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分时电价实施 加快压缩空气储能商业演化

  日前,发改委印发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》,部署各地进一步完善分时电价机制。主要内容包括:1.科学划分峰谷时段;2.合理确定峰谷电价价差。峰谷电价价差原则上不低于4:1,其他地方原则上不低于3:1;3.建立尖峰电价机制。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%;4.健全季节性电价机制;5.明确分时电价机制执行范围。将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量,通过改变用电时段来降低用电成本。
  此次政策大幅提升了峰谷电价价差,考虑到尖峰电价还要更高,对于工商业用户而言用电成本预计将有明显上升。但是,工业生产又不能完全根据用电峰谷去安排,比如白天休息夜间上班,这不符合大多数企业的经营现状。因此,工商业用电侧为节省用电成本而配置储能设备的意愿将会明显提振,预计将为国内储能市场带来新的需求增量。储能的发展一定意义上解决了电力的供需时差,也就是调峰;另外也保证了电网的输出频率,这就是调频,减少电网侧的输送压力。
  为什么要重视储能?关键是要实现碳达峰、碳中和。要想实现碳中和,就不得不改变当前的能源结构,从化石能源转为依靠清洁能源,包括:太阳能、风能。但是,风电和光伏存在明显的季节性和波动性,其发电占比提升将影响电力系统的稳定,储能作为存放电力的装置,可以平衡电能在时间上的供需关系,维持电能供需平衡和电网的稳定。同时对于用户端而言,通过储能装置,可以实现峰谷电价套利,特别在那些供电不稳定、高电价以及峰谷电价差高的地区,更有必要性。
 
  压缩空气储能仍处于商业化初期
  储能技术有很多,包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、热储能(熔融盐储能)等。但各有各的优缺点,目前正大规模商用的主要是抽水蓄能,而压缩空气储能的商业化正如火如荼的在开展中。
  压缩空气储能利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气,将其储藏在高压密封设施内,在用电高峰释放出来驱动膨胀机带动发电机发电。早在1978年,德国建成了世界首座大规模压缩空气蓄能示范电站,之后,美国、日本和以色列也相继建设了相关项目。经过多年技术沉淀,当前无论是装机规模、技术水平,还是系统效率,我国新型压缩空气储能均走在世界前列。
  数据显示,截至2020年底,我国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW,其中抽水蓄能占比达89.3%,压缩空气储能的占比仅为0.03%。世界领先的技术,为何没能大规模推广?
  压缩空气储能是一项高门槛的领域,目前大多研发机构仍处于理论研究和系统分析阶段。首先是技术门槛高,压缩空气储能是多学科交叉、多过程耦合的系统工程,在压缩膨胀设备、空气换热、系统控制集成方面存在较高技术壁垒;其次是单机规模大、总投资较高,系统规模在10MW—100MW级示范工程的建设资金高达数亿元,产业化还需要一个过程。
  相关预测显示,作为新能源发展的关键支持技术,到2025年,我国储能装机将较目前水平增长10倍以上。
  要满足电网系统对大规模、长时间储能的需求,新型压缩空气储能当仁不让。与同属物理储能方式的抽水蓄能相比,新型压缩空气储能在建设周期和投资成本上更具优势,抽水蓄能建设周期为6—8年,新型压缩空气建设周期仅为1.5—2年,且不涉及移民搬迁问题。基于抽水蓄能对地理条件的要求,未来市场增量有限。压缩空气储能同抽水蓄能一样,都属于长时大规模,并与电化学储能及飞轮等形成互补关系。未来压缩空气储能将主要应用于电网侧,其次是大规模百万机组发电侧、核电机组和一些火电的灵活性改造方面。
 
  压缩空气储能项目发展势头迅猛
  1.金坛盐穴压缩空气储能发电系统国家示范项目
  近日,由中盐集团、中国华能集团和清华大学共同开发建设的金坛盐穴压缩空气储能项目已完成土建工作,正在进行主设备及相关辅助系统安装。据了解,该项目一期总投资约5亿元,是我国压缩空气储能领域唯一国家示范项目,也是国家能源局和江苏省重点推进项目。
  2017年5月27日,金坛盐穴压缩空气储能发电系统国家示范项目获国家能源局批复;当月,中盐金坛公司与中科院院士、清华大学教授卢强成立院士工作站,致力于盐穴综合利用等方面的研究;次月,成立清华大学—中盐金坛压缩空气储能技术联合研究中心;2017年底,中盐金坛、华能江苏公司和清华大学电机系三方精选骨干力量,组建了以清华大学教授梅生伟为首席科学家的技术专家团队,协力推进项目建设;2018年12月25日,金坛盐穴压缩空气储能国家示范项目在薛埠镇举行奠基仪式。金坛拥有约1000万立方米地下盐穴储气库,相当于100个10万立方米标准储罐,相应库容地面储罐占地面积3300亩左右,而盐穴库占地仅400亩左右,节省了大量土地资源,保障资源安全。
分时电价实施 加快压缩空气储能商业演化
分时电价实施 加快压缩空气储能商业演化
  一期项目发电装机60兆瓦,建成后将成为世界首个非补燃式压缩空气储能电站。非补燃式压缩空气储能技术,由清华大学教授卢强首先提出。该技术一改传统电力“即发即用”现状,是全国首个商业化应用的盐穴压缩空气发电站通过非补燃压缩空气储能技术,使丰富的地下盐穴转变为绿色能源存储库,实现电力供需的“削峰填谷”。
  “一期项目发电装机60兆瓦,也就是说我们每天发一次电,可以产生30万度电。” 中盐华能储能科技有限公司总工程师薛小代表示,“项目的经济效益更多地体现在对我区电网安全性的支撑、对电网‘削峰填谷’的支撑,体现在对国家能源未来储能技术的探索上。”
  “我们想利用金坛的盐穴资源,建设国家大规模的储能清洁电站,以此消纳更多的海上风电、消纳更多的清洁电力,提升清洁能源电力的占比。”薛小代说道,“这也是该项目的意义所在。
  工程建成后将通过释放储存于地下近千米盐穴中的高压气体推动发电机发电,实现节地、环保、安全的目的,打造成为我国压缩空气储能项目的标杆,建立压缩空气储能领域的标准体系,最终建成华东地区大型储能基地。
  2.张家口的国际首套100MW压缩空气储能项目
  今年6月初,位于河北张家口的国际首套100MW压缩空气储能项目储热子系统已完成安装,包括储热罐体安装、管道和附件安装、设备压力试验、设备防腐等。各项工作进展顺利,设备性能达到设计指标。
分时电价实施 加快压缩空气储能商业演化
  “压缩空气储能具有规模大、周期长、单位投资小等优势,极具发展潜力。传统压缩空气储能技术来源于燃气轮机技术,我国相关技术与国外水平相比有较大差距。”中储国能(北京)技术有限公司CEO纪律表示,压缩空气储能依赖化石燃料燃烧提供热源,需要特定的地理条件建造大型储气室,如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等,且系统效率仅在50%左右,经济性相对较差。
  近年来,为解决压缩空气储能技术瓶颈问题,国内外学者开展了新型压缩空气储能技术研发。目前中科院工程热物理研究所取得了一系列国际领先的技术成果,不仅可以解决传统压缩空气储能依赖大型储气室、依赖化石燃料、系统效率低三个主要的技术瓶颈,还能以储气罐替代储气室,没有场地限制,系统效率提升了10%—15%。从2013年开始,中科院工程热物理研究所技术团队分别在河北廊坊、贵州毕节建成1.5MW、10M级新型压缩空气储能示范项目,后者系统效率达到60.2%,是目前全球系统效率最高的压缩空气储能系统。
  “在新型压缩空气储能技术上,我国与国外发达国家的起点一致。目前全球已建成的兆瓦级新型压缩空气储能项目的机构有4家,我国处于领先地位。张家口市 100MW先进压缩空气储能示范项目预计年底投运,系统设计效率可提升至70.4%,将进一步巩固我国在压缩空气储能领域的国际地位。”纪律称。
  目前新型压缩空气储能仍处于示范阶段,随着张家口100MW示范项目的建成,将完成百兆瓦先进压缩空气储能型压缩空气储能产品的定性,此后再致力于规模化量产和推广。“1.5MW项目系统效率为52%,10MW项目系统效率为60%,100MW系统设计效率达到70%。未来随着系统规模扩大,其效率将进一步提升至75%以上。系统规模越大、储能容量越高,系统的效率就越高,随之单位成本越低、经济性越好。”在他看来,100MW级项目最具商业推广条件,是大规模压缩空气储能的真正“赛道”。
  3.多源蓄热式压缩空气储能关键技术研究项目启动
  8月1日,由中国广核新能源控股有限公司蒙古分公司负责的2021年内蒙古自治区科技重大专项“多源蓄热式压缩空气储能关键技术研究”项目启动会在呼和浩特召开,来自中国科学院、内蒙古自治区科学技术厅及项目主管单位和课题单位的30余位领导、专家参会,围绕项目实施方案开展研讨交流。
  该项目以“攻克10MW级多源蓄热式压缩空气储能系统全工况设计、关键部件、系统集成及其与电力系统耦合控制”等关键技术为核心,从多源蓄热式压缩空气储能系统优化设计、关键部件研发与电力系统的协调控制技术研究、10MW级多源蓄热式压缩空气储能系统集成示范四个方向,对技术路线、计划安排和考核指标论证了该项目实施的可行性。
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  4.泰安10兆瓦压缩空气储能商业电站并网
  8月4日,山东泰安肥城10兆瓦压缩空气储能电站一次送电成功,标志着国内首家压缩空气储能商业电站顺利实现并网。
  肥城10兆瓦压缩空气储能电站设备由中国科学院研发。该项目充分利用泰安肥城边院地区地下盐穴密闭性好、稳定性高的天然优势,在电网负荷低谷时压缩空气至盐穴腔体,在电网负荷高峰时排气推动发电机发电,起到辅助电网削峰填谷的作用。
  2019年11月23日,山东肥城压缩空气储能电站项目开工奠基仪式隆重举行。该项目总建设规模为1250MW/7500MWh,总投资约60亿元,分期建设实施。这次开工的为第一期工程,项目规模50MW/300MWh。项目所用储能系统由葛洲坝联合中科院工程热物理研究所共同开发生产,额定运行效率达到60%以上 。
分时电价实施 加快压缩空气储能商业演化
  国家为压缩空气储能发展作顶层设计
  经济性是压缩空气储能大规模推广的前提。日前,国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收。此举有利于提升抽水蓄能电站的盈利能力。新型压缩空气储能同样具备抽水蓄能的功能,价格机制和市场环境将助推行业进一步发展,相关政策必须尽快出台。
  7月15日,国家发改委和能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。《意见》指出,主要目标是到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。《意见》表示,要强化规划引导,鼓励储能多元发展。研究编制新型储能规划,进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究,提出各地区规模及项目布局,并做好与相关规划的衔接。推动技术进步,壮大储能产业体系。坚持储能技术多元化,推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用,实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期,加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范,以需求为导向,探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
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