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风光大基地:配电池储能还是配光热?

2021.12.06 来自:

风光新能源大基地项目开发已成新能源平价时代的大趋势,今年以来,超百GW的大基地项目陆续进入规划和开发阶段。


但要实现到2030年,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦的目标,空间还很大。未来在电源侧,更多的风光大基地项目将陆续上马。


而一个现实是,2021年的光伏装机增速将不及预期,除了硅片价格走高这一影响因素外,电网方面对新能源电站调节电源的配置要求亦是一重要因素。配储能调节电源已经成为必须,但现实是,在电源侧配储能,成本转嫁让投资商很难受。


目前的电化学储能技术在电源侧还没有任何盈利模式,单独的储能电站收益和投资回报无法算得过来,电网公司给新能源投资企业的储能配比要求却在持续攀升,而即使配高比例的储能(普遍要求的15%配比4小时储能),新能源电站普遍也无法实现日调节。


在必须配储能的前提下,除了电化学储能,光热发电这种既能发电又能储能的技术或许更值得考虑。


光热发电的优势


光热发电最主要的技术优势是通过配置储热系统,机组的发电功率稳定可靠,基本不受光照强度变化的影响,可以实现连续24小时发电,并具有优良的调节性能。


与燃煤发电机组相比,光热发电机组亦具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点,具有更好的调节性能。


光热发电是能量平移型的调峰储能电源。光热发电配置大容量、低成本储热,出力容易调节,热态20分钟可实现15%-100%发电负荷快速调节。


光热发电是维持电网稳定的支撑电源。随着火电退出,必然体现优质电力的稀缺性,光热发电能提供转动惯量和无功功率支撑;在辅助市场中价值更高。


光热和光伏、风电为代表的可再生能源有很好的互补性,适合在电源侧形成“光热+光伏”的多能互补发电形式。光热电站白天中午前后2~6小时低负荷运行或停机,为光伏让路;用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机,为风电或火电让路;配合光伏和风电发电,成为一种稳定的清洁电源。


更重要的是,经过国家首批光热示范项目的历练,我国的光热发电技术已经非常成熟,在系统集成能力,装备国产化方面都已不存在任何问题,技术和供应链已经得到充分验证,具备产业化规模化发展的基础。


配电池储能还是配光热?


电化学储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题,光热电站自带的熔盐储能则具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的显著优势。特别是在更为可贵的长时储能方面,光热电站的综合储能优势更加突出。


在成本方面,锂电池每度电的储能环节成本在0.7元~0.8元/kWh;运行寿命最多8~10年就要更换电池,报废后还存在环保的后处理问题。


图:光热发电熔盐储能优势


更令人担忧的是,在不得不配置储能的要求下,为了减少储能对项目收益的拖累,有些企业甚至直接采用梯级利用的劣质电池,这恐将造成非常大的安全隐患!


储能的安全问题一直以来广受非议,自2017年以来,全球已发生30起以上储能相关的安全事故。近期的如2021年4月16日北京丰台光储充项目火灾导致三名消防员牺牲;2021年7月30日澳大利亚“维多利亚大电池”项目中的特斯拉电池火灾持续数天。无不在印证着储能的安全之殇。


总体来看,光伏+电池储能在用户侧具有广泛的应用场景和经济可行性,在电源侧,光伏+光热则更具综合竞争优势。




相关线下活动:


第十二届光热发电中国聚焦大会2022(2022年,中国北京)

第五届光热发电中东北非大会2022(时间待定,阿联酋迪拜)


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