10月30日,记者在“储能嘉年华·项目与技术交流大会”上获悉,预计2025年,我国电源装机容量为29.5亿千瓦,清洁能源装机占比将由2019年的41.9%提高到57.5%,煤电装机会下降至37.3%,基本实现从基荷型电源向调节型电源功能的转变。我国坚持可再生能源发展的长远战略目标不会动摇。“十四五”期间风电规划装机达到5.4亿千瓦;光伏规划装机达到5.6亿千瓦。
会上,国家能源集团龙源电力集团股份有限公司、新能源发展研究中心主任范子超指出,2015到2019年全国风电光伏新增并网容量最高值6812万千瓦,低于每年8000万千瓦的规划值。没达到目标怎么办?靠储能?增量靠强配?存量靠技改?范子超认为,应该从政策、技术、商业模式三方面着手。政策上,采取更加有力的政策和措施,明确地方政府的主体责任;配额制降低环评、土地及其他非技术成本;进行存量项目更新与改造。技术上,持续降低成本。商业模式上,远离“4.95”,采取“大基地+分散式”的商业模式。
针对储能问题,范子超表示,目前,全国已经有至少16个省区在评价风电光伏项目核准中要求或建议增加配置储能,随着我国高比例可再生能源的发展,储能在可再生能源领域将会迎来新的发展机遇。2020年8月,国家能源局印发《关于开展“风光水火储——一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》,协同发展的思想贯穿始终,而“两个一体化”中也都提到了储能。
他认为,用储能解决新能源网域消纳问题效果有限,简单的“新能源+储能”只是将消纳问题从系统层次降到局部区域, 将系统化平衡变为碎片化平衡,无法从根本上解决问题。
最后,范子超提到,储能要想发展,必须以新能源超长周期、超大规模发展为前提,当新能源到了相当的规模后,储能定有机会。此外,面对抽水蓄能、火电灵活性改造、用户侧需求响应,电站储能应尽快锚定价格标杆,加速降成本,性价比高者才能赢得市场,而风光水光储一体化基地协同建设是相对可行的商业模式。
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