碳达峰碳中和目标下储能发展的研究

2022-03-26季鹏程

新型工业化 2022年1期

季鹏程

（中国华电集团有限公司上海公司，上海 200126）

0 引言

中国的“碳达峰碳中和”路径走的是一条中国特色的道路。第一在于，规模巨大，减排时间很短，只有40年，速度快。第二，要实现能源、经济、环境同步调整。新发展格局下，对于储能产业未来发展有整体性的影响。新能源是储能发展的重大动力。过去，能源转型强度越大，新能源发展越高，储能需要越大。现在，双碳下储能发展增加了新的动力。未来，新能源和储能会有更加跨越式的发展。

1 储能发展现状评价

1.1 储能发展规模

参考中关村储能产业专业应用技术联盟的数据统计，直到2020年底，全世界储能装机设备早已实现191GW，在这其中，抽水蓄能装机设备占据储能总装机设备的90.30%，电化学储能装机设备比例为7.50%，熔融盐储热装机设备比例为1.80%，压缩处理空气储能与飞轮控制部件储能比例都是0.20%。2020年新加储能装机设备6.4GW，虽然有疫情影响仍逆势增长，在这其中，电化学储能打破10GW。直到2020年底，中国已经投入储能项目积累35.6GW，新加装机设备3.2GW，相比同时间增加9.80%。我国抽水蓄能装机占储能总装机的89.3%，电化学储能装机设备比例为9.20%，熔融盐储热装机设备比例为1.50%，压缩空气储能装机占比为0.03%。

1.2 储能发展特点

目前，抽水蓄能主导作用地位不变，电化学储能提升发展非常迅速，储能产业发展具有以下具体特点。

（1）运营费用低廉的大型储能专业应用技术，抽水蓄能主导作用地位不变。抽水蓄属于大型、集中型能量保存，其专业应用技术十分成熟稳定，运行工作成本费用偏低。抽水蓄能在储能应用过程里的主导作用地位，短时间内依然不会被动摇。

（2）电化学储能迅速提升发展，是储能交易市场提升发展的全新推动力。电化学储能专业应用技术持续获得突破，储能设备设施的投资维护保修成本费用大幅减少，储能容量上限进一步提升，使用寿命期限延迟。电化学储能未来规模化开发具有重要意义，（低成本）高效率的电化学储能专业应用技术为中国储能产业提升发展明确分布方向[1]。

2 储能技术及成本趋势

2.1 储能技术类型

储能专业应用技术，是表示使用一定的方式或设备把电能转变成为其他方式的能量并且展开高效的保存。一般实际状况下储能专业应用技术，包括本体专业应用技术和使用专业应用技术，在这其中本体专业应用技术是储能专业应用技术的根本基础。储能专业应用技术路线多样，包含电储能、热储能与氢储能三大种类，在这其中电储能是重要的储能模式，也划分为两大类方式，依次是电化学储能与机械设备储能。在电化学储能里，通常包含各种工作电池专业应用技术，当前通常包括锂工作电池储能、铅化学蓄电池储能与钠硫工作电池储能；机械设备储能通常都是经过物理模式展开水平保存，当前通常包括抽水蓄能、压缩处理空气储能与飞轮控制部件储能[2-5]。各储能技术特点如表1所示。

2.2 储能技术成本趋势分析

平准化度电成本（Levelized Cost of Elcctricity，简称LCOE）是衡量各种能源新技术经济性的常用方法，其指为考虑资金时间价值的储能设备每kWh发电量的全生命周期成本。计算储能系统成本时需要考虑各生命周期部分，包建设、运行、维护、退役等。储能电站的工作周期成本费用，通常都是由安装设置成本费用与运行工作成本费用组成，在这其中，安装设置成本费用划分为体系成本费用、额定有效功率转化处理成本费用以及土建成本费用三大部分，运行工作成本费用划分为运行流通维护成本费用、电站回收重复利用残值以及其他成本费用。通过建立成本学习曲线模型预测储能成本的变化，分析机械类储能、电气储能专业应用技术等不同种类储能成本费用，具体如下：

（1）压缩空气储能。2021-2030年，成本降至800-1000元/kWh；到2050年，成本降至600-800元/kWh。

（2）锂离子电池。2021-2030年，成本降至1000-1500元/kWh。到2050年，成本降至600-800元/kWh。

（3）液流电池。2021-2030年，成本降至2200-2500元/kWh；到2050年，成本降至1800-2000元/kWh。

（4）铅蓄电池。2021-2030年，成本降至500-600元/kWh。到2050年，成本降至400-500元/kWh。

表1 各类储能技术特点专业应用技术种类

3 “双碳”目标下储能发展

碳达峰、碳中和，是国家通过反复思考做出的重大策略，事情影响关乎华夏民族永续提升发展与建设人类命运共同体。我国实施“碳达峰、碳中和”途径，不仅需要完成“碳达峰、碳中和”目标，又要保障国家能源安全，我国面临巨大挑战。因此，实现“双碳”目标，其主要实施路径包括三个方面：①减少高碳能源的使用和消费（主要为化石能源）；②用低碳或零碳的可再生能源来替代一部分传统高碳能源；③通过碳汇和CCUS来实现CO2的吸收与封存。如图1所示。

充分保障国家的物质能源安全，第一步要求减少油气的依存度。中国石油、天然气的对外依存已经分别超过了70%和40%，要充分保障国家物质能源安全，应该减少油气的依赖；此外，需要在不稳定的可再生能源成为主体能源的情景下，保障国家能源体系的运行安全。降低油气依存度和可再生能源成为主体能源必然引起多方面的挑战：（1）可再生重复利用物质能源成为核心主要体物质能源，需要投资建设以可再生重复利用物质能源为核心主要体的物质能源系统，要求经过储能处理和解决其间断周期性、不固定性与工作周期性的主要矛盾；（2）减少化石能源，使化石能源由主体能源变为辅助能源，需要通过储能技术大幅提高原有化石能源系统灵活性；（3）降低油气依存度，其主要手段是交通的电气化，需要大力发展动力电池技术。因此，在可再生重复利用物质能源成为核心主要体物质能源、化石矿物自然能源转化为辅助物质能源与动力工作电池专业应用技术的发展历程里，对储能提出了重大需求。

4 储能发展的优化策略

4.1 明确政策导向，推动产业应用

第一，明确责任主体。确定储能项目的综合管理法律责任与主体法律责任，增强对储能体系的安全综合管理，持续更换革新、改善提升有关参考应用标准与标准规范。其次，明确市场主体身份。确定储能项目的操作应用流程与手续，包括消防、环境、土地、并网等。第三，确定科学合理市场实际价格体制。坚持“谁受益、谁担负”的根本原则，成立发电、高压传输工作电网、客户一起担负的科学合理的市场交易化市场实际价格体制。在结尾，加快提速推进电力市场交易化发展进度。使用市场交易化方式处理和解决储能体系使用里的难题矛盾问题，在市场交易化前期要求对储能完成社会收益，并且赋予一定的资产补偿。

4.2 建立长效机制，促进成本疏导

落实好前瞻性策划分析探究，规避物质资源无效配备设计；认真贯彻落实配套支持国家管理政策，推进友好型可再生重复利用物质能源方式提升发展。在电力交易市场与市场实际价格体制，还没有好办法表现配套体系使用价值的时候，需要宣传推广抽水蓄能国家管理政策，并且颁布实行逐步过渡转化国家管理政策，从而充分保障可再生重复利用物质能源和储能联合提升发展；分析探究储能配额体制，提升“绿色电力”认证比例权重，参考中国绿证交易与可再生重复利用物质能源配额体制。与此同时，推进成立市场交易化长效体制与全局衡定的储能市场实际价格体制，完成“绿色价值”的费用成本疏导。