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研究表明电池储能系统成本与新建天然气发电厂成本相比要低30%
2021-04-16分类:能源互联网 / 智慧电厂来源:国际能源网

据外媒报道,根据澳大利亚清洁能源委员会(CEC)日前发布的一项研究报告,在提供峰值容量方面,电池储能系统如今已经成为一种比天然气峰值发电厂成本更低、更有效的技术。

在电力需求峰值时期,世界各地的电网通常依赖于开放式循环燃气轮机(OCGT)发电设施。这种天然气峰值发电厂通常每年只能运行几次,一次只能运行几个小时,却是电网运营商用于平衡能源供应和需求的污染最严重的发电资产之一。

开放式循环燃气轮机(OCGT)发电技术是几十年前推出的先进发电技术,能够在启动后15分钟内开始发电,而锂离子电池储能系统可以在几分之一秒内对电网信号做出响应,并且可以使用太阳能和风能等可再生能源发电设施进行充电。

可再生能源基金投资商CEP公司计划在澳大利亚新南威尔士州部署的一个装机容量为1,200MW电池储能项目渲染图

澳大利亚清洁能源委员会(CEC)发布的这份名为《电池储能系统:清洁的峰值发电设施》报告表明,从平准化能源成本(LCOE)和平准化容量成本(LCOC)的角度来看,在新南威尔士州部署一个250MW/1000MWh的4小时电池储能系统在满足峰值需求方面的成本,比运营装机容量为250MW开放式循环燃气轮机(OCGT)发电设施要低出30%。

管理新南威尔士州等澳大利亚六个州能源供应的澳大利亚国家电力市场(NEM)认为,随着太阳能发电量的下降和夜间需求的增加,从晚上6点开始,峰值发电厂每晚大约要提供3到4个小时电力。

澳大利亚清洁能源委员会(CEC)表示,电池储能系统可以在这段时间提供充电电力,并且考虑到太阳能和风力发电设施充电成本不断下降、电池成本不断下降以及效率不断提高,澳大利亚在新建天然气发电厂方面没有充分的经济理由和必要性。

电池储能系统除了可以更快、更准确地提供峰值服务和频率响应之外,还可以为电网提供的其他电力服务,其中包括电网惯性和电压支持,这不仅是整合不断增长的可再生能源份额所必需的措施,而且还为储能资产经营者提供了获取其他收入的选择,可以帮助更快收回投资成本。

澳大利亚能源市场运营商(AEMO)在去年发布的《综合系统计划》中对澳大利亚国家电力市场(NEM)的各种长期应用进行了建模。研究发现,到2040年,至少需要部署装机容量为26GW的可再生能源发电设施容量才能替代澳大利亚国家电力市场(NEM)管理和运营的燃煤发电厂63%的发电量,也许还需要部署50GW可再生能源发电设施才能实现更宏伟的目标。

这将需要大约部署装机容量为6GW到19GW的可调度能源来平衡电网,澳大利亚能源市场运营商(AEMO)表示,这些可调度能源其中包括抽水蓄能、大型电池储能系统、分布式储能系统以及虚拟发电厂等。在短期内,澳大利亚国家电力市场(NEM)服务区域的一个更为显著的变化是,其电力市场从半小时的结算期转向五分钟的结算期——这对天然气发电厂的运营商的竞争能力带来了风险。

研究发现,一个持续放电时间为2小时的电池储能系统的总容量平准化成本(包括资本成本、运营和维护固定成本和各种运营和维护成本)约为119澳元/kW/年,4小时电池储能系统的的总容量平准化成本约为197澳元/kW/年,一家装机容量相同的开放式循环燃气轮发电厂的总容量平准化成本约为203澳元/kW/年。与此同时,以平准化能源成本(LCOE)计算,2小时电池储能系统为195澳元/kW /年,4小时电池储能系统为156澳元/kW/年,开放式循环燃气轮发电厂为234澳元/kW/年。

而在其他国家和地区的应用中,早在2019年,太阳能开发商8minute Solar Energy公司首席执行官Tom Buttgenbach在接受媒体采访时表明,该公司能够以在美国主要市场上运营的天然气峰值发电厂成本的一半运营太阳能+储能调峰设施。而最近的一项研究发现,结合可再生能源、能源效率和储能系统的发展,到2030年,纽约市能够经济高效地淘汰装机容量为6GW峰值发电厂。同样,根据分析和研究机构彭博社公司去年发布的调查报告,新型电池储能系统在替代天然气峰值发电厂方面可能更具成本竞争力。其报告指出,对于持续时间放电时间为4小时的电池储能项目,平准化能源成本(LCOE)为150美元/WWh。而一旦电力需求峰值时间远远超过4小时,那么天然气峰值发电厂在成本方面仍将具有更大的竞争力。

然而,随着可再生能源和储能成本的下降,这种情况正在改变。澳大利亚清洁能源委员会(CEC)指出,至少在澳大利亚,采用 4小时储能系统基本可以满足峰值需求,而在未来,持续放电时间更长的储能系统可以满足更为罕见、时间更长的峰值需求,并弥补可再生能源发电量的不足。

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