定问题,直接制约着交直流输电工程的稳态最大输电能力。河南100兆瓦电池储能示范工程便是为解决特高压闭锁而建设的。以河南开展的仿真研究为例,河南境内若配置6.7GW储能,额定支撑时间6分钟(响应速度100毫秒),可以有效避免特高压事故造成的电网安全故障,并将天中直流和长南交流输送能力提升设计水平(增加700万千瓦左右),按年运行小时数5000小时,可以多送350亿u002F年。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E从电价体系来看,u003Cu002Fstrongu003E我国不同地区省份的峰谷电价不同、峰谷时段,同一省份不同容量工业用户的峰谷电价也不同。基于目前锂离子电池储能的性价比水平,在江苏工业园区安装储能,通过峰谷价差套利,有望在5-8年收回投资,而储能系统有效服役时间为10年以上。峰谷差价套利是目前具有盈利可能性,且有市场价格体系支撑的一套商业模式。预计江苏有800-1200万kw,浙江有500-800万kw,上海有300-500万kw,北京有200-300万kw,广东有600-1000万kw的装机空间。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E锂电池率先商业化u003Cu002Fstrongu003Eu003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E得益于电动汽车产业的发展,带动了锂离子电池成本的下降,锂电池在电力储能应用具备一定的经济性。如下表所示:u003Cu002Fpu003Eu003Cdiv
class=”pgc-img”u003Eu003Cimg
src=”http:u002Fu002Fp3.pstatp.comu002Flargeu002Fpgc-imageu002F40a3ed5cf64342b6a65d60ed9c24b162″
img_width=”695″ img_height=”384″ alt=”储能到底有多大空间?”
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class=”pgc-img-caption”u003Eu003Cu002Fpu003Eu003Cu002Fdivu003Eu003Cpu003E近年来,多种类型储能技术产业化不断进步,其中锂离子电池储能技术经济性得到显著提升,2018年其综合度电成本接近0.4元u002F度,2020年有望达到0.25元u002F度,2030年接近0.12元u002F度,储能系统年利用小时数达200小时即可盈利。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E以锂离子电池为代表的电化学储能技术经济性得到较大提升,基于储能电池的百兆瓦级系统集成技术取得一定突破,电化学储能技术逐步得到示范或商业化应用,已在调峰调频、系统备用、改善电能质量、可再生能源消纳等方面发挥作用。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E未来电化学储能本体将进一步向长寿命、高安全、高效率、低成本化方向发展,在新能源发电、用户侧等领域得到广泛推广应用;百万千瓦级储能电站将成为有效的电力电量调节资源,具有超长时间长度储能技术将提升终端户用能量的高效利用;2025年百万千瓦级储能电站经济性超过抽蓄。各类储能在电网中的广域协同、有序聚合,极大提升电网对功率平衡和电量平衡调控功能,突破电力供需实时平衡的限制。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003Eu003Cstrongu003E大规模储能应用与推广对电网的变革u003Cu002Fstrongu003Eu003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E储能系统综合度电成本不断下降,储能系统有望在发电侧用电侧实现广域布局,当装机容量达到一定比例,对电力系统的功能产生重大影响。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E以套利电力差价为目标的分布式储能将在用户侧实现广泛应用,以收集日级别新能源接入与消纳的储能系统将在发电侧实现广域布点安装。当储能系统广域装机比例达到10%以上,将解决日级别电力不平衡问题,传统电力系统的结构将发生重大变化。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E电动汽车的普及及海量V2G充电桩的激增,大量退役动力电池的在电网中梯次利用的推广,将对电力系统的结构产生重大影响。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E动力电池技术储备和发展态势,将在3-5年基本消除电动汽车的使用焦虑,支撑电动汽车大规模应用与普及;预计2020年,我国电动汽车累计保有量将500万辆,2030年保有量将达5000万辆以上,以配置80kwh电池为参考,等效储能容量将达到40亿kwh,同时电动汽车退役电池梯次利用存量达4亿kwh。由广域分布的海量V2G充电桩,电动汽车以及车联网自发形成了容量巨大的能源互联网形态,以及电能互动全新生态,将对电力系统的结构产生重大影响。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E最后套用一句话来总结:储能前途是光明的,但仍需走一段曲折道路。u003Cu002Fpu003Eu003Cpu003E(来源:北极星储能网)u003Cu002Fpu003Eu003Cu002Fdivu003E”‘.slice,
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虽然锂电池储能电站的成本比铅酸电池高出一倍,但这并不是抛弃锂电池的理由。不同应用场合对储能功率和容量要求不同,各种储能技术都有其适宜的应用领域。

西北能源监管局联合清华大学共同开展了“规模化储能在西北电网的应用分析与政策建议”课题研究。针对西北电力系统特点,课题全面分析了西北区域对储能的需求,结合西北区域实际,提出了储能在西北区域应用的路径及相关思路举措。

7月18日,我国首个10万千瓦级电池储能电站在江苏镇江正式并网投入运营,开启了我国大型电池储能电站商业化运行的新阶段。

一、储能的发展现状及前景

而据美国麻省理工学院《技术评论》杂志最新的报道,尽管锂离子电池的成本在过去十年里急剧下降,但仍然太高,不足以覆盖更长的使用时间,使可再生能源成为电网的主要能源。

1、全球储能发展总体情况

近日,在苏州举行的2018智慧能源发展高峰论坛储能分论坛上,来自中国电力科学研究院的首席科学家惠东做了电力储能应用发展趋势研判及储能标准体系建设的演讲。主要从以下几方面对储能做了全面的解析。

从总量看,截至2018年上半年,全球累计运行的储能项目装机规模19574万千瓦,共1747个在运项目。

储能在电力系统的定位和切入

从地区看,全球储能项目装机主要分布在亚洲的中国、日本、印度、韩国,欧洲的西班牙、德国、意大利、法国、奥地利和北美的美国,这10个国家储能项目累计装机容量占全球近五分之四。

储能在电力系统的应用定位:由于减排导致的能源结构的变革,也就是发电侧;资源约束迫使电网从功率传输转向电量传输;用户侧高质量、个性化、互动的未来需求,在于配电和用电领域。

从类型看,截至2018年上半年,抽水蓄能累计装机18420万千瓦,占比达94%;电化学储能483万千瓦,占比2.5%;储热403万千瓦,占比2.2%;其他机械储能265万千瓦,占比1.4%;储氢2万千瓦。

储能:跨学科的战略技术

从增长看,1997-2017年,全世界储能系统装机增长了70%,2017年全年新增储能容量140万千瓦。

储能现在是跨学科不断升级换代的战略技术,储能的引入试图颠覆传统电网的工序平衡,关键因素在于时间因子,一般有一个时间范围,比如长时间周期,短时间周期。如果我们讲储能技术本身,实际上是讲储能装置技术和储能应用技术两个层面。从规模来看有时候会讲大规模集中式储能和分布式构成的大规模储能的概念。

从发展看,抽水蓄能占绝对优势,技术最为成熟,但成本下降空间有限;电化学储能保持快速增长,年增长率达30%,电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术,目前全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。

不管储能的应用有多少种,大概内容基本相似,是以调频调峰或者类似的技术支持来看待储能上的功能应用。我们做了大量的储能,都是在做功能上的验证,因为现在还很少有满足商业性的储能。即使在国外已经有许多的应用,至今能赚到钱的,可能只是美国调频上有几家达到了回本的程度,其他的还看不出来,因为还没有在全寿命上对它真正进行验证。

2、全球电化学储能发展情况

但是储能这些年来,以电化学为主的储能载体,确确实实发生了一些比较大的变化。2010年,锂电池储能电站的价格综合度电成本是2.42元,到了2018年,应该到了0.4-0.5元的水平,到2020年预测会到0.25元。

从增长看,2018年上半年,全球新增投运电化学储能项目装机规模69.71万千瓦,同比增长133%,相比2017年底增长24%。

至少现在来看,储能的峰谷套利概念还是接近了所谓的经济性拐点,毕竟还有进一步下降的空间。从不同省份的工业电价和商业电价的差距来看,大家对储能在电力系统的应用还怀有比较大的企盼性。

从地区看,2018年上半年,全球新增电化学储能装机主要分布在英国、中国、德国、韩国、澳大利亚等国家。

现阶段探索储能在电力系统的应用模型,切入点无非是这么几个。

从应用看,2018年上半年,辅助服务领域的新增投运项目装机规模最大,为35.42万千瓦,占比为51%,同比增长344%。

一、客户端的峰谷差价套利;

从技术看,2018年上半年,锂离子电池新增装机规模最大,为69.02万千瓦,占比为99%,同比增长142%。

二、储能提高输配电设施应用率;

3、我国储能产业发展情况

三、储能参与需求侧管理应用模式;

进入2018年,我国在发电侧、电网侧和用户侧的储能项目呈容量大和快速增长的势头。截至2018年6月,我国已投运储能项目累计装机规模2970万千瓦,占全球17%,电化学储能累计装机规模49万千瓦,占全球16%。2018年上半年,我国新增电化学储能装机规模10万千瓦,同比增长127%,相比2017年底增长26%,目前全国新增规划和在建电化学储能项目规模为225.1万千瓦。

四、提高可再生能源的友好接入;

4、我国储能市场发展情况

五、提升微网稳定运行能力;

总体而言,我国的储能市场主要分为两类,一类是配用电侧分布式发电及微电网中储能的应用,占比大约为56%,另一类是集中式风光电站(可再生能源并网)储能应用,占比约为35%。目前两者累计装机规模已超过国内储能市场的90%,电力输配和调频辅助服务占到9%左右的市场份额。

还有一些传统的调峰调压、黑启动等辅助服务。这是我们现在应用比较多的切入性的储能。今年围绕这些功能或者切入的模式做了很多项目,比如我们在可再生能源侧有鲁能的多能互补项目,黄河水电的项目,还有调频辅助服务项目;用客户侧有峰谷套利的项目,以及河南、江苏正在做的电网储能项目,还有由能源公司做的辅助调峰的论证项目;充储一体化,快充站配电资源不够,以后相当多的场合需要配电储能以缓解快充站给电网造成的冲击。

相关政策

未来三年看上去很热闹,以至于各种平台上都在讲储能爆发时代来了,其实未来三年甚至于更长时间,储能还是一个技术试错时期,这种规模化示范和模式试错阶段,它需要经过反复的迭代,但是并不意味着储能不往前推动发展。

国外储能政策情况

储能未来的后劲和动力

在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区,发展储能逐渐被纳入国家战略规划,政府开始制定储能的发展路线图;在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区,政府多采用税收优惠或补贴的方式,以促进储能成本下降和规模应用;在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区,政府通过开放区域电力市场,为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造平台。

储能的发展空间也给我们的工作带来了一个问题,储能到底能降到多少?最终的量是多少?

国内储能政策情况

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