第954章便宜的储能电池
光伏电及风电,潮汐电等不稳定、不连续的新能源弃风弃电现象要想从根本上解决,其出路在于储能。
这样可以把零散的、不连续、不稳定的电源转换成分子能储存在储能罐中。而且可以大量储存低谷电。在用电高峰时段再释放出来。既可以满足电网削峰填谷的需要,也解决了风电、光伏电、潮汐电等新能源的消纳问题。
储存起来的能量通过转换输出为连续的、稳定的工频交流电,电网自然愿意接纳。
其实很多人都知道,新能源弃风弃电的根本解决方法在于储能。
储能技术是未来能源系统具备柔性、包容性和平衡功能的关键节点——发了电,存不下来,效率再高也是浪费。
但为什么到现在,这个问题一直得不到妥善解决呢!
其实,随着新能源的发展,国内的储能电池项目也在飞速增长。
以数据来说话,2020年,兔子储能电池市场出货量为16.2吉瓦,同比增长71%,其中电力储能6.6吉瓦,占比41%。
2019年5月至2020年7月,全球新增发电侧电化学储能项目113个,兔子新增发电侧电化学储能项目59个,增速据世界前列。
据预测,保守场景下电化学储能的复合增长率会保持在57%左右,理想场景下会超过70%,即到2025年的储能装机总量将分别达到35.5GW和55.8GW。
即使开足马力装机,仍难以满足需求,根本原因是配储成本太高,还不能满足新能源发电“长时储能”的需求。
“长时储能”意味着一种理想状况——新能源发电24小时挂着“充电宝”,随便什么时候天公作美,就能将能量储存下来下次用。
但实际这一点,根本做不到。
因为成本太高了。
按照现在的要求,“储能规模在项目容量的10%—15%”“连续储能时长2—3小时”等条款,同时也要求配备的储能设备需具备调峰能力,并与市场化项目同步建成并网。
只是这样的要求,就让一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目,配储后的成本将增加30%—60%,而对于本身度电成本更高的风电项目来说,配储后度电成本很可能出现翻倍。对于一个装机达100余万千瓦以上的大基地项目而言,或需在配储上额外投入数亿。
而这仅仅是储能规模在项目容量的10%—15%就需要额外投入的成本。
如果想要【长时储能】,需要的成本就更夸张了。
新能源发电在政策的支持下,都只是微利,而如果要配套这么多的储能电池,那更不用考虑盈利的事情了。
这也是为什么新能源发电说了那么久,发展速度却没有那么理想的原因。
之前【超
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