中國儲能網訊：據外媒報道，根據澳大利亞清潔能源委員會（CEC）日前發布的一項研究報告，在提供峰值容量方面，電池儲能系統如今已經成為一種比天然氣峰值發電廠成本更低、更有效的技術。

在電力需求峰值時期，世界各地的電網通常依賴于開放式循環燃氣輪機（OCGT）發電設施。這種天然氣峰值發電廠通常每年只能運行幾次，一次只能運行幾個小時，卻是電網運營商用于平衡能源供應和需求的污染最嚴重的發電資產之一。

開放式循環燃氣輪機（OCGT）發電技術是幾十年前推出的先進發電技術，能夠在啟動后15分鐘內開始發電，而鋰離子電池儲能系統可以在幾分之一秒內對電網信號做出響應，并且可以使用太陽能和風能等可再生能源發電設施進行充電。

可再生能源基金投資商CEP公司計劃在澳大利亞新南威爾士州部署的一個裝機容量為1,200MW電池儲能項目渲染圖

澳大利亞清潔能源委員會（CEC）發布的這份名為《電池儲能系統：清潔的峰值發電設施》報告表明，從平準化能源成本（LCOE）和平準化容量成本（LCOC）的角度來看，在新南威爾士州部署一個250MW/1000MWh的4小時電池儲能系統在滿足峰值需求方面的成本，比運營裝機容量為250MW開放式循環燃氣輪機（OCGT）發電設施要低出30%。

管理新南威爾士州等澳大利亞六個州能源供應的澳大利亞國家電力市場(NEM）認為，隨著太陽能發電量的下降和夜間需求的增加，從晚上6點開始，峰值發電廠每晚大約要提供3到4個小時電力。

澳大利亞清潔能源委員會（CEC）表示，電池儲能系統可以在這段時間提供充電電力，并且考慮到太陽能和風力發電設施充電成本不斷下降、電池成本不斷下降以及效率不斷提高，澳大利亞在新建天然氣發電廠方面沒有充分的經濟理由和必要性。

電池儲能系統除了可以更快、更準確地提供峰值服務和頻率響應之外，還可以為電網提供的其他電力服務，其中包括電網慣性和電壓支持，這不僅是整合不斷增長的可再生能源份額所必需的措施，而且還為儲能資產經營者提供了獲取其他收入的選擇，可以幫助更快收回投資成本。

澳大利亞能源市場運營商（AEMO）在去年發布的《綜合系統計劃》中對澳大利亞國家電力市場(NEM）的各種長期應用進行了建模。研究發現，到2040年，至少需要部署裝機容量為26GW的可再生能源發電設施容量才能替代澳大利亞國家電力市場(NEM）管理和運營的燃煤發電廠63％的發電量，也許還需要部署50GW可再生能源發電設施才能實現更宏偉的目標。

這將需要大約部署裝機容量為6GW到19GW的可調度能源來平衡電網，澳大利亞能源市場運營商（AEMO）表示，這些可調度能源其中包括抽水蓄能、大型電池儲能系統、分布式儲能系統以及虛擬發電廠等。在短期內，澳大利亞國家電力市場(NEM）服務區域的一個更為顯著的變化是，其電力市場從半小時的結算期轉向五分鐘的結算期——這對天然氣發電廠的運營商的競爭能力帶來了風險。

研究發現，一個持續放電時間為2小時的電池儲能系統的總容量平準化成本（包括資本成本、運營和維護固定成本和各種運營和維護成本）約為119澳元/kW/年，4小時電池儲能系統的的總容量平準化成本約為197澳元/kW/年，一家裝機容量相同的開放式循環燃氣輪發電廠的總容量平準化成本約為203澳元/kW/年。與此同時，以平準化能源成本（LCOE）計算，2小時電池儲能系統為195澳元/kW /年，4小時電池儲能系統為156澳元/kW/年，開放式循環燃氣輪發電廠為234澳元/kW/年。

而在其他國家和地區的應用中，早在2019年，太陽能開發商8minute Solar Energy公司首席執行官Tom Buttgenbach在接受媒體采訪時表明，該公司能夠以在美國主要市場上運營的天然氣峰值發電廠成本的一半運營太陽能+儲能調峰設施。而最近的一項研究發現，結合可再生能源、能源效率和儲能系統的發展，到2030年，紐約市能夠經濟高效地淘汰裝機容量為6GW峰值發電廠。同樣，根據分析和研究機構彭博社公司去年發布的調查報告，新型電池儲能系統在替代天然氣峰值發電廠方面可能更具成本競爭力。其報告指出，對于持續時間放電時間為4小時的電池儲能項目，平準化能源成本（LCOE）為150美元/WWh。而一旦電力需求峰值時間遠遠超過4小時，那么天然氣峰值發電廠在成本方面仍將具有更大的競爭力。

然而，隨著可再生能源和儲能成本的下降，這種情況正在改變。澳大利亞清潔能源委員會（CEC）指出，至少在澳大利亞，采用 4小時儲能系統基本可以滿足峰值需求，而在未來，持續放電時間更長的儲能系統可以滿足更為罕見、時間更長的峰值需求，并彌補可再生能源發電量的不足。

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