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加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的新型绿色储能技术创新体系

发布时间:2022/3/29 9:44:20编辑:Ma Liang
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用电低谷时,利用电能将空气压缩到盐穴中;用电高峰时,再释放空气,推动空气透平发电。在江苏金坛盐穴压缩空气储能项目,地下千米的盐穴化身大型“充电宝”,一个储能周期可存储电量30万度,相当于6万居民一天的用电量。
这种压缩空气储能是新型储能“家族”中的一员。日前,国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《实施方案》)提出,到2025年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件。
既能平滑不稳定的风电光伏,也能配合常规火电等参与电力系统调峰调频
通常来说,新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术,包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等。
为什么要高质量、规模化发展新型储能?这是当前新能源开发规模快速增加、负荷峰谷差持续拉大背景下,提升电力系统调节能力、保障电力系统安全运行的必然需求。
要知道,风电、光伏都是“看天吃饭”,其发电具有波动性、间歇性,“极热无风”“极寒无光”。随着未来大规模、高比例应用,再加上煤电面临转型、新增装机规模趋缓,如果遇到无风无光、阴冷冰冻的极端天气,风电光伏发电出力大减,电力供应由谁来保障?
储能的作用可以通俗理解为“充电宝”, 风电、光伏大发时或者用电低谷时充电,风光出力小或者用电高峰时放电。既能平滑不稳定的光伏发电和风电,提高可再生能源占比,也能配合常规火电、核电等电源,为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务,提高电力系统的灵活性。
3月20日,位于浙江绍兴的35千伏红星变电站内,最后4台集装箱式电池组被吊装至预定位置。至此,浙江首个35千伏电网侧直挂式储能电站进入并网投运倒计时。“储能电站的最大功率为6兆瓦,可支持约3000台家用2匹空调同时工作2小时。”国网绍兴市上虞区供电公司副总工程师陈岳峰介绍,根据测算,储能电站建成后,上虞220千伏道墟变电站的峰谷差率将从现在的43.5%降至35.4%,有助于削峰填谷、平滑负荷曲线。
建设周期短,选址简单灵活,调节能力强
“新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强,与新能源开发消纳的匹配性较好,优势逐渐凸显,加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。”国家能源局有关负责人介绍。
看建设周期,抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年,新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月,新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。
看选址和应用场景,“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方,但容量效益强、单站规模大,适宜电网侧大规模、系统级应用;新型储能单站体量可大可小,环境适应性强,能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景,可以作为抽水蓄能的增量补充。”国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌介绍。
再看调节能力,新型电化学储能的反应速度快,可以做到毫秒至秒级的响应。
国家能源局有关负责人介绍,“十三五”以来,我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡,实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平,2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。
以电化学储能技术为例,近年来,电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标得到大幅提升,应用成本快速下降。“近5年,锂电池能量密度提高了1倍以上、循环寿命提高了2至3倍、应用成本下降超过60%。”黄碧斌举例。
未来,新型储能的发展空间广阔。中科院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀说,尽管我国的储能装机规模世界第一,但储能与风电光伏新能源装机规模的比例(简称“储新比”)不到7%;相对而言,其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。随着新能源发电规模的快速增加,我国储新比还有很大的增长空间。
鼓励不同技术路线,“高安全、低成本、可持续”是共同目标
《实施方案》提出“市场主导、有序发展”的基本原则,明确新型储能独立市场地位,并提出充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。“过去,新型储能更多是作为火电厂的辅助参与调频,明确独立市场地位后,未来结合电价政策的出台,新型储能可以独立参与并网调度、交易结算等,有利于加快新型储能的市场化步伐。”陈永翀说。
新型储能优势颇多、迎来发展机遇,但在业内看来,未来规模化、产业化、市场化发展,至少有安全和成本“两道坎”要跨过。
安全是新型储能发展的底线。“目前锂电储能系统还没有达到本质安全的目标,管控不当的话有燃烧爆炸风险。”陈永翀认为,未来需要发展本质安全技术,即在电池热失控之前就要做到内部安全可控,不能依赖热失控后的外部消防措施。黄碧斌认为,新型储能模块、电池柜等方面的安全标准、安全风险评估流程尚需完善和规范。
对此,《实施方案》提出,加强新型储能安全风险防范,明确新型储能产业链各环节安全责任主体,建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系,保障新型储能项目建设运行的全过程安全。
成本方面,以目前占据主流的电化学储能为例,黄碧斌介绍,按照现在普遍的成本计算,即使日均两充两放,全寿命周期单次充放度电成本超过0.5元/千瓦时。不仅如此,加大安全投入也会增加储能项目成本。他建议,面向电力系统应用场景需求,加快推动长寿命、低成本、高安全、高效率的先进电化学储能材料,以及大容量、长时间的新型储能技术研发。
同时,还要加快建立新型储能价格等成本疏导机制。“当前有关部门已出台加快推动新型储能发展的指导意见、‘十四五’实施方案等,鼓励储能项目通过电力市场疏导成本、获取收益。但目前参与市场的准入条件、交易机制等细则尚未明确,各侧储能缺乏成熟的商业模式,企业安装储能的积极性并不高。”黄碧斌建议,进一步细化电网侧独立储能参与市场机制,完善电网侧替代性储能价格疏导机制,完善峰谷电价、尖峰电价政策,优化峰谷电价价差,为用户侧储能发展创造空间。
除了安全和成本问题,陈永翀认为,当前新型储能发展还面临一些问题,例如一些地方要求新能源强制配套储能,但新能源配储比例不科学;新型储能调用少、利用率低,需要进一步明确新型储能系统的并网接入和调度标准等。
新型储能的技术路线呈现多元化,国家能源局有关负责人介绍,《实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划,提出研发储备技术方向,鼓励不同技术路线“百花齐放”,同时兼顾创新资源的优化配置,“此外,还要坚持示范先行的原则,积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范,通过示范应用带动技术进步和产业升级。”
“目前建设的新型储能项目80%以上都是锂离子电池,占比最高;其他类型,例如液流电池、铅酸电池、储热蓄冷等占比较小。锂电储能综合性能较好,但仍需进一步解决安全问题和资源回收问题;液流电池安全,也方便回收再生,但系统成本较高。”陈永翀认为,储能应用场景很丰富,每种场景的性能要求各不相同,有的对功率要求高、有的对容量需求大,储能技术各有特点,未来多种储能路线将并行发展。
“尽管如此,‘高安全、低成本、可持续’是所有储能技术发展的共同目标。要加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系。”陈永翀说。
 

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(来源: 人民日报 )

标签:比表面及孔径分布分析仪,电化学测氧仪,电池

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