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风光大基地必须配电池储能吗?未必!

2022.06.27 来自:

当下,我国第一批风光大基地项目已陆续开工建设,规模总计达97.05GW。


与此同时,第二批风光大基地项目也正在开展前期工作。


到2030年,我国规划建设风光大基地总装机约4.55亿千瓦。其中十四五时期完成2亿千瓦,十五五时期完成2.55亿千瓦。其中外送约3.15亿千瓦。


2030年,正是中国向世界承诺实现碳达峰的年份,4.55亿千瓦装机正是实现这一目标的关键抓手之一。


风光大基地俨然已经成为未来十年新能源项目开发的主要模式。这也是确保中国2030年风电、光伏装机达到12亿千瓦以上目标的基础条件。


雄心在胸,但还需面对现实,风光大基地开发面临的难点尚有不少,解决这些问题方能真正走向未来。


经济账能算过来吗?


大规模上马风光大基地,面临输电通道建设、储能调峰、经济性等关键痛点。外送通道建设主要得靠电网,对于产业链企业,可能解决且需要解决的是尽可能地拉低成本。


风光大基地项目的经济性主要取决于项目的设计配置,风电和光伏是主体,光热和储能等为调节电源。要达到最佳经济效益,需要有最佳的项目配置。


中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽最近表示,目前风机价格正在持续下行,但光伏行业各产业链价格居高不下,风电的度电投资已经低于光伏。


同时上涨的还有储能成本,“光伏即使在不配置储能的情况下,也只是基本达到平价上网水平。今年一季度,电化学储能价格大幅上涨,如果叠加储能成本,光伏平价上网还是有一定困难的。”


来源:宏观经济研究院能源研究所


锂电池储能是目前主流的储能方案,因其价格上涨,目前价格水平在1800元/千瓦时左右,以100MW光伏电站配储能20%*4h为例进行测算,需要新增储能投资成本为1.44亿元,相当于光伏电站的成本增加1.44元/W,光伏系统的投资成本按4元/W计算,总投资成本增至5.44元/W。


而风光大基地项目大部分需执行当地燃煤基准价平价上网。光伏龙头隆基股份总裁李振国由此感叹,“如果当地光照特别好,同时上网电价相对比较高,可能配一部分储能之后,这个项目经济性还可以。而对那些缺乏资源条件的地区,光伏本来就已经在边缘了,这时候再要求配储能,经济帐就算不过来了。”


风光热储可行吗?


以上我们测算的是光伏+电化学储能方案的经济账,风光大基地包括风光水火热储等多种能源形式,但具体哪种能源形式的配比最优,目前尚没有成熟案例可供参考。


既然还没有定论,对项目投资方而言,对多种能源配比方案进行务实研究就显得很有必要。


在第一批风光大基地项目中,有9.15GW项目选择配置光热发电作为调峰电源,涉及光热发电装机1110MW。那么,这些包括国电投、三峡、中广核等在内的项目方为何选择风光热储的配置?


这说明了一种可能性,即风光热储的配置方案有可能是更好的一种配置方案。


从理论上分析:


▲光热发电熔盐储能优势


1、光热电站自带的熔盐储能具有大容量、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。而锂电池储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题。


2、经济性上,同等装机的光热发电,相较电池储能一般可以配置更高容量的光伏。如新疆就规定,对建设4小时以上时长储能项目的企业,允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。之所以如此,是因为光热发电的热储能造价更为低廉,可以配置长时储能增加调峰能力。


由此,在可配置光伏装机同等的前提下,我们以新疆为例,来粗略对比一下这两种配置方案的经济性。


10万千瓦/40万千瓦时储能规模,按当前锂电池储能系统1800元/千瓦时的成本计算,一次性投资成本预估为400000×1800=7.2亿元。而要配建90万千瓦光伏项目,则需要90÷40×7.2=16.2亿元的储能系统投资。


而建设一个10万千瓦8小时储能(已经大幅优于电池储能的4小时)的光热发电项目,投资预估为18亿元,即可配建90万千瓦光伏项目。


与储能+光伏的配置方案相比,光热+光伏的配置在一次性投资上仍要高一些,但如果计算光热发电系统自身带来的发电量增加收益,以及其长时储能的调峰收益,以及电池储能系统在项目25年生命周期内大概需要更换三次的成本增加额,在整个项目的生命周期内,风光热储的配置就有可能是一种更佳选择。


当然,这只是理论上的分析,风光热储的配置方案到底是不是值得去干,在没有实际项目运行案例之前,还需要进行更多更深入地探讨。




相关线下活动:


第十二届光热发电中国聚焦大会2022(时间待定,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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