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田庆军:新能源配储能要因地制宜不能一刀切
作者:未知    来源:未知    点击数:613    更新时间:2021/4/21

2020年中国新增投运电化学储能项目装机规模达到1.56GW,其中发电侧新能源配置储能应用占新增总装机规模的40%。在日前举行的第十届储能国际峰会高峰论坛上,远景能源高级副总裁田庆军表示:虽然多地目前出台了强配10%-20%储能的要求,但从社会效益最大化考虑,电源侧配储能不能一刀切。只有根据不同地区的风光资源条件,有规划的合理配置储能,才能使新能源加储能更好地适应电网和负荷的要求,同时推动度电成本一路下降。

田庆军认为:“在风光资源禀赋好的“三北”地区,增加储能并不会明显提升新能源电站的度电成本,开发商更有动力配置储能以保证更多的上网电量。”他介绍说,远景经过测算得出这样的结论:在“三北”地区,利用当前的技术,风电机组的发电小时数可以达到3500小时以上,新建风电场如果配置与场站同比容量的1小时电化学储能,增加系统成本每千瓦约1500元,理论上风电场的度电成本会在原有基础上增加3分钱左右。但是,光伏由于发电小时数少于风电,度电成本增加会较为明显。

但是,如果在中东南部地区,风电的年发电小时数大部分不到3000小时,强配储能,项目经济性会受到很大影响,度电成本可能增加1毛钱甚至更多。对此,田庆军表示,中东南地区资源开发不存在天花板,应该充分利用当地负荷的灵活性,开发分布式新能源加储能,这样有助于降低度电成本和提升收益。而不是把目光聚焦在电源侧储能上。

以山东某地市为例,当地电源结构以火电为主,年社会用电量大概700亿度,工商业电价大概每度0.65元。如果利用当地盐碱地开发1000万千瓦的分布式风电和光伏,再配置一定比例的储能,直供工商业用户,度电成本降到4毛钱是相对容易实现的。

中东南部地区的5万、10万千瓦新能源电站,目前虽然强配储能,但实际利用率太低,电网往往忽略调度,只有规模化的电厂才是电网调度管理的对象,因此造成严重的社会资产浪费。对此,田庆军建议,在这样的地区,建议推广共享储能。例如山东准备建50万千瓦时的共享储能,其成本和对新能源电站现金流影响最小,对未来的商业模式、电网和开发商都有帮助。

田庆军认为,储能不是摆设,要充分利用储能的价值,建议尽快推进电力现货市场的建设。能够套利的储能,对于资本市场和开发商,才有建设的动力。他指出,远景致力于做政府和企业的零碳技术伙伴,储能是远景零碳战略的核心竞争力,储能的本质是交易,会交易的储能才会代表未来。

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