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储能应用市场空间 究竟有多大

日期:2019-08-07   编辑:管理员   来源:网络   阅读数:39次

  2030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。

    在2019第六届中国国际光储充大会上,中国电力科学研究院*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:

    1、2035年我国能源互联网储能(非抽蓄)需求将达1.5-2亿千瓦;

    2、锂离子电池将率先实现商业化;

    3、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。

    储能到底有多大空间?

    从电力需求来看,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d的*,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。

    从新能源装机规模来看,2035年前,新能源成为*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*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。

    从电力传输来看,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。

    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,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。

    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。

    2035年,我国能源互联网储能(非抽蓄)需求将达1.5-2亿千瓦。

    2035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。

    从特高压送端电网来看,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。

    从特高压受端电网来看,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*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*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/年。

    从电价体系来看,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。

    锂电池率先商业化

    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:

    

    

    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/度,2020年有望达到0.25元/度,2030年接近0.12元/度,储能系统年利用小时数达200小时即可盈利。

    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。

    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(替代抽蓄);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。

    大规模储能应用与推广对电网的变革

    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。

    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。

    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。

    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!

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