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科技创新规划解读丨陈海生:“十四五”储能技术发展助力实现碳达峰
来源:   作者:   点击数:   日期:2022-04-22 08:58

“十四五”储能技术发展助力实现碳达峰
 
中科院工程热物理研究所 陈海生
 

2020年9月22日,习近平主席在联合国大会上提出我国碳达峰、碳中和远景目标,向全世界展示了应对气候变化的中国雄心和大国担当,使我国从应对气候变化的积极参与者,逐步成为关键引领者。

 

“双碳”将是一次经济社会的大转型,也是未来国际竞争的战略领域,我国需要积极研究,谋定而动,加强战略规划和系统布局。要充分发展,还要足够低碳,绿色低碳、安全高效的能源革命势在必行。在这个过程中,能源首当其冲也责无旁贷。未来我国能源结构中可再生能源将从补充能源变为主体能源,相应地以集中式为主的电力系统将转化成以集中式和分布式相结合的以新能源为主体的新型电力系统,这将推动能源的生产、运输、消费、技术和体制的深刻变革。

 

一、储能发展背景

 

(一)我国实现碳达峰、碳中和目标面临的形势与挑战

 

一方面,我国实现碳达峰、碳中和战略目标时间短、任务重。目前全球已有120多个国家制定了碳中和的目标与路线图,碳中和已经成为大国竞争的重点领域,未来世界各国的脱碳转型和低碳科技,也将成为21世纪重塑地缘政治的重要因素之一。现实情况是,主要能源国家早已经实现了碳达峰,如英国、法国与德国早在20世纪90年代已经实现碳达峰,美国、日本也分别于2007、2008年碳达峰,这些国家从碳达峰到碳中和大致有50~70年的过渡期。相比之下,我国目前还尚未实现碳达峰,我们承诺到2030年实现碳达峰,到2060年实现碳中和,就意味着从碳达峰到碳中和大约只有30年的时间。用更短的时间,走更长的路,我国的碳中和之路可谓时间紧任务重。

 

另一方面,中国仍然处于工业化、现代化关键时期,能源作为经济社会发展的基础,需要兼顾经济发展和低碳目标。目前我国人均GDP刚刚迈过1万美元的门槛,与发达国家相比还有很大差距,经济社会发展的很多领域对高碳产品依然有很大的需求。能源保障基础不牢、能源结构偏煤、能源利用效率偏低,严重影响绿色低碳发展。我们既要为解决社会发展不充分问题提供充分的能源保障,还要兼顾“双碳”目标,无疑增加了能源转型的难度。

 

因此,“双碳”的本质是更高质量地可持续发展,“双碳”的关键是系统性的能源革命。在《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中,明确提出了单位GDP能源消耗和二氧化碳排放分别降低13.5%和18%的目标,并在构建现代能源体系下提出“推进能源革命,建设清洁低碳、安全高效的能源体系,提高能源供给保障能力”。

 

来源:清华大学气候变化与可持续发展研究院《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》
图1 我国实现“双碳”目标的实施路径
 
(二)“双碳背景下储能的战略意义
 
“双碳”是一场广泛而深刻的经济社会变革,对于能源行业既是艰巨的挑战,也是难得的机遇。在这场变革中能源是主战场,电力是主力军,新能源是关键。2021年可再生能源占全球新增发电装机容量超过90%。未来,可再生能源装机仍会保持较快的增长。按照《2030年前碳达峰行动方案》的要求,到2025年我国新型储能装机容量将达到3000万千瓦以上,到2030年非化石能源消费比重达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。伴随着强随机性、波动性的新能源大规模并网,以及电动汽车、分布式电源等交互式设备大量接入,电力系统将呈现高比例新能源、高比例电力电子化的“双高”特点,电力系统在供需平衡、系统调节、稳定特性、配网运行、控制保护和建设成本等方面都将发生显著变化,面临一系列新的挑战。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡,储能将发挥重要作用。在国家国民经济十四五规划中,明确指出加强源网荷储衔接,提升清洁能源消纳和存储能力,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。
 
储能是第三次工业革命的战略性技术,也是新能源大规模发展的必要手段和支撑技术。2020年12月,国家能源局指出要大力提升新能源消纳和存储能力,加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。2021年7月,国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确了储能行业的发展规划与目标,到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,累计装机规模30GW以上。2021年10月24日国务院连续发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案的通知》两份重要文件,进一步明确了碳达峰实施路径并突出了储能的重要作用。在政府鼓励和市场需求的双重加持下,预计至2025年“新能源+储能”将形成千亿级市场。
 
二、储能技术与产业发展现状和路径
 
(一)技术发展现状
 
“十三五”时期我国储能技术得到快速发展。在储能本体技术方面,储能用锂离子电池循环寿命、能量密度等关键技术指标得到大幅度提升,应用成本快速下降,等效度电成本已达0.50元/千瓦时•次,且实现了百兆瓦级储能电站系统集成应用;其他新型储能技术如压缩空气储能技术指标已经领跑全球,并且实现了十兆瓦级示范应用。在储能应用技术方面,初步掌握了储能容量配置、储能电站能量管理、源—网—荷—储协同控制等关键技术,先后开展了大容量储能提升新能源并网友好性、储能机组二次调频、大容量储能电站调峰、分布式储能提升微电网运行可靠性等多样性示范工程,相关核心技术指标也达到国际先进水平。在储能技术支撑体系方面,我国初步建立电力储能标准体系,先后发布国家标准13项、能源行业标准35项、各类团体140余项,主导并参与IEC和IEEE国际标准6项。在储能装备产业化方面,我国已初步建成包括储能电池、电池管理系统、功率转换系统、能量管理系统等在内电化学储能装备产业链,我国电化学储能装备技术方面处于国际领先,大量锂离子电池、铅碳电池等储能系统出口到国外市场;压缩空气储能装备完全自主化,产业链完全支撑百兆瓦级储能电站的建设与运行。在储能应用产业化方面,依托国内外储能商业或示范工程,我国已初步建立工程设计、工程施工、接入调试、运行维护、设备检修等应用产业链。
 
目前我国主流储能技术总体达到世界先进水平,储能用锂离子电池具备规模化发展的基础、液流电池、压缩空气储能技术已进入商业化示范阶段,基本实现了关键材料和设备的国产化。
 

表1 储能技术对比

 
(二)储能技术应用现状及发展路线 
 
储能技术的诸多特性使其在电力系统的发、输、配、用及调度等各个环节得到广泛应用。总体来看电力系统对储能技术的需求可以分为功率服务和能量服务两类。对于功率服务,储能要满足电网的暂态稳定和短时功率平衡需求,因此需要响应快速的如飞轮储能、超导磁储能及超级电容储能等功率型储能技术。对于能量服务,储能用于长时间的功率调节和电能存储,主要应对系统峰谷调节以及输配电线路的阻塞问题,则需要具备一定规模和高能量转换效率的储能技术,如抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等能量型储能技术。
 
为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进储能技术快速发展,国家能源局于2020年12月印发了首批科技创新(储能)试点示范项目,示范项目分别采用了电化学储能、物理储能、储热等多种技术类型,并覆盖了储能的主要应用场景,示范效应明显。从项目运行效果来看,可再生能源发电侧项目实现了与风电、光伏发电联合运行,能够有效增发清洁能源,促进大规模可再生能源消纳。电网侧项目既能够削峰填谷又能够参与辅助服务,实现了多功能复合应用,提升了电力系统运行的安全稳定性。联合火电厂参与辅助服务项目将明显提高火电厂跟踪调度曲线的能力,并避免机组反复调节出力带来的设备疲劳、系统效率下降和污染物排放增加等情况。用户侧项目能够有效调节用电负荷和增加分布式可再生能源应用,在为用户节约用电成本的同时,促进节能减排。
 
至今我国储能已经历了15年左右的发展,历经从技术验证(2000-2010年),到示范应用(2011-2015年),再到商业化初期的阶段(2016-2020年),目前已经进入到规模化、产业化发展的新阶段(2021-2025年)。根据中关村储能产业技术联盟不完全统计,截止到2021年6月,全球储能装机已经达到192.1GW,新增储能装机1.2GW。其中抽水蓄能装机占储能总装机的89.8%,新型储能装机占比为8.4%(电化学储能8%、压缩空气储能和飞轮储能各占0.2%),熔融盐储热装机占比为1.8%。我国已投运新型储能项目累计装机规模35.9GW,新增0.3GW,同比增长9.8%。2021年上半年,国内新增新型储能(含规划、在建和运行)项目共257个,储能规模11.8GW,分别是去年同期的1.6倍和9倍,百兆瓦以上规模的项目个数是去年同期的8.5倍,百兆瓦级项目陆续开工,吉瓦级别项目也被列入开发日程。今年7月,国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,文件明确,到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达3000万千瓦以上;到2030年,实现新型储能全面市场化发展。
 
在发展过程中,我们应该看到政策对储能产业的影响。由于储能技术成本和市场对其应用价值的支付尚不匹配,储能投资敏感性极强,投资冲动和投资风险长期并存。“十三五”时期,储能经历了最为波动的发展阶段。2017年,储能指导意见应需落地,提升了储能市场应用活跃度。2018年,我国储能产业呈暴发式增长,当年新增投运新型储能装机规模达到882.9MW,国内已投运新型储能累计装机规模也首次突破GW。但进入2019年以来,我国新增投运新型储能项目装机规模仅为838MW。经历了高速增长之后,我国储能技术应用进入了调整期。2020年在“双碳”目标背景下,储能作为构建零碳电力系统的关键组成部分,迎来了暴发性的发展机遇。
 
三、发展趋势及展望
 
“十四五”时期是实现碳达峰的关键窗口期,也是我国储能技术从商业化初期向规模化发展,形成成熟产业体系以及多种商业模式的重要时期。
 
在储能技术创新方面,要明确技术应用的发展路线。大型抽水蓄能在“十四五”期间仍是电力储能的主体,将在传统技术基础上研制大型变速抽水蓄能机组的关键设备,建立变速抽水蓄能技术体系。受新能源汽车产业的影响,储能电池将是技术创新与示范应用的重点领域,“十四五”时期要集中攻克大容量长时储能和长寿命低成本锂离子电池的研究,开展液流电池关键材料、电堆设计及系统模块集成设计研究。重点突破储能电池老化检测等相关研究,保证电池安全性的同时延长循环寿命,提高电池修复与回收再利用的技术能力。在此基础上,关注和发展分布式储能与分布式电源协同聚合技术,掌握多点布局储能系统聚合调峰、调频及紧急控制系列理论与成套技术,实现广域布局的分布式储能、储能电站的规模化集群协同聚合。作为长时储能技术的代表,压缩空气和液流电池完全具备100MW级以上的储能电站示范和推广条件。同样,随着智能微网关键技术的成熟,岛屿可再生能源开发和大规模源网荷储一体化示范都将全面实施。
 
需要指出的是,“十四五”期间储能要大规模应用,仍面临不少挑战。首先,关于储能安全、规模、成本、寿命的技术先进性和成熟度还不能完全满足应用的要求,部分核心技术还无法完全掌握。其次,储能设备的安全和标准体系仍需继续完善。再次,储能的成本疏导难题依然存在,尚未形成稳定、成熟的储能价格机制。因此,“十四五”时期要不断推进储能技术装备研发示范、提升可再生能源利用水平应用示范、提升电力系统灵活性和稳定性应用示范、提升用能智能化水平应用示范,推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范。通过对不同技术路径和应用场景的示范,不断探索技术创新方向。更重要的是,要结合技术特性建立长效市场机制、明确政策导向,秉持“谁受益、谁承担”原则,避免因政策制度和市场机制问题导致的技术创新停滞困境。
 
放眼2060年,为实现碳中和的远景目标,我国非化石能源消费比重将达到80%以上。占主体地位的间歇性、不稳定性、不可控的可再生能源,将对储能提出更高要求。随着储能技术的突破和规模化发展,各类储能技术的价格和成本将持续下降,随着电力市场化改革的全面推进,储能既可以作为独立主体参与现货市场和辅助服务市场,又可以配套可再生能源保障电力系统稳定安全运行。在市场需求的驱动下,通过技术创新、工程示范、商业应用的有机结合实现多重应用价值叠加。在电力系统中既能够独立参与市场交易,又能够发挥聚合效应,从而成为新型电力系统整体优化必不可少的一环。我们完全可以期待,随着储能技术的进步、储能产业竞争力的增强,新型储能必然成为我国现代能源体系中保障能源安全供应、实现绿色低碳发展的重要利器。 
 

结语:

党的十八大以来,我国能源科技领域在绿色低碳的创新发展道路上取得了明显成效。目前我国风电、光伏、水电、化学电池、抽水蓄能和压缩空气储能的技术水平和产业竞争力总体处于全球前沿,在全球清洁能源产品供应链中占主导地位。在中央顶层设计和统筹协调下,完整的产业链基础、快速发展的技术能力以及逐渐强大的科技资源,让我国更加坚定、更有底气地推动低碳技术创新、产品创新和商业模式创新,推动面向“清洁、低碳、安全、高效”的能源体系变革。在碳达峰、碳中和这场广泛而深刻的经济社会系统性变革过程中,我们要深入贯彻习近平总书记的重要指示精神,加快能源绿色低碳转型,加快构建以新能源为主体的新型电力系统,加快以储能技术为代表的能源革命关键技术创新发展,为实现“双碳”目标贡献力量!

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