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标普全球大宗商品:电池储能和氢能将成为中国新兴灵活性电源

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标普全球大宗商品:电池储能和氢能将成为中国新兴灵活性电源

氢能将能提升整个中国电力系统所容纳风电和光伏装机上限;电化学储能的市场拐点将发生在2030年附近。

图片来源:图虫创意

界面新闻记者 | 戴晶晶

“中国灵活性电源发展将会变得更加多样化,从之前只有煤电、气电和抽水蓄能,到2050年囊括了包括电池储能和氢能在内的新兴灵活性调节电源。”

7月25日,标普全球大宗商品电力与可再生能源研究分析副总监韩冰在“2023北京大宗商品市场洞察论坛”上表示。

标普全球大宗商品是标普全球(S&P Global)旗下部门之一。

“十四五”规划是国内首次对灵活性电源作出详细部署的五年规划,其中选定了煤电、气电、抽水蓄能和电池储能做作为中国灵活性电源主要的发展方向。

电力系统的灵活性是指系统适应不确定性和负荷波动性的能力。韩冰表示,根据不同的时间尺度来划分,电力系统的灵活性可以分为小时级爬坡的灵活性、日内削峰填谷的灵活性,以及跨季调节的灵活性。

“随着新能源比例的持续增加,这三类不同时间尺度的系统灵活性的需求,将从几百吉瓦增加到1000吉瓦以上。”韩冰称,“十四五”期间,电力系统主要靠煤电及煤电的灵活性改造来满足系统调节的需求。

标普全球大宗商品的团队针对江苏、广东、甘肃、河南四个典型省份来分析煤电改造的成本并指出,由于煤电利用小时数不同,省与省之间成本差距很大,综合来看各省单个煤电灵活性改造每年新增的成本约为几千万元。

韩冰指出,以江苏和广东为例,煤电机组在电力辅助服务市场中的收益两极化严重,绝大多数机组赚不到钱。按照所有参与辅助服务市场的煤电机组的收益从高到底排列,市场前25%的机组赚到了60%-70%的收益,而这部分机组恰好是已经完成了煤电灵活性改造的机组,即使考虑到改造的成本,也有非常可观的收益。

“综合考虑,预计'十四五'和'十五五'期间,中国煤电灵活性改造的步伐将明显提速,但是仍然无法达到'十四五'200吉瓦煤电灵活性改造的目标。”韩冰解释称,这主要是由于近两年煤价高企,煤电企业经营压力大,在做投资决策时相对谨慎。

2021年,国家发展改革委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求,“十四五”期间完成200吉瓦存量煤电机组灵活性改造,实现煤电机组灵活制造规模150吉瓦。

标普全球大宗商品预计,到2030年,灵活性煤电机组将占到中国煤电机组的一半,其中六成来自于现有煤电灵活性改造,四成来自于新增的煤电。

该机构同时预计,到2030年,抽水蓄能将凭借其较大的调节范围和快速的出力调节速率,成为实现日内削峰填谷灵活性的主要电源。

抽水蓄能电站建设周期较长,通常需要6-7年的时间。

目前全国已有接近130吉瓦的抽水蓄能机组处于核准或者是已经开工的状态,储备项目规模是足够的。”韩冰说,这主要得益于2021年国家引入了抽水蓄能的两部制电价,2022年中国抽水蓄能的市场规模就实现了翻番。

标普全球大宗商品预计,到2040-2050年,电化学储能将凭借其快速的调节响应速率以及较低的成本,实现小时级的灵活性调节。

“预计电化学储能的市场拐点将发生在2030年附近。”韩冰解释称,届时市场机制将变得更加灵活,无论是新能源配置的储能,还是独立储能或是工商业储能,到2030年附近都将获得一个相对公平的市场主体地位,能够参与各种电力交易。

此外,韩冰认为,到了2030年附近,6小时充放电时长的电池储能均衡充电成本(LCOC)基本可以实现和抽水蓄能平价,后续电池储能的成本优势将更为明显。

韩冰还表示,远期最重要的灵活性电源是氢能,氢能将能提升整个中国电力系统所容纳风电和光伏装机上限

“二季度是全年电力需求最低的时候,也是决定中国市场消纳风电、光伏装机规模的季度,如果装机规模超过了该季度需求,就要面临弃风弃光的风险。”韩冰称,氢能的引入就可以利用这部分多余的电量制作绿氢,用于用电高峰期供电,并压减跨季节灵活性需求对煤电、气电的依赖。

韩冰表示,通过引入氢能,到2050年可以将中国化石能源的装机压减接近600吉瓦,同时把新能源的装机水平提升800吉瓦左右。

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标普全球大宗商品:电池储能和氢能将成为中国新兴灵活性电源

氢能将能提升整个中国电力系统所容纳风电和光伏装机上限;电化学储能的市场拐点将发生在2030年附近。

图片来源:图虫创意

界面新闻记者 | 戴晶晶

“中国灵活性电源发展将会变得更加多样化,从之前只有煤电、气电和抽水蓄能,到2050年囊括了包括电池储能和氢能在内的新兴灵活性调节电源。”

7月25日,标普全球大宗商品电力与可再生能源研究分析副总监韩冰在“2023北京大宗商品市场洞察论坛”上表示。

标普全球大宗商品是标普全球(S&P Global)旗下部门之一。

“十四五”规划是国内首次对灵活性电源作出详细部署的五年规划,其中选定了煤电、气电、抽水蓄能和电池储能做作为中国灵活性电源主要的发展方向。

电力系统的灵活性是指系统适应不确定性和负荷波动性的能力。韩冰表示,根据不同的时间尺度来划分,电力系统的灵活性可以分为小时级爬坡的灵活性、日内削峰填谷的灵活性,以及跨季调节的灵活性。

“随着新能源比例的持续增加,这三类不同时间尺度的系统灵活性的需求,将从几百吉瓦增加到1000吉瓦以上。”韩冰称,“十四五”期间,电力系统主要靠煤电及煤电的灵活性改造来满足系统调节的需求。

标普全球大宗商品的团队针对江苏、广东、甘肃、河南四个典型省份来分析煤电改造的成本并指出,由于煤电利用小时数不同,省与省之间成本差距很大,综合来看各省单个煤电灵活性改造每年新增的成本约为几千万元。

韩冰指出,以江苏和广东为例,煤电机组在电力辅助服务市场中的收益两极化严重,绝大多数机组赚不到钱。按照所有参与辅助服务市场的煤电机组的收益从高到底排列,市场前25%的机组赚到了60%-70%的收益,而这部分机组恰好是已经完成了煤电灵活性改造的机组,即使考虑到改造的成本,也有非常可观的收益。

“综合考虑,预计'十四五'和'十五五'期间,中国煤电灵活性改造的步伐将明显提速,但是仍然无法达到'十四五'200吉瓦煤电灵活性改造的目标。”韩冰解释称,这主要是由于近两年煤价高企,煤电企业经营压力大,在做投资决策时相对谨慎。

2021年,国家发展改革委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求,“十四五”期间完成200吉瓦存量煤电机组灵活性改造,实现煤电机组灵活制造规模150吉瓦。

标普全球大宗商品预计,到2030年,灵活性煤电机组将占到中国煤电机组的一半,其中六成来自于现有煤电灵活性改造,四成来自于新增的煤电。

该机构同时预计,到2030年,抽水蓄能将凭借其较大的调节范围和快速的出力调节速率,成为实现日内削峰填谷灵活性的主要电源。

抽水蓄能电站建设周期较长,通常需要6-7年的时间。

目前全国已有接近130吉瓦的抽水蓄能机组处于核准或者是已经开工的状态,储备项目规模是足够的。”韩冰说,这主要得益于2021年国家引入了抽水蓄能的两部制电价,2022年中国抽水蓄能的市场规模就实现了翻番。

标普全球大宗商品预计,到2040-2050年,电化学储能将凭借其快速的调节响应速率以及较低的成本,实现小时级的灵活性调节。

“预计电化学储能的市场拐点将发生在2030年附近。”韩冰解释称,届时市场机制将变得更加灵活,无论是新能源配置的储能,还是独立储能或是工商业储能,到2030年附近都将获得一个相对公平的市场主体地位,能够参与各种电力交易。

此外,韩冰认为,到了2030年附近,6小时充放电时长的电池储能均衡充电成本(LCOC)基本可以实现和抽水蓄能平价,后续电池储能的成本优势将更为明显。

韩冰还表示,远期最重要的灵活性电源是氢能,氢能将能提升整个中国电力系统所容纳风电和光伏装机上限

“二季度是全年电力需求最低的时候,也是决定中国市场消纳风电、光伏装机规模的季度,如果装机规模超过了该季度需求,就要面临弃风弃光的风险。”韩冰称,氢能的引入就可以利用这部分多余的电量制作绿氢,用于用电高峰期供电,并压减跨季节灵活性需求对煤电、气电的依赖。

韩冰表示,通过引入氢能,到2050年可以将中国化石能源的装机压减接近600吉瓦,同时把新能源的装机水平提升800吉瓦左右。

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