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他指出,我们国家存在“三高”的问题,第一,煤炭占比高。第二,油气依存度高。第三,单位GDP高。
我国石油的依存度对外超过70%,如果俄乌冲突发生在周边,那么我国的能源安全就会遇到很大挑战。发展新能源是实现减排目标,应对气候变化的重要途径。二氧化碳的排放不断增加,气候变暖日益加剧,深刻影响人类的生存与发展,是当今社会共同面临的重大挑战。
根据英国气象局2021年消息,全球大气层二氧化碳浓度再创新高,当时测出来是417,工业化革命前是278。在60年代之后,空气中二氧化碳浓度含量陡直上升。
他表示,从行业上来看,能源电力领域的碳减排任务比较艰巨,是我们国家减碳的主战场。我国新能源装机从2017年、2018年之后一直保持世界第一位,去年装机量1.25亿万千瓦,已经连续3年突破了1亿万千瓦。其中风电新增3700万千瓦,光伏8700多万千瓦。截止到2022年底,我国新能源装机容量是7.58亿万千瓦,现在已经超过8亿万千瓦,占全国发电量装机29%。截止2023年上半年全国新能源装机已突破1亿万千瓦。2022年新能源发电量首次突破1万亿,达到1.19万亿,同比增长21%,占全国社会用电量的13.8%。截止到6月底,全国已建成投用新能源储能累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时,平均时长2.1小时,1-6月份新投运储能装机规模863万千瓦,相当于2022年前累计装机的总和。
他指出,电网侧储能最近这几年发展的非常快,包括江苏、河南、湖南、辽宁、山东等地发展较快,发展最快可能就是宁夏和山东。应用场景的配置情况,截止到去年底已投运的电化学储能电量累计装机主要分布在电源侧,总能量是6.8GWh,占比是48.4%。2022年电化学储能的平均综合效率是78%,投运3-5年的电站情况较好,但投运5年的电化学储能电站远低于其他运行的电站。
在可靠性方面,电化学储能电站的可用系数达到0.98%,全年计划停运是292次,单次平均计划停运时长达到了113小时,单位能量计划停运的是19.17次。BMS系统异常是电化学储能电站非计划停运的主要原因,停运次数占43%,但是它停的时间相对是比较短。
对于商业模式,他表示,在用户侧,峰谷价差是储能最早进到电力系统之一的方式,在电源侧,储能与火电、新能源一起参与辅助服务,与新能源厂站一起增加效益。电网侧,共享储能,通过租赁、容量电价,以及进入现货市场获取利润。
对上述问题,他提出一些相关的建议。
第一,落实新版《电力系统安全问题导则》,新能源场站以及包括储能在内的分布式电源,电压和频率的耐受能力原则上与同步发电机的频率耐受能力一致,这是标志性的改变。
第二,要加快新能源和储能相关标准的落实和制定。
第三,加快电化学储能系统接入电网。
第四,加快相关调度运行的标准,现在有行标、企标都有,但是对于国家标准还要加快确定。
另外,加快实证基地,加强储能入网管理。要提高新能源厂站电网稳定运行的支撑,这就牵扯到储能,要发展构网型的技术,主动快速功率支撑,加大暂态支撑能力。实际上就是要有电压,包括调峰、调频、暂态电压支撑以及宽频振荡的抑制。
最后,要研发储能系统支撑能力的评估技术,就是开展储能系统支撑能力评估技术,不断改进储能系统的支撑能力。
(以上内容根据现场速记整理,未经嘉宾审核)
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