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新型電力系統的關(guān)鍵一環(huán)——儲能

探臻科技評論發(fā)布時(shí)間:2024-06-19 15:03:27

  導讀

  儲能是新能源發(fā)展的必備基礎設施:以風(fēng)光為例的可再生資源發(fā)電具有極強的不可控性,為了維持電網(wǎng)供電方和用電方的平衡,保障電網(wǎng)安全,有必要引入儲能作為靈活性調節資源。傳統的抽水蓄能和新型儲能例如電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能等技術(shù)百花齊放。目前全球儲能市場(chǎng)呈現中美大儲、歐洲戶(hù)儲的格局,未來(lái),儲能將為電力部門(mén)碳中和做出巨大貢獻。

  01 新型電力系統必須依靠?jì)δ苓M(jìn)行調節

  2021年3月15日,習近平總書(shū)記在中央財經(jīng)委員會(huì )第九次會(huì )議上提出構建新型電力系統,為新時(shí)代能源電力發(fā)展指明了科學(xué)方向,也為全球電力可持續發(fā)展提供了中國方案。2023年1月,國家能源局發(fā)布了《新型電力系統發(fā)展藍皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》,提出新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提,以滿(mǎn)足經(jīng)濟社會(huì )高質(zhì)量發(fā)展的電力需求為首要目標,以高比例新能源供給消納體系建設為主線(xiàn)任務(wù),以源網(wǎng)荷儲多項協(xié)同、靈活互動(dòng)為堅強支撐的新時(shí)代電力系統。儲能作為新型電力系統四大部門(mén)的關(guān)鍵一環(huán),其重要性不言而喻。


圖1 光伏、風(fēng)電出力和負荷曲線(xiàn)(資料來(lái)源:《面向園區微網(wǎng)的“源-網(wǎng)-荷-儲”一體化運營(yíng)模式》)

  電能是一種即發(fā)即用的能量,發(fā)電側和用電側的功率必須匹配,才能保障電網(wǎng)的穩定。根據EIA預測,到2050年,風(fēng)光發(fā)電將占可再生能源發(fā)電量的72%,相比2020年占比提升近一倍。與傳統火電可調節性強不同,風(fēng)光發(fā)電具有低慣量、低阻尼、弱電壓支撐的特點(diǎn)。也就是說(shuō),風(fēng)光發(fā)電具有巨大的波動(dòng)性,會(huì )使發(fā)電側和用電側的平衡更加難以實(shí)現。因此,為保持電網(wǎng)的平衡,很多時(shí)候風(fēng)光發(fā)電并未接入電網(wǎng)而被浪費,產(chǎn)生“棄風(fēng)棄光”現象。2023年,我國棄風(fēng)、棄光量超過(guò)300億千瓦時(shí),對應價(jià)值超過(guò)100億元。配備儲能可以完美地解決該問(wèn)題:當發(fā)電側功率過(guò)高時(shí),儲能將多余電量?jì)Υ嫫饋?lái);當用電負荷過(guò)高時(shí),儲能將此前儲存的電能釋放出去,從而實(shí)現能量的實(shí)時(shí)匹配,確保電網(wǎng)安全穩定。

圖2 2022年各月份棄風(fēng)、棄光率(圖源:全國新能源消納監測預警中心)

  02 儲能的應用場(chǎng)景涵蓋電力系統的各個(gè)方面

  儲能按照應用場(chǎng)景可以分為發(fā)電側儲能、電網(wǎng)側儲能和用電側儲能。其中發(fā)電側儲能和電網(wǎng)側儲能被稱(chēng)為表前儲能,用電側儲能被稱(chēng)為表后儲能。用電側儲能按照主體不同可進(jìn)一步劃分為工商業(yè)儲能和戶(hù)用儲能。

  發(fā)電側儲能主要用于電力調峰、輔助動(dòng)態(tài)運行、系統調頻和可再生能源并網(wǎng);電網(wǎng)側儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴容升級、調峰調頻;用電側儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費管理和提升供電可靠性。

圖3 儲能在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用電側的應用場(chǎng)景(圖源:派能科技)

  一般而言,表前儲能和大工商業(yè)儲能功率往往大于30MW且能量大于30MWh,在國標《電化學(xué)儲能電站設計規范》中被定義為大儲,戶(hù)用儲能和小型工商業(yè)儲能被定義為小儲。

  03新型儲能技術(shù)百花齊放

  鋰電池儲能商業(yè)化程度最好

  儲能,即把電能轉化為其他形式的能力儲存起來(lái),需要使用時(shí)再將其轉化為電能。儲能根據能量形式可分為抽水蓄能、電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、機械能儲能等多種技術(shù)種類(lèi)。

  一、抽水儲能

  抽水蓄能是最主流的傳統儲能技術(shù)。抽水蓄能電站由存在一定落差的上水庫、下水庫和連接兩個(gè)水庫的引水系統、地下廠(chǎng)房(可逆式水輪機組)組成。利用下半夜過(guò)剩的電力驅動(dòng)水泵,將水從下水庫抽到上水庫儲存,在白天和前半夜將水放出發(fā)電,并流入下水庫。抽水蓄能具有技術(shù)成熟、儲能容量大、系統效率高、運行壽命長(cháng)、安全性能高等優(yōu)勢,是目前最主流的儲能方式。抽水蓄能的造價(jià)已相對平穩,單GW靜態(tài)投資額為53.67億元。截至2022年底,我國抽水蓄能累計裝機容量達到45GW,占所有儲能裝機規模的79%,同比增長(cháng)24%,裝機規模據全球首位。

圖4 抽水蓄能原理(圖源:數字經(jīng)濟網(wǎng))

圖5 我國儲能裝機結構(圖源:CNESA)

  然而,由于水庫建設周期長(cháng),抽水蓄能電站建設的地理條件苛刻(上下水庫需達到40-600m的高度差)等因素,抽水蓄能未來(lái)的發(fā)展空間相對有限?!缎滦碗娏ο到y發(fā)展藍皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》計劃,2030年裝機規模達到120GW,相比2022年年化增長(cháng)13%

圖6 全球主要國家抽水蓄能裝機容量(GW)(圖源:IRENA,Statista)

  二、電化學(xué)儲能

  如圖5所示,以鋰離子電池為代表的的電化學(xué)儲能是新型儲能中目前占比最高的儲能技術(shù)。完整的電化學(xué)儲能系統包括電池組、電池管理系統(BMS)、能量管理系統(EMS)、儲能變流器(PCS)以及其他電氣設備構成。

圖7 電化學(xué)儲能系統結構示意圖(圖源:派能科技)

  電池組是儲能系統最主要的構成部分,用來(lái)儲存能量;電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等;能量管理系統負責數據采集、網(wǎng)絡(luò )監控和能量調度;儲能變流器是連接交流和直流的裝置,實(shí)現交直流的雙向轉換,可控制蓄電池的充電和放電過(guò)程。從成本結構來(lái)看,儲能電池成本占比60%以上,儲能PCS成本占比約10%

圖8 儲能系統工作原理圖(圖源:陽(yáng)光電源官網(wǎng))

圖9 電化學(xué)儲能系統成本構成(資料來(lái)源:高工鋰電)

  按照正極材料的不同,鋰離子電池儲能可分為磷酸鐵鋰儲能和三元鋰電池儲能。其中磷酸鐵鋰安全性好、低溫性能好、循環(huán)性能好、成本較低,是我國鋰電池儲能的主要技術(shù)路線(xiàn)。而三元鋰電池憑借能量密度高、空間占用小、發(fā)展較早的優(yōu)勢,在歐美等地區仍然占據較大的市場(chǎng)空間,例如特斯拉在北美的儲能業(yè)務(wù)依然主要是三元鋰電池。除了鋰離子電池,電化學(xué)儲能系統還包括全釩液流電池、鈉離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池等。全釩液流電池是目前產(chǎn)業(yè)鏈成熟度最高的液流電池。

圖10 全釩液流電池原理(圖源:中和儲能、電氣時(shí)代)

  與鋰離子電池能量載體是固態(tài)的正負極材料不同,全釩液流電池以不同價(jià)態(tài)的釩離子溶液作為正負極,電解液決定容量大小,電堆決定功率大小。因此,液流電池不會(huì )受到固態(tài)正極材料因充放電導致晶體結構破壞、容量降低的問(wèn)題,可以實(shí)現長(cháng)時(shí)儲能。目前的主要制約因素是原料五氧化二釩的價(jià)格較高,并會(huì )對環(huán)境造成污染。

表1 電化學(xué)儲能數據對比(表源:蔡世超《儲能在電力系統中的應用》)

  由于鋰離子電池能量密度高、效率高、循環(huán)性能好、適用范圍廣,且因為動(dòng)力電池產(chǎn)業(yè)的發(fā)展已經(jīng)積累了先發(fā)優(yōu)勢,成本控制較好,其已經(jīng)成為目前最主流、最成熟的新型儲能技術(shù)。2023年以后,碳酸鋰價(jià)格快速下跌,使得鋰離子電池儲能的成本進(jìn)一步下降,目前建造成本為0.8-2元/Wh,平準化全壽命度電成本(LCOE)約為0.5-0.8元/W·h。預計未來(lái)隨著(zhù)碳酸鋰價(jià)格的下跌,鋰離子電池成本進(jìn)一步下降,鋰離子電池的優(yōu)勢或可長(cháng)期保持。

圖11 2023年后電池級碳酸鋰價(jià)格快速下跌(元/噸)(資料來(lái)源:Wind資訊)

  三、壓縮空氣儲能

  壓縮空氣儲能在電網(wǎng)負荷低谷通過(guò)壓縮機壓縮空氣儲能能量,并將壓縮空氣運輸至廢棄鹽洞等壓力容器保存,在電力負荷較大時(shí),放出儲氣庫內的高壓氣體,并將氣體加熱至一定溫度后輸送到膨脹劑,將壓縮空氣的勢能轉化為膨脹機的機械能,驅動(dòng)發(fā)電機發(fā)電。壓縮空氣儲能放電時(shí)長(cháng)可達4小時(shí)以上,適合作為長(cháng)時(shí)儲能系統,且壽命較長(cháng),可循環(huán)上萬(wàn)次,使用期長(cháng)達40年。壓縮空氣儲能在我國已經(jīng)進(jìn)入100MW級示范項目階段,十四五期間效率有望提升至65%-70%,建造成本降至1000-1500元/kWh,平準化全壽命度電成本0.68元/Wh。目前的主要制約因素是大型壓氣設備、膨脹設備、蓄熱設備和儲罐等性能的提升。

圖12 壓縮空氣儲能原理(圖源:《壓縮空氣儲能中的蓄熱技術(shù)及其經(jīng)濟性研究》)

  四、機械能儲能

  機械能儲能目前包括重力儲能和飛輪儲能。重力儲能通過(guò)電力將重物提升至高處,將電能儲存起來(lái);需要放電時(shí)將中午下落,帶動(dòng)發(fā)電機旋轉產(chǎn)生電能。重力儲能安全性強,且不會(huì )造成地質(zhì)生態(tài)破壞,目前基于全生命周期測算其儲能度電成本約為0.5-0.8元/kWh,經(jīng)濟性較好。但重力儲能規模相較抽水蓄能較小,且響應速度為秒級,不及電化學(xué)儲能。目前國內在建的首個(gè)重力儲能項目為中國天楹于2022年一季度在江蘇如東建設的100MWh項目。

圖13 重力儲能原理(圖源:陳云良等《重力儲能發(fā)電現狀、技術(shù)構想及關(guān)鍵問(wèn)題》)

  飛輪儲能是用電能將一個(gè)放在真空外殼內的轉子加速,從而將電能以動(dòng)能的形式儲存起來(lái),利用大轉輪所儲存的旋轉動(dòng)能和電能的相互轉化實(shí)現充放電。

圖14 飛輪儲能工作原理(圖源:高春輝等《飛輪儲能系統在風(fēng)力發(fā)電調頻中的應用研究》)

  飛輪儲能具有響應速度快、功率密度高、不受充放電次數限制、綠色無(wú)污染的特點(diǎn)。其相應可達毫秒級,主要用于調頻,單機功率2-3MW,可實(shí)現儲能0.5-100kWh。但目前飛輪儲能使用的飛輪和磁懸浮軸承價(jià)格較高,投資成本達100-150億元/GW。飛輪儲能也面臨安全風(fēng)險,2021年8月,弘慧能源在進(jìn)行飛輪實(shí)驗時(shí)飛輪脫離造成人員傷亡。

  五、熔融鹽光熱儲能

  熔融鹽光熱儲能通過(guò)光伏發(fā)電加熱和太陽(yáng)能聚光集熱加熱,將能量轉化為熱能儲存在熔融鹽儲熱系統中。需要發(fā)電時(shí)在換熱系統中將高溫熔鹽(主要是二元硝酸鹽)與水進(jìn)行換熱,釋放熱量。光熱儲能具有規模大、時(shí)間長(cháng)、安全環(huán)保等優(yōu)點(diǎn),具備單日10小時(shí)儲熱能力,儲能規??蛇_數百兆瓦。此外,熱交換系統具有較好的可控性和調節能力,能支持汽輪機組進(jìn)行快速出力調節,具有與燃氣機組類(lèi)似的爬坡能力。根據CNESA全球儲能數據庫,截至2021年,光熱熔融鹽儲熱占我國儲能規模的1.2%,達到0.5GW。截至2022年10月,我國西北風(fēng)光大基地已經(jīng)有4.5GW風(fēng)光發(fā)電項目配套光熱儲能項目。

圖15 熔融鹽光熱儲能原理(圖源:西勘院規劃研究中心)

表2 已建成的熔融鹽光熱儲能項目(資料來(lái)源:公開(kāi)資料整理)

  由于該技術(shù)先將光能轉化為熱能,再用熱能加熱水,產(chǎn)生水蒸氣驅動(dòng)渦輪發(fā)電,涉及能量轉化環(huán)節多,導致總體能量轉化效率較低,約為不到60%,此時(shí)度電成本達到0.738元/kWh,成本較高。

  六、氫儲能

  氫氣能量密度140.4MJ/kg(39kWh/kg),約為汽油、柴油、天然氣的3倍??砷L(cháng)時(shí)間存儲且可實(shí)現過(guò)程無(wú)污染,是少有的能夠儲存上百吉瓦時(shí)以上的能量?jì)?。氫儲能的環(huán)節包括主要包含電解制氫、儲氫、燃料電池發(fā)電。

圖16 風(fēng)光發(fā)電+氫儲能系統結構圖

  盡管目前氫儲能的經(jīng)濟性較差,平準化全壽命度電成本約1.8元/Wh,但氫儲能具備其他儲能技術(shù)不具有的長(cháng)時(shí)性的優(yōu)勢,可以實(shí)現能量的跨季節周期的調配。2022年1月,國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》,提出到2025年氫儲能等長(cháng)時(shí)間尺度的儲能技術(shù)取得突破。

  04 全球儲能呈現“中美大儲+歐洲戶(hù)儲”齊爆發(fā)的格局

  2022年全球儲能市場(chǎng)規模50GWh,其中美國、EMEA(歐洲、中東、非洲三地區的合稱(chēng))和中國分別占比49.8%、14.2%、26.7%。預計到2026年三者占比將為34.3%、19.2%、33.7%。占比由高到低從美國、EMEA、中國變?yōu)槊绹?、中國、EMEA。

圖17 2022年全球儲能市場(chǎng)結構

圖18 預計2026年全球儲能市場(chǎng)結構

  一、強制配儲+獨立儲能經(jīng)濟性改善,中國大儲高速發(fā)展

  2022年中國新增儲能裝機6.9GW,其中以電源側、電網(wǎng)側為主,占比約90%。目前中國的總發(fā)電量中,4%來(lái)自光伏,8%來(lái)自風(fēng)電,相對較高的風(fēng)光發(fā)電占比對電網(wǎng)造成了巨大負擔。通過(guò)儲能實(shí)現可再生能源消納,已經(jīng)成為我國必須面臨的問(wèn)題。截至2022年底,全國已有24個(gè)省級行政區在全省或部分地區明確了新增新能源發(fā)電項目規制性配儲能比例以及配儲時(shí)長(cháng)。3個(gè)省份出臺鼓勵配儲政策。綜合來(lái)看,平均配儲比例約為10%,配儲時(shí)長(cháng)約為2h。這些省份2022年風(fēng)電光伏裝機量達到全國風(fēng)光裝機量的81%,是儲能裝機量增加的主要來(lái)源。

表3 各省強制配儲比例及時(shí)長(cháng)

表4 儲能項目假設

  2022年11月25日,國家能源局發(fā)布《電力現貨市場(chǎng)基本規則(征求意見(jiàn)稿)》,第一次從國家層面提出容量補償機制。我國大儲有望獲得“現貨市場(chǎng)峰谷套利+輔助服務(wù)調頻等+容量補償”的多樣化收益模式。若考慮同時(shí)參與調峰和調頻服務(wù),基于表4的假設,測算得到全生命周期的IRR超過(guò)20%(表5),具有較高的經(jīng)濟性。

表5 儲能項目IRR測算

  基于對強制配儲和光伏建設進(jìn)度的預測,如表6所示,預計2023年中國儲能新增裝機超過(guò)40GWh,其中大儲占比90%以上;2024年中國儲能新增裝機超過(guò)70GWh。

表6 中國儲能裝機規模測算

  二、彌補電網(wǎng)缺陷+各級政府補貼,美國大儲領(lǐng)跑全球

  美國是全球最大的大儲市場(chǎng),結構上也以大儲為主導。根據BNEF,美國2022年電化學(xué)儲能新增裝機4.99GW/13.58GWh,其中大儲新增裝機3.5GW,占裝機總功率的88.2%。戶(hù)用、工商業(yè)分別占比8.6%和3.2%。2022年在光伏降速背景下繼續高增長(cháng),前三季度美國儲能新增裝機達3.57GW(10.67GWh),同比增102%(93%)。從滲透率來(lái)看,2022Q3新增裝機光儲滲透率已達31.5%(其中地面51.1%,分布式27.2%),去年同期2021Q3光儲滲透率21.2%(地面26.3%,分布式9%)。根據Berkeley Lab,美國儲能項目備案正在不斷加速,截至2022年11月底總備案為22.53GW去年同期水平為13.13GW同比增長(cháng)71.6%。

  全國范圍內,美國的ITC稅收抵免政策進(jìn)行了延長(cháng)和抵免比例的提高。2022年8月,美國《通脹削減法案》發(fā)布ITC新政,在儲能方面的主要政策為延長(cháng)ITC十年和提升基礎抵免比例。核心區別1:過(guò)去儲能只能跟著(zhù)光伏配套享受,新政中獨立大儲或戶(hù)儲均可享受;核心區別2:過(guò)去最高抵稅比例為26%,無(wú)額外補償條款,新政中最高比例提高到70%。

  除了全國范圍內的政策,各州也出臺了眾多鼓勵政策。加州、內華達州、弗羅里達州等17州出臺了明晰的儲能補貼制度。加州的SGIP政策補貼力度大,持續時(shí)間長(cháng),加州成為美國儲能裝機增長(cháng)最快的州。2020年,內華達州發(fā)布了NV儲能激勵政策,最高每瓦時(shí)0.5美元的非戶(hù)用儲能補貼,對非戶(hù)用儲能經(jīng)濟性有較大提升,內華達州2021年成為美國分州儲能裝機前五。

表7 美國各州儲能激勵政策

表8 美國儲能裝機規模測算

  美國2023年儲能新增裝機約為36GWh,大儲占比接近90%,預計2024年儲能裝機60GWh,大儲占比84%。

  三、高居民電價(jià)仍將維持,歐洲戶(hù)儲穩步成長(cháng)

  短期來(lái)看,目前歐洲短期居民電價(jià)仍處于高位。歐洲采取居民電價(jià)長(cháng)協(xié)機制,2023年新簽居民電價(jià)合約明顯漲價(jià)。以德國為例,2022年及以前居民電價(jià)合約價(jià)格穩定在20-30歐分/kWh,因此2022年批發(fā)電價(jià)的大幅上漲并未傳導至居民端,但2023年新簽合約電價(jià)大幅上漲,電價(jià)平均為50歐分/kWh以上,同比提高80-120%。從長(cháng)期來(lái)看,歐洲居民電價(jià)仍將處于較高水平。盡管歐洲電價(jià)回落顯著(zhù),但可再生能源發(fā)電的不穩定性勢必推高電價(jià)。俄烏沖突前,德國批發(fā)電價(jià)在10歐分/kWh,但居民電價(jià)接近30歐分/kWh,主要是各種稅費(綠色能源附加費、生態(tài)稅等)占比超過(guò)50%,且為了補貼綠電仍在持續增加。長(cháng)期看,即使歐洲批發(fā)電價(jià)回落到俄烏沖突前,整體居民電價(jià)仍將維持在20-40歐分/kWh。

圖19 德國居民電價(jià)結構(圖源:EMBER)

表9 歐洲儲能裝機規模測算

  05 碳中和遠景下的儲能發(fā)展展望

  在實(shí)現碳中和的未來(lái),電力部門(mén)作為碳排放占比最高的部門(mén)將發(fā)生革命性的改變??稍偕茉窗l(fā)電將支撐幾乎整個(gè)社會(huì )的用電量,為了實(shí)現電能發(fā)生與消納的同時(shí)性,既能作為電源,也能作為電器的儲能,將得到極大的發(fā)展。展望未來(lái),儲能的分布將遍布發(fā)電側、電網(wǎng)側和用電側,發(fā)電側儲能將賦予可再生能源電站超越火電站的靈活性,電網(wǎng)側儲能與智慧電網(wǎng)建設將實(shí)現精準的電力供需匹配,用電側儲能將提高家庭和企業(yè)的供電穩定性,甚至形成“光伏+儲能”自發(fā)自用、各戶(hù)獨立的離網(wǎng)模式。從儲能技術(shù)上看,抽水蓄能仍將是儲能的重要組成部分,電化學(xué)儲能等可實(shí)現日內的靈活調節,飛輪儲能等技術(shù)可實(shí)現電網(wǎng)極短時(shí)間內的調頻,壓縮空氣儲能、氫儲能將作為長(cháng)時(shí)儲能,實(shí)現能量跨日乃至跨季度的匹配。至此,整個(gè)電力從產(chǎn)生到運輸到儲存、使用的環(huán)節將不再涉及碳的排放,電力部門(mén)減碳將為碳中和提供最強大的助力。

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  來(lái)源:探臻科技評論


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