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        新型電力系統的關鍵一環——儲能

        探臻科技評論發布時間:2024-06-19 15:03:27

          導讀

          儲能是新能源發展的必備基礎設施:以風光為例的可再生資源發電具有極強的不可控性,為了維持電網供電方和用電方的平衡,保障電網安全,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儲能、壓縮空氣儲能等技術百花齊放。目前全球儲能市場呈現中美大儲、歐洲戶儲的格局,未來,儲能將為電力部門碳中和做出巨大貢獻。

          01 新型電力系統必須依靠儲能進行調節

          2021年3月15日,習近平總書記在中央財經委員會第九次會議上提出構建新型電力系統,為新時代能源電力發展指明了科學方向,也為全球電力可持續發展提供了中國方案。2023年1月,國家能源局發布了《新型電力系統發展藍皮書(征求意見稿)》,提出新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提,以滿足經濟社會高質量發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任務,以源網荷儲多項協同、靈活互動為堅強支撐的新時代電力系統。儲能作為新型電力系統四大部門的關鍵一環,其重要性不言而喻。


        圖1 光伏、風電出力和負荷曲線(資料來源:《面向園區微網的“源-網-荷-儲”一體化運營模式》)

          電能是一種即發即用的能量,發電側和用電側的功率必須匹配,才能保障電網的穩定。根據EIA預測,到2050年,風光發電將占可再生能源發電量的72%,相比2020年占比提升近一倍。與傳統火電可調節性強不同,風光發電具有低慣量、低阻尼、弱電壓支撐的特點。也就是說,風光發電具有巨大的波動性,會使發電側和用電側的平衡更加難以實現。因此,為保持電網的平衡,很多時候風光發電并未接入電網而被浪費,產生“棄風棄光”現象。2023年,我國棄風、棄光量超過300億千瓦時,對應價值超過100億元。配備儲能可以完美地解決該問題:當發電側功率過高時,儲能將多余電量儲存起來;當用電負荷過高時,儲能將此前儲存的電能釋放出去,從而實現能量的實時匹配,確保電網安全穩定。

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

          02 儲能的應用場景涵蓋電力系統的各個方面

          儲能按照應用場景可以分為發電側儲能、電網側儲能和用電側儲能。其中發電側儲能和電網側儲能被稱為表前儲能,用電側儲能被稱為表后儲能。用電側儲能按照主體不同可進一步劃分為工商業儲能和戶用儲能。

          發電側儲能主要用于電力調峰、輔助動態運行、系統調頻和可再生能源并網;電網側儲能主要用于緩解電網阻塞、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自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性。

        圖3 儲能在發電側、電網側和用電側的應用場景(圖源:派能科技)

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

          03新型儲能技術百花齊放

          鋰電池儲能商業化程度最好

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

          一、抽水儲能

          抽水蓄能是最主流的傳統儲能技術。抽水蓄能電站由存在一定落差的上水庫、下水庫和連接兩個水庫的引水系統、地下廠房(可逆式水輪機組)組成。利用下半夜過剩的電力驅動水泵,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電,并流入下水庫。抽水蓄能具有技術成熟、儲能容量大、系統效率高、運行壽命長、安全性能高等優勢,是目前最主流的儲能方式。抽水蓄能的造價已相對平穩,單GW靜態投資額為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24%,裝機規模據全球首位。

        圖4 抽水蓄能原理(圖源:數字經濟網)

        圖5 我國儲能裝機結構(圖源:CNESA)

          然而,由于水庫建設周期長,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,抽水蓄能未來的發展空間相對有限?!缎滦碗娏ο到y發展藍皮書(征求意見稿)》計劃,2030年裝機規模達到120GW,相比2022年年化增長13%

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

          二、電化學儲能

          如圖5所示,以鋰離子電池為代表的的電化學儲能是新型儲能中目前占比最高的儲能技術。完整的電化學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、網絡監控和能量調度;儲能變流器是連接交流和直流的裝置,實現交直流的雙向轉換,可控制蓄電池的充電和放電過程。從成本結構來看,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:陽光電源官網)

        圖9 電化學儲能系統成本構成(資料來源: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、循環性能好、成本較低,是我國鋰電池儲能的主要技術路線。而三元鋰電池憑借能量密度高、空間占用小、發展較早的優勢,在歐美等地區仍然占據較大的市場空間,例如特斯拉在北美的儲能業務依然主要是三元鋰電池。除了鋰離子電池,電化學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業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、電氣時代)

          與鋰離子電池能量載體是固態的正負極材料不同,全釩液流電池以不同價態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,液流電池不會受到固態正極材料因充放電導致晶體結構破壞、容量降低的問題,可以實現長時儲能。目前的主要制約因素是原料五氧化二釩的價格較高,并會對環境造成污染。

        表1 電化學儲能數據對比(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、循環性能好、適用范圍廣,且因為動力電池產業的發展已經積累了先發優勢,成本控制較好,其已經成為目前最主流、最成熟的新型儲能技術。2023年以后,碳酸鋰價格快速下跌,使得鋰離子電池儲能的成本進一步下降,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。預計未來隨著碳酸鋰價格的下跌,鋰離子電池成本進一步下降,鋰離子電池的優勢或可長期保持。

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

          三、壓縮空氣儲能

          壓縮空氣儲能在電網負荷低谷通過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,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,驅動發電機發電。壓縮空氣儲能放電時長可達4小時以上,適合作為長時儲能系統,且壽命較長,可循環上萬次,使用期長達40年。壓縮空氣儲能在我國已經進入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及其經濟性研究》)

          四、機械能儲能

          機械能儲能目前包括重力儲能和飛輪儲能。重力儲能通過電力將重物提升至高處,將電能儲存起來;需要放電時將中午下落,帶動發電機旋轉產生電能。重力儲能安全性強,且不會造成地質生態破壞,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,不及電化學儲能。目前國內在建的首個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《重力儲能發電現狀、技術構想及關鍵問題》)

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

        圖14 飛輪儲能工作原理(圖源:高春輝等《飛輪儲能系統在風力發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、綠色無污染的特點。其相應可達毫秒級,主要用于調頻,單機功率2-3MW,可實現儲能0.5-100kWh。但目前飛輪儲能使用的飛輪和磁懸浮軸承價格較高,投資成本達100-150億元/GW。飛輪儲能也面臨安全風險,2021年8月,弘慧能源在進行飛輪實驗時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光伏發電加熱和太陽能聚光集熱加熱,將能量轉化為熱能儲存在熔融鹽儲熱系統中。需要發電時在換熱系統中將高溫熔鹽(主要是二元硝酸鹽)與水進行換熱,釋放熱量。光熱儲能具有規模大、時間長、安全環保等優點,具備單日10小時儲熱能力,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,能支持汽輪機組進行快速出力調節,具有與燃氣機組類似的爬坡能力。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,我國西北風光大基地已經有4.5GW風光發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(資料來源:公開資料整理)

          由于該技術先將光能轉化為熱能,再用熱能加熱水,產生水蒸氣驅動渦輪發電,涉及能量轉化環節多,導致總體能量轉化效率較低,約為不到60%,此時度電成本達到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時間存儲且可實現過程無污染,是少有的能夠儲存上百吉瓦時以上的能量儲備。氫儲能的環節包括主要包含電解制氫、儲氫、燃料電池發電。

        圖16 風光發電+氫儲能系統結構圖

          盡管目前氫儲能的經濟性較差,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不具有的長時性的優勢,可以實現能量的跨季節周期的調配。2022年1月,國家發改委、國家能源局發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》,提出到2025年氫儲能等長時間尺度的儲能技術取得突破。

          04 全球儲能呈現“中美大儲+歐洲戶儲”齊爆發的格局

          2022年全球儲能市場規模50GWh,其中美國、EMEA(歐洲、中東、非洲三地區的合稱)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、中國變為美國、中國、EMEA。

        圖17 2022年全球儲能市場結構

        圖18 預計2026年全球儲能市場結構

          一、強制配儲+獨立儲能經濟性改善,中國大儲高速發展

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

        表3 各省強制配儲比例及時長

        表4 儲能項目假設

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

        表5 儲能項目IRR測算

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

        表6 中國儲能裝機規模測算

          二、彌補電網缺陷+各級政府補貼,美國大儲領跑全球

          美國是全球最大的大儲市場,結構上也以大儲為主導。根據BNEF,美國2022年電化學儲能新增裝機4.99GW/13.58GWh,其中大儲新增裝機3.5GW,占裝機總功率的88.2%。戶用、工商業分別占比8.6%和3.2%。2022年在光伏降速背景下繼續高增長,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71.6%。

          全國范圍內,美國的ITC稅收抵免政策進行了延長和抵免比例的提高。2022年8月,美國《通脹削減法案》發布ITC新政,在儲能方面的主要政策為延長ITC十年和提升基礎抵免比例。核心區別1:過去儲能只能跟著光伏配套享受,新政中獨立大儲或戶儲均可享受;核心區別2:過去最高抵稅比例為26%,無額外補償條款,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,持續時間長,加州成為美國儲能裝機增長最快的州。2020年,內華達州發布了NV儲能激勵政策,最高每瓦時0.5美元的非戶用儲能補貼,對非戶用儲能經濟性有較大提升,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、高居民電價仍將維持,歐洲戶儲穩步成長

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

        圖19 德國居民電價結構(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展展望

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

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          來源:探臻科技評論


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