“長時儲能”,誰主沉浮?

圖片來源@視覺中國

文|奇偶派

在政策鼓勵和技術進步的共同促進下,光伏、風電等裝置的滲透率快速攀升。有資料顯示,2021年,國內新增光伏裝機54。88GW、新增風電裝機47。5GW。這也是風電和光伏新增裝機規模首次超過1億千瓦,並且在未來幾年中,新能源發電裝機都將保持較快增長速度。

在新能源加速併網的過程中,因其出力的不穩定,所以對電網的消納能力提出了更高的要求。為了更好地應對日度間波動、平衡季度間地能量缺口,長時儲能的建設已經刻不容緩。

而長時儲能的方法有許多,每種不同的方法都有著其獨有的優點與不足,而選擇哪種路線,則要由地理、經濟性等因素來共同決定。

本文透過從儲能原理、優勢、劣勢和產業鏈的角度,來解析當前已經投入應用或未來有望投入應用的抽水蓄能、壓縮空氣儲能、鋰離子電池儲能、液流電池、熔鹽儲熱等五種儲能技術路線,以期展現目前儲能技術路線推進的狀況。同時,我們詳細諮詢了主流技術路線的幾大代表性公司。

抽水蓄能當前最成熟的儲能技術

抽水蓄能是機械儲能的一種,其原理是利用抽水蓄能電站在電網低負荷時,運用剩餘的電力開動水泵,運送低位水庫裡的水至高位水庫中並儲存。當電網高負荷或急需電力時,放出高位水庫裡的水,利用反向水流帶動水輪機發電。

抽水蓄能的優勢有成本低、壽命長、儲能容量大。

抽水蓄能能源轉化率高達75%——83%,根據《儲能技術全生命週期度電成本分析》中測算,在不考慮充電成本且折現率為0的情況下,抽水蓄能度電成本僅為0。207元/kWh,在各種儲能技術中度電成本最低。

抽水蓄能電站存續時間極久,一般的機械及電氣裝置可使用50年以上,壩體更是可使用100年,有著其他儲能方法無法相比的壽命。

抽水蓄能容量大,通常可以達到GW級別,持續放電時間長,調節調節範圍廣。因此,透過使用抽水蓄能電站,可以有效提高電力系統的穩定性,增強對可再生能源發電的消納能力。

抽水蓄能的劣勢有受地理約束明顯、初始成本高、開發時間長等:

抽水蓄能對地理因素的要求很高,一般只能建造在山與丘陵存在的地方。並且上下水庫要位於較近的距離內,還得有較高的高度差。在高度差不明顯的條件下,抽水蓄能電站所能達到的能量密度相對有限。

抽水蓄能初始投資高、開發時間長。抽水儲能電站前期建造成本極高,一個120 萬千瓦的電站通常需要60-80億元的投資,並且開發週期約為7年左右。高成本、長週期的特點決定了在風光建設快速推進的情況下,抽水蓄能無法及時配套。

抽水蓄能產業鏈主要涉及投資、承包、裝置商。

在投資運營環節中,國網、南網為主要投資運營企業。截至2021年底,國網在運營和在建抽水蓄能規模分別為2351萬千瓦、4587萬千瓦,佔比分別為 64。6%、74。4%,在抽水蓄能開發建設和運營市場中處於領導地位。

在承包環節中,中國電建份額佔比最高。抽水蓄能專案主要採用EPC模式,由中國電建等建築商規劃設計,承擔建設專案。根據中國電建2021年5月公告,公司在國內抽水蓄能規劃設計方面的份額佔比約90%,承擔建設專案份額佔比約80%。

在具體建設過程中,涉及上市公司的主要為裝置環節:行業競爭格局長期較為穩固,主要參與公司有“兩大一小”,“兩大”為哈爾濱電氣、東方電氣,“一小”為浙富控股。

奇偶派在與南網電儲的證券部相關人員交流中,對方表示目前抽水蓄能建成周期可透過工期最佳化減少建設時間。

以裝機容量120萬千瓦的電站為例,從開展前期工作到建成投產,建設週期長達10年左右,現在公司透過各方面努力,已將工期最佳化調整到6年左右。在建設週期減少的情況下,抽水蓄能獨有的優勢也會更加明顯,未來會繼續推進建設。

壓縮空氣儲能極具前景的大規模儲能技術

壓縮空氣儲能技術,是一種利用壓縮空氣來儲能的技術。目前,壓縮空氣儲能技術,是繼抽水蓄能之後,第二大被認為適合GW級大規模電力儲能的技術。

壓縮空氣儲能的工作原理是:在用電低谷時段,利用電能將空氣壓縮至高壓並存於壓力容器中,使電能轉化為空氣的內能儲存起來;在用電高峰時段,將高壓空氣從儲氣室釋放,進入膨脹機做功,驅動渦輪機發電。

壓縮空氣儲能的優勢有不受地形約束,未來降本空間巨大等。

傳統的壓縮空氣儲能需要藉助天然的地理環境來建造大型的儲氣室,但伴隨技術的進步,可透過儲氣罐的形式來儲存壓縮空氣,從而擺脫了地理的約束,可以大規模應用。

壓縮空氣儲能單位成本相對較低,裝置成本佔整個系統總成本的大部分,未來伴隨著壓縮空氣儲能建設的推進,產業鏈內各環節均有不小的降價空間,存在著快速降本的可能、

壓縮空氣儲能的劣勢有投資成本高、執行效率低等。

壓縮空氣儲能與蓄水儲能相似,均為重資產的儲能方式,預計執行週期長達40年,投資回報年限往往也在25年以上,較長的回收期一定程度上降低了投資的熱情。

壓縮空氣儲能效率目前仍處於較低的水平。當前涉及執行的專案效率在50%-70%之間,較成熟的抽水蓄能的76%左右還有一定的差距,這一定程度上影響了整個專案的經濟性。

壓縮空氣儲能裝置的產業鏈主要涉及壓縮機、換熱機和膨脹機。

壓縮機是壓縮空氣提高氣體壓力的機器,也是系統中最核心的部件之一,其效能對整個系統起決定性影響,國內製造廠家主要有陝鼓動力、沈鼓集團等。目前100MV級壓縮機基本可以實現國產化,但難以製造單機300MW的壓縮機。

換熱器是將熱流體的部分熱量傳遞給冷流體的裝置,換熱系統的蓄熱溫度和回熱溫度越高,系統儲能效率越高。近年來,得益於國家倡導工業生產節能、減排、降耗的政策利好,我國換熱器行業市場規模不斷增長。代表性企業有盾安環境、三花智控等公司。

膨脹機則是利用壓縮空氣膨脹時向外輸出能量的機械,對於大型壓縮空氣儲能電站,膨脹機一般採用多級膨脹帶中間再熱的結構形式。目前國內製造廠家主要有金通靈、哈電汽輪機公司、東方汽輪機公司等。

在與壓縮空氣儲能專家的交流中,其向奇偶派表示目前壓縮空氣儲能主要的缺點在於效率較低,目前公認的壓縮空氣效率主要為德國和美國的專案,分別在40%+到50%+之間,但新型壓縮空氣儲能效率可達70%,但仍比抽水蓄能低5%左右。但伴隨著技術的進步,未來有望進一步提升效率。

鋰離子電池,最成熟規模最大的電化學儲能技術

鋰離子電池是指以鋰為能量載體的二次電池,充電時鋰離子從正極脫出,經過電解液和隔膜,嵌入負極,放電發生相反過程,又稱搖椅式電池。

鋰離子電池儲能的優勢有技術成熟、裝機規模大等:

因鋰離子電池出現時間早,技術儲備充足,故成為儲能的首選。根據中關村儲能資料,2021年鋰離子電池佔中國新型儲能裝機量的89。7%,是最具代表性的新型儲能技術,也是目前裝機規模最大的電化學儲能技術。

鋰離子電池儲能的劣勢有擴充套件成本高、鋰礦資源不足等。

鋰離子電池提供功率與貯存能量的裝置繫結在一起,在不提升功率,僅提升容量的情況下,電池成本等比例增加。即4小時儲能系統的電池成本是1小時儲能系統的4倍。而抽水蓄能、壓縮空氣等儲能方式,若想單純增加儲能時間,僅需等比例配置貯存能量的裝置即可。

隨著電池需求量的迅速增長,鋰資源開始面臨著資源約束問題。一方面是鋰資源的總量分佈有限,地殼丰度僅為 0。006%;另一方面是空間分佈不均勻,我國鋰資源儲量僅佔全球6%,且開採成本較高。同時,鋰資源約束還帶來鋰資源在動力電池和儲能電池間分配的問題。多因素疊加,拉高了成本,降低了經濟性。

鋰離子電池儲能裝置的產業鏈主要涉及上游零部件供應商、中游裝置製造商與下游系統安裝商。

鋰離子電池上游零部件供應商主要由正極、負極、電解液和隔膜四大關鍵材料組成。

其中正極材料是鋰電池的核心材料,是決定電池效能的關鍵因素,對產品最終的能量密度、電壓、使用壽命以及安全性等有著直接影響,也是鋰電池中成本最高的部分,生產公司為當升科技、杉杉股份等。

負極材料由活性物質、粘結劑和新增劑製成糊狀膠合劑後,塗抹在銅箔兩側,經過乾燥、滾壓制得,生產公司為有科電氣、杉杉股份等。

電解液是有機溶劑中溶有電解質鋰鹽的離子型導體,是電池中離子傳輸的載體,在電池正負極之間起到傳導輸送能量的作用,生產公司為天賜材料、新宙邦、江蘇國泰等。

隔膜的主要作用則是將鋰離子電池的正、負極分隔開,只讓電解質離子透過以防止兩極接觸而短路,效能優異的隔膜對提高電池的綜合性能具有重要的作用。生產公司為星源材質、恩捷股份等。

鋰離子儲能電池中游裝置商正處於快速發展階段,市場格局未定。

寧德時代以強大的控本能力與規模優勢後來居上,目前與國網、五大發電集團、科士達、星雲股份、陽光電源等企業建立廣泛合作,暫居第一;比亞迪深耕歐美市場,客戶與渠道優勢穩固,暫居國內第二;鵬輝能源藉助海外市場,在家庭儲能方面快速擴張,佔據國內出貨量第三。

鋰離子儲能下游系統安裝商主要指EPC模式承包單位。

EPC有利於整個儲能專案的統籌規劃和協同運作,減少採購與施工的中間環節,節省投資、增厚專案利潤。相關公司主要包括永福股份、特變電工、中國能建等。

液流電池儲能功率與容量解耦的電化學儲能

液流電池是一種大規模高效電化學儲能裝置。區別於其他電池儲能裝置,液流電池將反應活性物質儲存於電解質溶液中,可實現電化學反應與能量儲存場所的分離,使得電池功率與儲能容量設計相對獨立,適合大規模蓄電儲能需求。

目前,主要推進的液流電池為全釩液流電池,其原理是透過兩個不同化合價的、被隔膜隔開的釩離子之間交換電子來實現電能與化學能的相互轉化,以實現充電、放電的過程。

液流電池儲能的優勢有容量與功率獨立設計、使用壽命長等。

在長時儲能中,液流電池最大的優勢為輸出功率和儲能容量可分開設計。透過增加單片電池的數量和電極面積,即可增加液流電池的功率。透過增加電解液的體積或提高電解液的濃度,即可任意增加液流電池的電量,可達百兆瓦時以上。

液流電池迴圈壽命長。由於液流電池的正、負極活性物質只分別存在於正、負極電解液中,充放電時無其它電池常有的物相變化,可深度放電而不損傷電池,使用壽命遠大於其他電化學儲能裝置。

液流電池儲能的劣勢為成本過高。

目前推進最快的液流電池為全釩液流電池,但是面臨著釩資源約束的問題,導致成本過高,商業化程序較為緩慢。但全釩液流電池的擴容成本較低,其容量越大,成本越低。隨著產業規模化效應顯現,釩液流電池成本有望降低。

液流電池儲能裝置的產業鏈主要涉及電解液、隔膜。

電解液是液流電池的核心材料,也是整個化學體系中儲存能量的介質。在全釩液流電池中,電解液成本佔據了儲能電池成本的一半以上。

隔膜是影響液流電池效能和成本的又一核心材料。它起著阻隔正極和負極電解液互混,隔絕電子以及傳遞質子形成電池內電路的作用。因此隔膜應該具備高的氫離子導電能力和高的離子選擇性,儘量避免正負極電解液中不同價態的釩離子互混,以減少由此造成的電池容量損失。而且需要成本低廉,提高產品的市場競爭力,利於大規模商業化推廣。

奇偶派在與河鋼股份證券部相關人士溝通中,其表示會持續跟進全釩液流電池進度,並會充分利用承德當地釩鈦資源,進一步做優做強做大釩鈦產業鏈條。公司已於8月啟動了釩鈦產業園專案,全面實現釩鈦產業向航空、儲能等戰略性新興產業延伸。

熔鹽儲熱光熱電站的配儲系統

熔鹽儲熱的原理是透過儲熱介質的溫度變化、相態變化或化學反應,實現熱能的儲存與釋放。儲熱介質吸收電能、輻射能等能量,儲蓄在介質內,當環境溫度低於介質溫度時,儲熱介質可將熱能釋放出來。

熔融鹽為常用的中高溫顯熱儲熱介質,具備較寬的液體溫度範圍,儲熱溫差大、儲熱密度高,適合大規模中高溫儲熱專案。

熔鹽儲熱的優勢有成本低、儲熱時間長等:

熔鹽作為儲熱介質,成本較低,工作狀態穩定。同時儲熱的密度很高,儲熱時間較長,適合大規模中高溫儲熱,單機可實現100MWh以上的儲熱容量。

熔鹽儲熱的劣勢則是隻能應用於熱發電場景:

熔鹽是透過儲存熱量的方式來儲存能量的,如果需要儲存的是電能,那整個流程中需要完成“電能——熱能——電能”的轉換,效率很低。因此,熔鹽儲能只能應用在採用熱能發電的場景中,作為能量的儲存介質,如光熱發電、火電廠改造等;或者應用在終端能量需求為熱能而非電能的場景,如清潔供熱。

光熱發電市場促進熔鹽儲熱產業鏈走向成熟。

熔鹽的主要成分為硝酸鈉、硝酸鉀鹽等常見的化學材料,目前國內熔鹽供應和化鹽服務較為成熟。

同時,熔鹽儲熱系統中還需配備熔鹽泵、熔鹽罐、蒸汽發生器、保溫材料、玻璃等關鍵裝置,以防止熔鹽凍堵,因此一次性投資規模較大。經過光熱發電配儲市場培育,熔鹽儲熱產業鏈發展已經較為成熟。若市場需求進一步擴大,產業鏈投資成本有望繼續下降。

奇偶派在與熔鹽儲能相關公司——西子潔能的證券部人員溝通中,對方表示熔鹽儲能的主要應用場景有風光儲、火電靈活性改造、零碳園區等,公司透過示範專案建設,進一步積累了熔鹽儲能在其他應用場景應用的經驗,具備一定的先發優勢。並且比較看好未來的前景,會持續推進熔鹽儲能的研究。

寫在最後

作為具備技術創新優勢的戰略性新興產業,國家一直在推動儲能的多元化技術路線,國家發改委、能源局印發的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》以及《“十四五”新型儲能發展實施方案》等檔案均提出要推動儲能技術路線的多元化發展。

隨著風光裝置的快速落地,以儲能技術為支撐的能源革命的時代已經悄然到來。可以確定的是,未來伴隨著技術的突破與產業鏈的深入投資,儲能的成本將不斷降低,各儲能技術之間將會長期存在“你追我趕”的情況。

堅持儲能的多元化技術路線,仍需繼續付諸努力。研發高安全、低成本、高可靠、長壽命、環保的儲能技術,建設契合新型電力系統的儲能設施,助力雙碳目標實現,構建能源“護城河”、電力“防火牆”,才是發展儲能的最終目標。

頂部