华体会体育会在线

华体会体育在线登录

首页 > 华体会体育在线登录

中电建西北院:电化学储能初步分析

日期:2022-09-15 16:01:51 来源:华体会体育娱乐 作者:华体会体育在线登录 浏览次数:1

  近期,国家发改委、国家能源局印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》,超20省也已明确储能配置比例,“新能源+储能”开发建设模式初显成效,中国新型储能进入快速发展阶段。

  在多元储能体系的商业化运行过程中,电化学储能(以锂离子电池为主)及光热发电(配置熔盐光热储能)以灵活方便、技术较为成熟、较易形成规模的特点在国内竞争性配置、大基地建设等多类项目和丰富的商业场景中积极应用。

  近日中国电建西北院规划研究中心李东侠、袁玲对电化学储能(锂离子电池)及光热发电(配置熔盐光热储能)两类储能方式,从应用场景、技术性能、经济造价三方面进行初步比对,对这两类储能的配置提出建议。

  根据4月中关村储能产业技术联盟最新发布的《储能产业研究白皮书2022》,截至2021年底,我国已投运新型储能累计装机规模达到5729.7MW,同比增长75%,其中锂离子电池占比接近90%。2021年新增投运新型储能新增规模首次突破2GW,达到2.4GW/4.9GWh,同比增长54%,锂离子电池有百兆瓦级项目并网运行。

  图1 中国电力储能市场累计装机规模(2000-2021)(数据来源:CNESA全球储能项目库)

  图2 中国新型储能市场累计装机规模(2000-2021)(数据来源:CNESA全球储能项目库)

  电化学储能具有能量密度高、响应时间快、维护成本低、灵活方便等优点,已成为目前大规模储能技术的发展方向。其中,磷酸铁锂由于具有安全性与循环寿命优势、材料成本的诱惑,是电力储能领域的热门技术和应用最多的锂电技术。但是目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次,电池成组后则只有3000次左右,系统充放电效率约85%左右,1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。

  电化学储能技术已经比较成熟,具有响应速度快、建设周期短、施工安装易,能够贴近负荷、各类新能源灵活配置,成本也逐年降低,在电源侧、电网侧及用户侧都有相应的应用场景。

  图5 2021年中国新增新型储能项目接入位置&应用场景分布(数据来源:CNESA全球储能项目库)

  1. 电源侧电化学储能结合光伏或风电发电站建设,可提高该新能源发电站的消纳比例,减少弃风弃光给电站带来的影响。也可提高电站调频能力,参与电网调频。

  2. 电网侧储能将储能配置在电网节点上,可参与调峰服务,提高电网安全稳定水平,配置在新能源送出阻塞的关键节点,可在阻塞发生时充电储能,在电网夜间需要增加电源出力时放电,提升新能源消纳能力。配置在峰谷差较大的变电站可帮助电网削峰填谷,延缓电网升级改造。

  3. 用户侧储能作用包括分时电价管理(峰谷价差套利)、容量费用管理、需求侧响应、提高供电可靠性、以及在微电网中起到稳定系统输出、提供备用电源、提高调度灵活性、能提高现有发输配用电设备的利用率等。

  目前应用广泛的锂离子电池由于其固有的充放电工作原理,该类电化学储能存在天然的安全隐患。因生产工艺、运行操作等原因,国际国内已有多起锂电池类的电化学储能起火爆炸安全事故发生。其他类型的电化学储能也有相似情况。因此,电化学储能的建设需满足防火和防爆的要求。

  1. 电化学储能电站总体规划应与当地的城镇规划或工业区规划相协调,宜充分利用就近的交通、给排水及防洪等公用设施。站区内设备的布置应紧凑合理,方便操作,并应设置检修场地及放置备品备件、检修工具的场所,以及相应的消防及运输通道和起吊空间。

  2. 电化学储能电站站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁的要求进行,并应满足防火和防爆要求,且应通过技术经济比较选择站址方案。站址应有方便、经济的交通运输条件,与站外公路连接应短捷,且工程量小;站址宜靠近可靠的水源。

  根据相关研究,延长电池寿命是LCOS下降的核心影响因素。根据宁德时代估算,对于6000次储能系统,若电池寿命延长到10000次,LCOS可下降60%以上。同时,降低损耗是降本的有效路径,具体包括提升能量效率、改善冷却方式、提升能量密度等。

  2021年11月武汉储能会议,水发兴业能源(珠海)有限公司李晟主讲《储能应用技术发展困境与思考》

  目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次,电池成组后则只有3000次左右,容量从100%到80%损耗,系统85%左右的充放电效率,1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。

  假如收入为0.8元/度电(目前所谓的可以赚钱的峰谷差),则毛收入为2000元,加上运维费用,税费等损耗,1kWh储能系统成本如果在1500元以上就会赔钱。

  2021年11月武汉储能会议,浙江浙能技术研究院马福元主讲《电化学储能助力碳中和》

  2021年电化学储能系统成本约1.5元/Wh左右,是储能经济性的拐点,大电站配储在某些地区具备较强的经济性。假设光伏电站100MW的运营规模,配储20%*2h,循环次数为7000次,每天充放电一次,按照配储后电站4.5元/W的综合成本计算:一类地区发电小时1100h,上网电价为0.51元/kWh,具备经济性;二类地区发电小时为1300h,上网电价为0.42元/kWh,具备经济性;三类地区发电小时为1600h,上网电价为0.36元/kWh,具备经济性。

  1.根据现阶段储能装备的发展现状和发展趋势,“十四五”期间,电化学储能仍是电网电源侧、电网侧、用户侧的储能发展主力军,并随着未来技术进步、电池成本降低,液流电池以及钠硫电池的规模化应用,电化学储能会在未来电网调峰中发挥巨大作用。

  建议在“风光火储”“风光水储”等已经具备良好电网调峰调频的一体化项目中配置电化学储能,并积极应用除锂离子电池以外效率更高、循环寿命更长的新技术电池,不仅保证收益,也能在具备充足的电网系统调节资源前提下,充分发挥电化学储能的作用。

  2.依托千万千瓦级可再生能源基地的开发,联合当地政府开发共享储能,并以集中建设开发降低建设和运维成本,以专业的技术团队力量保障电化学储能电站的安全。

  3.在特高压直流配套电源建设基地,积极布局电化学储能和光热发电,在经济账算得过来的前提上,多配置储能时长较长的光热发电,以规模降低度电成本。

  4.对具有丰富的太阳能资源和大面积的荒漠化土地,或在源网荷储一体化示范项目中,可继续示范性发展一批光热电站项目,并持续探索更加优化的商业模式。

  5.当前在基地建设和通道建设当中,电化学储能和光热发电应对的主要应用场景不同。电化学储能主要适用于中短期储能配套(一般为4小时以下),成本基本成线性变化,装机和储电量的配置较为固定;熔盐储热可用于中长期储能(6小时以上),容量越大时成本越低,装机和储电量的配置较为灵活。因此,可根据实际需求和不同储能形式的特点开展规划工作,并考虑和探索多元混合储能的配置方法。

  《2022储能产业研究白皮书》(摘要版)/中国太阳能热发电行业蓝皮书2021