3、为什么一些研究低估储能需求

根据对现有一些研究报告的分析，这些研究对于欧洲储能市场通常缺乏全面的研究，包括基于电力系统需求的所有储能技术选择。而考虑到最新的成本预测、修订的气候目标，以及减少对化石天然气进口依赖的重要性以确保欧盟的能源独立和供应安全，以下部分确定了必须更新和考虑的关键因素，以准确反映2030年和2050年的储能需求。

3.1、气候和行业目标与储能目标不一致

在电力系统规划中必须考虑所有现有和拟议的行业目标，并且应该不断更新以调整未来电力系统的所有政治、市场和技术方面的目标。欧盟最近提供的REPowerEU计划将可再生能源发电份额提高到45%，这将导致更大的系统灵活性需求，其中包括储能系统。此外，在2020年欧盟氢能战略中制定的氢能目标已经设定了部署40GW氢气电解槽的目标，到2030年在欧盟生产高达1000万吨氢气（约330TWh）。在REPowerEU计划中进一步增加到60GW以上。除了实现最初修订的目标之外，这还需要获得大量额外的可再生能源电力。因此必须清楚地了解如何将可再生能源的电力分配给制氢行业，以便准确地确定电力系统需求和所需的储能技术，以提供系统灵活性和能量转换服务，支持整合更多的风力发电和太阳能发电。其整体方法对于调整各行业领域的目标以及考虑所有变量的情况下确定电力系统的需求至关重要。

3.2、当今高电价：迫切需要减少对天然气发电的依赖

《欧洲气候法》设定了具有约束力的目标，与1990年的水平相比，欧洲到2030年的温室气体净排放量需要减少55%以上。如果没有大幅减少化石燃料发电量，欧洲就无法实现其气候目标。随着可再生能源渗透率的增长以及燃煤发电厂等传统可调度发电资产的退役和淘汰，对灵活备用发电的需求变得越来越重要。虽然天然气峰值发电厂可用于可调度发电，以弥补风力发电和太阳能发电量不足的情况，但逐步淘汰化石燃料发电资产（例如燃煤发电厂）可以成功地遵循欧洲的气候目标可持续地减少温室气体排放。如果考虑更高的二氧化碳价格、原产地保证和二氧化碳证书，这种前景可能会改变，从而使储能技术在减少温室气体排放方面发挥的重要作用得到认可。虽然可以为天然气发电厂添加碳捕集利用和储存（CSS）设施，但其捕集效率并没有那么高，而且碳捕集利用和储存（CSS）设施还增加了天然气发电厂的投资成本和资本密集度，通常需要将其安装在靠近二氧化碳储存或使用设施的地方。这也没有消除欧洲依赖第三方进口天然气的问题，如今人们看到这一问题的灾难性影响。天然气的极端成本推高了电价，而依赖进口天然气是欧盟供应安全的一个严重问题，必须将这一问题视为降低天然气发电厂灵活性的驱动因素。欧洲必须消除对外部进口化石燃料的依赖，并建立可靠的本地能源供应。

如今，可能会解决这个问题，通过最大限度地提高可再生能源的发电量，以及部署更多的储能系统，将最大限度地减少弃电，并使用当今可用的能源技术创建低排放、可调度的备用能源。此外，使用熔盐储能、液化空气储能、压缩空气储能、抽水蓄能设施等长时储能技术提供关键的系统惯性和额外的电网稳定性。使用电池储能系统、并网电源率转换器、HDVC提供近瞬时的电力输出，在电力系统频率在5毫秒的时间范围内发生变化的情况下复制惯性。而储能系统已经成为美国天然气峰发电厂的可行替代方案。美国国家可再生能源实验室（NREL）最近的一项研究表明，通过减少化石燃料发电厂启动和相关排放，以及增加对低碳资源的使用，储能系统将在未来的电力系统中发挥重要作用。同样，在澳大利亚，基于成本、灵活性、电网服务和减少碳排放，大规模电池储能系统现在成为提供峰值电力服务的首选技术。长时储能（LDES）技术也被证明是英国在2035年替代50 TWh以上天然气发电的替代方案。欧洲储能协会的这项研究发现，如果引入分布式配电系统，2035年的电力系统总成本可以减少11.3亿英镑（2.5%）。

3.3、通过能量转换最大限度地减少削减

当风力发电和太阳能发电量超过需求时，就会出现弃电的情况，这导致多余的电力被浪费。或者，当电力系统容量受到限制时，必须对可再生能源发电量进行调度，这意味着必须削减电力。当减少可再生能源电力时，通常需要增加天然气发电量以满足需求。例如在爱尔兰，由于电力系统限制，2020年11.4%的可用风电(1,448GWh)被削减。随着越来越多的风力发电和太阳能发电设施上线运营，这一数字逐年增长。弃电不仅浪费当地生产的清洁能源，而且损失巨大。例如在英国，2020年超过3.6TWh的风力发电量被削减，弃电损失超过11亿英镑。如果在需要时储存和使用这些清洁能源的电力，可以为100多万户家庭全年供电。

储能系统将能够吸收多余的风力发电和太阳能发电量，否则这些电力将被浪费掉。因此，储能系统可以通过转移和存储多余的电力，并使用这些电力来弥补传统上由天然气发电厂弥补的能源短缺，从而最大限度地减少弃电情况。通过这种方式，储能系统可以最大限度地利用欧盟本身的可再生能源，并减少对进口天然气的依赖。能量转换是由存储能量并将该能量返回电力系统的储能技术 提供的服务。这些储能技术包括电池储能系统和长时储能系统（LDES）。长时储能系统其中包括：抽水蓄能、重力储能、压缩空气储能（CAES）、液态空气储能（LAES）、热储能（显热、潜热、热化学）、化学储能和电化学储能（液流电池）。预计到2040年部署长时储能系统的装机容量将达到128～264GW。在这些储能技术中，抽水蓄能是最成熟的一种长时储能技术。而通过传统的水力发电设施改造成抽水蓄能发电设施，储能容量的增长潜力巨大。这些使用现有水坝改造的资本支出与从头开始建造抽水蓄能发电设施相比要低得多。预计到2030年全球将有65GW以是的抽水蓄能发电设施，与现在运营的抽水蓄能发电设施的装机容量相比将增长约10%。此外，获得欧盟委员会资助的由主要欧洲利益相关者组成的财团eStorage Project的一项联合研究确定了2291GWh的可开发场地，这些场地通常具有现有水库，用于新建抽水蓄能发电设施。抽水蓄能发电设施必须被视为一项成熟的技术，具有良好的业绩记录，但在当今的电力系统和储能规划中往往没有得到足够的认可。

能量转换技术有以下一些优势：

（1）欧盟能源供应安全在未来将依靠欧盟生产并储存的可再生能源电力。通过这种方式，可以消除对第三方电力或天然气进口的依赖，避免电力和天然气价格上涨。例如，在夏季存储的清洁能源电力可以在冬季提供峰值容量，而不再使用天然气峰值发电厂的电力。

（2）通过储存原本会被削减以缓解电网拥塞的可再生能源电力或使用这种能源来弥补通常由成本高昂并且污染严重的天然气发电厂所弥补的电力短缺，从而最大限度地减少削减和重新调度的成本。

（3）用低排放的储能解决方案替代天然气发电厂等化石燃料发电厂的灵活性来源，减少对额外调峰发电的需求，同时根据欧盟气候目标减少温室气体排放。与排放二氧化碳并需要部署碳捕获和储存(CCS)的燃气峰值发电厂相比，储能系统提供了一种模块化、低排放的替代方案。

（4）储能系统可以最大限度地利用现有可再生能源的电力，通过储存并在需要时使用这些多余的能源，进一步减少对化石能源的依赖。

（5）支持电网约束管理，通过储能系统将电力供应从拥塞时段转移到非拥塞时段，减少建设电网的数量和成本。

（6）提供不同持续时间的储能服务（日内、日间和季节性），有助于在较低发电量（例如风力不足或阳光不足的时期）或较高需求（例如供暖需求上升时的冬天）的较长时期内平衡电力系统。

3.4、成本预测和技术成熟度数据不能反映实际情况

对于成本的假设和评估特别重要，因为它们是确定当今电力系统模型中未来储能部署需求的关键驱动因素。如果预测成本很高，某些储能技术将不包括在内，但是当前的成本预测和技术创新不断变化，必须保持相关性并与电力系统模型保持同步。一些储能技术还必须因其为电力系统带来的价值而得到认可，其中选择标准应包括能源安全、低排放和最小化弃电的好处。长时信分册委员会净零根据储能系统充电时间、8～24小时和>24小时（一些储能技术的持续时间就在这两个范围之间）来研究新型长时储能技术的成本和性能数据。在未来的预测中，资本支出成本预计将下降60%。这可以通过扩大生产规模和降低成本来实现，就像风力发电和太阳能发电等类似的突破性技术一样。这需要投资信号来促进其大规模部署，这也取决于有利的政策和立法。电力系统模型应该考虑到这种不确定性，因为技术已经准备好部署，但受到成本假设的限制，这反过来意味着它们不被认为是一种在未来可行的解决方案。

3.5、部门整合和季节性储能注意事项

建筑物、企业和工业的供暖和制冷消耗了欧盟约一半的能源。热储能可以提供重要的灵活性杠杆，帮助平衡能源的需求和供应，特别是在长期季节性时间尺度上，这对于平衡2050年的高可再生能源至关重要。欧洲储能协会对于评估蓄热技术在可持续欧洲能源未来情景中的潜在作用进行了一些研究。在最近的欧盟情景研究中，其重点通常放在电池储能系统和氢气储能选项上，而忽略了其他储能技术的潜力。例如，高温地下热储能(HT-UTES)和其他热化学储能技术通过行业部门的整合可以为电力部门提供有价值的服务，因为它通过电力生产和供热需求提供季节性的能源。它是少数可以在季节性时间尺度上每个周期存储高达数十吉瓦时能量的长时储能技术之一，见图8。


图8 根据功率(W)和充电和放电的相关时间尺度映射的电力系统服务和储能选项。颜色表示储能技术在哪个能源系统中实施：蓝色为电网，绿色为天然气发电设施；橙色为热储能。

热储能(TES)技术正在快速发展，可以在工业中提高可再生能源发电份额，并促进回收原本会浪费的热量。它们还可以在改造现有的化石燃料发电厂方面发挥关键作用。高温地下热储能(HT-UTES)技术在未来能源场景和电力系统规划中的整合，将展示其在热力部门脱碳和电力部门受益方面的关键作用。

3.6、考虑极端天气事件和足够的时间分辨率

如果长期没有足够的阳光或风力，这个电力不平衡时期可能会持续数天甚至数周的时间]。例如与北海和波罗的海接壤的欧盟成员国，在每年11月至1月，电力短缺的时间平均为50～100小时。而储能技术在这一时间将会发挥重要的作用，可以为电网应对极端天气事件增强弹性。研究人员最近开始量化储能系统在增强电网弹性方面带来的价值，并且在某些情况下，储能系统的放电持续时间长达数十小时，足以在断电期间为用户提供电力。这一功能在传统上由化石燃料发电设施提供，然而，对可靠性、燃料供应和成本的担忧正在推动医院、数据等场所的运营商中心和废水处理设施对于替代备用电源方案的需求。储能系统可以发挥这一作用，并具有通过参与其他市场（例如储能市场）提供额外收入的潜力。而其电力系统模型应反映极端天气事件的真实历史气象数据，以便解决能源短缺问题。

同样重要的是，在电力系统模型中捕获所有短期和长期的灵活性需求，以准确反映储能系统在所有时间尺度上可以提供的所有服务，特别是对于持续时间小于1小时的储能系统。由于模型复杂性和计算成本，其模型中通常不包括<1小时的时间分辨率。这忽略了储能系统的重要应用窗口，这些储能系统提供关键系统服务，包括实时频率响应和平衡供需。在通常情况下，其模型只运行某一个年份或某一时期，这并不能保证电力系统在最糟糕的年份的电力充足性。其模型应该谨慎进行前瞻性优化，并允许将不确定性考虑到分析中。

3.7、通过储能系统最大限度地利用现有电网基础设施

虽然扩大电网容量规模可以降低电网拥塞的风险，但这是一个需要长期规划的资本密集型过程。输电网建设项目的许可要求和复杂性可能导致项目延迟甚至取消。由于风力发电和太阳能发电项目选址在风能和太阳能资源最丰富的地方，这通常位于偏远或没有建设输电线路的地区。因此，电网迅速变得拥塞，在某些情况下，太阳能发电和风力发电量被迫削减，因为它们的电力无法输送到负荷中心。有些研究报告高估了将电力输送到欧盟其他地区的能力，低估了电网拥塞的严重程度，必须根据实际数据来准确解决。

可以最大限度地利用现有电网基础设施的储能系统提供了一种解决方案，该解决方案允许大规模整合太阳能发电和风力发电，而不会出现电网拥塞或重新调度的情况，避免或推迟了大型电网基础设施投资，从而降低成本，但其部署取决于不同的国家和地区。例如，在澳大利亚，部署100MW的储能系统将比传统化石燃料发电厂要节省两年的时间，在此期间为特定州际线路的消费者节省3400万澳元的成本，其储能系统沿输电线路部署并运行以注入或存储电力，可以模仿输电线路的电力流动，如图9所示。以这种方式使用，储能系统可以代替电力系统升级或必须改造的电力线路。根据国际可再生能源机构(IRENA)发布的调查报告，到2026年，全球对电网投资延期的需求可能达到14.3GW，包括意大利和法国在内的一些国家已经在试行这些解决方案，以减少可再生能源发电设施的弃电情况。在电力系统规划模型中应考虑储能系统的这种具有价值的应用，因为它可能提供最大限度地利用现有电力线路甚至优化电网扩展成本的机会。


图9 通过部署储能系统提高输电网利用率

（未完待续）

原标题：研究报告（二）：欧洲2030年及2050年储能目标研究