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他提出,为了保证不弃风光以及保证高峰时段的用电,需要大约0.7倍的最大负荷灵活调节能力,这部分的能力就需要储能来调节。他预测,从2060年的波动范围来看,新能源出力占系统总负荷比例低的时候占16%、高的时候占142%,低的时候就需要储能来支撑,高的时候又需要储能将电量给存储起来,然后进行时间上的平移。新能源长时间大范围的功率波动,给系统消纳、安全,以及储能的利用带来了巨大的需求与挑战。另外新能源出力还有季节性的偏差,这就需要更长时间尺度的储能。
他表示,长时储能其实没有明确的定义,有的报告称4小时储能为长时储能,而美国将10小时储能才成为长时储能,这个标准很难界定。总之,新能源发电渗透率越高,那么它需要的储能的时长越长。有了大容量、长周期的储能,就可以实现跨天、跨月、跨季节的能量存储转移和转换,保证未来电力系统的平稳运行。
他提出,长时储能一般分为机械储能、电化学储能、化学储能和储热四大类,其中机械储能现在前景比较好、发展比较成熟的是抽水蓄能、压缩空气储能,而现在锂电池为主的电化学储能不太合适做这种长时的储能。目前先进压缩空气储能的设计效率可以到70%,主要的制约因素还是能效转换低,以及度电成本比较高。
从电化学储能方面,液流电池相对于锂电池来说,能量存储和功率转换也是可以解耦去设计的,相对于锂电池来说可以用来做长时储能设计。这种技术最大的问题是成本比较高,优点是电解液能量存储的成本,随着设计的小时数增加可以分摊下来,储能时长越长,单位造价就越低。
他总结指出,成本还是制约长时储能规模化应用的第一要素,目前抽蓄还是发展较好的技术路线。
储能除了要跟其他形式储能技术去竞争以外,还需要跟其他的新型电力系统解决方案去竞争,比如说负荷侧的灵活性响应,储能也要与它去做对比,尤其是长周期的储能。
最后,他表示,新型电力系统是比较复杂的系统工程,是需要源网荷储一起努力去实现的。长时储能技术会影响电力系统的演化路径,可以降低能源转型的风险。长时储能技术取得突破以后,新能源的发展规模可以进一步扩大。以长时储能+新能源的技术路线,可以更大规模的去替代CCUS+化石能源+新能源的技术路线,对于加快实现双碳目标,降低能源转型风险和成本是具有重要意义的。
(以上内容根据现场速记整理,未经嘉宾审核)
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