年底规模将超110万千瓦时,青海储能迈入“蓝海”
发布者:admin | 来源:经济参考报 | 0评论 | 1741查看 | 2021-08-16 12:09:07    

青藏高原,三江之源,世界屋脊,风光旖旎。


已建成44万千瓦时的电化学储能项目,预计今年底电化学储能项目规模将超过110万千瓦时――正在打造国家清洁能源产业高地的青海,同时迈入储能产业发展的“蓝海”状态,助力风光新能源装机快速增长。


青海储能规模即将超百万千瓦时


今年在青海西宁市举办的首届中国(青海)国际生态博览会上,众多清洁能源储能“黑科技”,吸引了观展群众的好奇与关注。


“大家看到的这个夏日哈木镍钴矿智慧能源系统,利用新能源和储能技术,为没有电网的偏远地区解决供电、供暖问题。”国家电投黄河上游水电开发有限公司工作人员孟祥飞为参展观众讲解公司储能项目。


储能为“电能的储存”。伴随碳达峰、碳中和目标的提出,作为支撑可再生能源发展的关键技术,储能行业在青海等地迈入跨越式发展新阶段。


去年11月,青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木美满闵行储能电站投入运行。这个储能电站容量为6.4万千瓦时。电站负责人申元松介绍,青海清洁能源产业已初步形成规模,用户需求比较旺盛,加之柴达木盆地气候冷凉干燥,“青海发展储能产业,特别是在锂资源优势下,建设电化学储能电站潜力巨大”。


过去5年来,青海新增电力装机全部为清洁能源,开创全国先例。截至5月底,青海省清洁能源装机规模达到3657万千瓦,清洁能源和新能源装机占比分别达到总装机规模的90%和61%。


目前,青海省一些储能电站也被接入大电网统一调度,在全国率先进行“共享储能”探索。位于海西州戈壁滩上的一座10万千瓦时的电源侧储能电站,2019年被接入青海电网系统调度,成为全国首座接入大电网的共享式储能电站。


投资建设方、中国绿发青海新能源公司生产技术部主任刘茁汉介绍,现在这座储能电站在大电网出现新能源消纳难时集中充电,需要调峰时放电。“实现共享式储能后,电站如今日均充放量达到1.3次,运行效率比传统运行模式提升38%,既辅助电网消纳新能源,又能提升经济效益。”


今年,青海省印发《关于支持储能产业发展的若干措施(试行)》,从积极推进储能和可再生能源协同发展、优先发挥储能调峰效能、适度补贴电化学储能设施运营、协同推动储能产业发展4个方面,出台了12条具体措施。其中明确要求,新建新能源项目储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%。


目前,青海省在建、拟建的储能项目主要包括电化学储能、抽水蓄能和光热电站。截至目前,青海省已建成电化学储能项目9个,总容量规模约44万千瓦时,在建项目7个,约68万千瓦时。预计到今年底,全省仅电化学储能容量规模就将达到112万千瓦时。


不少专家认为,青海储能产业发展,无论是早期的新能源场站直流侧应用,还是共享储能模式的先行先试,都开创了储能技术应用和商业模式的新场景,为各地储能产业发展提供了宝贵的可借鉴经验。


布局提速仍待突破


实现碳达峰、碳中和,其核心是控制碳排放。据统计,能源燃烧是我国主要的二氧化碳排放源,占全部二氧化碳排放的88%左右,电力行业排放约占能源行业排放的41%。


国家发展改革委能源研究所相关研究显示,在高比例可再生能源情景下,到2050年预计一次能源消费将达到35.4亿吨标准煤,终端消费达到30.5亿吨标准煤,终端用能电气化比例将达到66%,非化石能源发电占比91%,其中风电、光伏发电占比将达到73%。


“风光无限好,只是难驾驭。”这是电力行业对风光新能源稳定性的普遍评价。在减碳实践中,要提高风电、光伏新能源占比,增强新能源消纳能力,在青海等新能源产业基地,大力发展储能产业势在必行。


记者采访发现,与全国情况类似,青海目前储能产业大规模发展仍待突破。


一方面,储能投资回报前景尚不明朗。储能产业在解决新能源自身缺陷的同时,也会带动包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费等模式实现获利。但是在我国当前电力政策下,储能投资回报机制和补偿机制仍不健全。


中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示,储能能给新能源带来规模效益,包括削峰填谷、平抑波动等,但目前规模效益难以在市场机制上充分体现,导致大部分储能项目经济性并不好。


另一方面,随着新能源技术的发展,新型储能电站越来越多,储能技术类型也在逐渐增多,储能电站安全防范能力有待进一步提升。


期待创造储能发展“青海示范”


近日,青海省政府和国家能源局联合印发《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》。方案中为加快推动清洁能源高比例、高质量、市场化、基地化、集约化发展部署的“六大行动”中,专门设置了“储能多元化打造行动”:从推进储能工厂、抽水蓄能建设,发展新型储能、建设储能发展先行示范区等方面加大工作力度,打造青海多元协同高效储能体系。


这份行动方案中明确提出,建立适宜储能发展的市场机制,鼓励储能电站以独立市场主体身份直接参与市场化交易,形成以市场收益推动储能行业发展的良性机制。到“十四五”末,青海新型储能装机规模达到600万千瓦左右,应用规模位居全国前列,实现电力系统中短周期储能调节。


不少受访人士表示,青海发展储能产业前景看好,但需从如下方面加强探索,为储能产业快速发展、尽可能满足新能源消纳需求创造“青海示范”:


一是提升储能电站投资积极性。在当前光伏、风电上网电价不断下调的情况下,如何通过合理的先期补贴或保护机制,引导储能产业尽快实现规模化,成为当前众多储能电站投资建设方的共同期愿。他们表示,可以借鉴光伏产业发展初期,通过电价补贴等政策,促使光伏产业装机量迅猛发展的方式,带动产业迅速铺开促进储能产业尤其是电化学储能产业大面积应用。如此,就能在当前储能产业投资回报前景难料的情况下,给投资方吃下“定心丸”。


二是鼓励技术改造升级,降低建设运营成本。业内专家认为,储能产业发展目前仍需要技术突破、模式创新来降低储能成本。国家电投集团青海光伏产业创新中心有限公司副总经理庞秀岚认为,除锂电池生产成本高昂外,储能电站的高成本也与其辅助服务系统如空调系统、冷却系统和消防系统有关。建议行业加强研究系统集成,将所有的设备整合研究,才能把储能系统做好,降低运营成本。


三是需尽快制定储能产业标准体系。储能电站的规模化应用,离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航。俞振华等业内人士认为,储能项目需符合地方发展规划、土地管理、环境保护和安全消防等要求,特别是锂离子电池、铅炭电池、铅酸电池等电化学储能项目还应特别强调符合电池资源回收利用、能耗与环境管理要求,相关部门需加强监管,杜绝污染,这些都需要有明晰、系统的标准体系进行引导、约束、规范。

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