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新型储能技术,能干过抽水蓄能吗?

日期:2023-01-25    来源:亿欧网

国际储能网

2023
01/25
11:20
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关键词: 新型储能技术 电化学储能 抽水蓄能

面对GDP增长3%的2022年,有人悲观,有人乐观,正如有些行业急流直下,有些行业发展迅猛。尽管GDP年均7%、10%左右的中高速与高速增长期已经过去,但GDP减速并非失速。细分到行业,那些增速高于GDP的行业,依然大有可为。GDP不会永远激情澎湃地增长,但永远有激情彭澎湃的行业。

储能就是这样一个迅猛成长的赛道。据中关村储能产业技术联盟(CNESA)不完全统计,截止2022年底,中国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW,同比增长37%。其中,抽水蓄能占据最大比重,累计装机达46.1GW;新型储能更是保持高增长,累计装机规模首次突破10GW,超过2021年同期的2倍,达到12.7GW。

再细分到电池储能,GGII调研显示,2022年,中国储能锂电池产业链规模破2000亿,其中储能电池增幅达266%;PCS、BMS、EMS、储能温控等涨幅也均超过200%。中关村储能产业技术联盟秘书长刘为就指出,国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh,并且大部分项目都将在近1-2年内完工并网。相比于国家发展改革委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标,各地目前已经确定的规模,早已是国家目标的3倍以上。

特别是风光伏等新能源并网装机规模越来越大,为克服风光电的间歇性、波动性,与之配套的储能需求大增,整个电力系统也从“源-网-荷”向“源-网-荷-储”转化,储能正成为新型电力系统的第四大基本要素。庞大的配套储能需求给了新型储能技术大显身手的机会,而新储能技术也能够创造新需求、新市场、新商业模式,并在未来几年带来储能现有技术与市场结构的大变革。

新型储能技术:电化学储能仍是主力军

相比于传统的抽水蓄能,新型储能技术一般来说建设周期短、选址灵活、调节能力强,与新能源开发消纳更匹配。而且,技术路线五花八门,包括多种分支,如机械类储能、电气类储能、电化学储能、热储能、电磁储能等。国家能源局就将新型储能定义为“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式,并对外提供服务的储能项目”。

而且,储能的下游包括电网、电站运营、户用等多种类型,不同于汽车动力电池以寡头为主,且下游一致性要求高导致腰部企业技术路线向寡头看齐、相似,新型储能技术多路线并存的格局也将长期存在。

《“十四五”新型储能发展实施方案》将锂电池、液流电池、钠离子电池、固态锂离子电池、高性能铅炭电池、压缩空气储能、超级电容器、液态金属电池、金属空气电池、氢(氨)储能、热(冷)储能等多种新型储能技术列入实施方案。而除此之外,重力储能、高压直挂储能、水蓄热储能等众多技术也同样可以归类于新型储能技术。

目前尚无对新型储能技术的统一分类,但大致可以按照超长时储能、中长时储能、短时高功率储能、储能系统集成技术等分为四大类。电化学储能是新型储能的主力军,无论液流电池、钠离子电池、固体氧化物燃料电池等中长时储能技术,还是高性能快速充换电系统、超大规模储能、分布式储能等系统集成技术,都与电化学储能有着密切关系。

电化学储能并不限于储能电站等场景,在轨道交通等领域也与飞轮储能等多种技术一样有着落地应用的案例。

据报道,2020年10月,北京交通大学研发的地面式超级电容/电池混合储能装置在北京地铁八通线梨园站进行挂网试验,以回收利用列车再生制动能量。试验结果表明,一列地铁工作日日均节能1500度电,节能率达13%;而周末日均节能900度电,节能率超过17%。即使按照节能率10%计算,若全面应用该技术,北京市地铁系统一年也能节约用电超1亿度。

当然,节能与储能不同,电化学储能更多应用还是在储能电站领域。据绿色和平PowerLab 2022年6月发布的《电力系统脱碳新动能——电化学储能技术创新趋势报告》,我国2021年储能与风电光伏新能源装机规模的比例(简称“储新比”)不到7%;而国际其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。

随着新能源发电规模的快速增加,我国储新比有着远比翻倍更大的增长空间,部分地区的已经达到了较高的程度。如2022年12月山东省能源局印发的《2022年市场化并网项目名单》包含54个光伏项目,装机容量合计约6.93GW,计划配置储能规模约2.7GW/5.5GWh。由此可计算当年的储新比38.96%,已经是非常高的比例。当然这仅是在储能爆发的这一年中所实现,考虑以往光伏装机规模,整体储新比依然还比较低。

风光等新能源发电的两大难题是波动性与间歇性,凤电波动型很大,光伏在晚上有较长时间无法工作。在诸多新型储能技术路线中,谁能在低成本、长寿命、高安全的前提下,解决波动性与间歇性难题,谁就能更好地获取市场。

系统集成能力:新型储能技术的关键环节

相比于更多化学层面的电池技术,系统集成能力也是建设新型储能技术的关键。

特别是随着储能电站规模的增大,如100MWh以上规模的储能电站,需要海量的电池进行串并联,并进行升压、增大电流,提升功率等多重操作,需要在电路设计上以及交流侧、直流侧的拓扑系统结构优化上,提出更多要求。

据了解,目前有6种解决方案:一是传统的低压集中式,二是交流侧多分支并联、市场俗称为“大组串”式,三是拓扑结构更复杂的智能组串式,四是直流侧多分支并联即集散式方案,五是高压级联或称高压直挂式,六是分布式能源块方案。

不同的系统集成技术,也有着不同的代表性公司,如第五种高压级联方案就有智光储能等企业押注。级联型高压大容量储能技术目前在火力发电厂、国家电网、南方电网、新能源电站有着广泛的使用,有专家预测其将成为超大容量储能电站应用技术的主流。

但也有专家认为,在2023年大储系统解决方案中,第一种集中式一家独大的局面将会被打破,而第二种“大组串”、第六种分布式能源块方案将是争夺主流的有力竞争者。其中“大组串”适合大储方面;分布式能源块则因高度模块化、部署灵活性以及高运行效率等优点适合工商业侧。

储能市场非常广阔,能够容纳各类电池路线竞争。储能市场也非常需要系统集成技术的发展,无论可再生能源并网、分布式发电、智能微网还是电动汽车换电站系统等场景,都在各类新型电池技术之外,需要系统集成技术的加持。

而且,储能还可以分为能量和功率两种类型,功率支撑是指短时间内高功率输出(秒到分钟级);能量支撑是指长时间内以小于或接近额定功率输出(分钟到几小时)。一般来说,能量型储能装置的单位功率成本相对较高,而功率型储能装置的单位能量成本相对较高。由于储能电站可能需提供多类型服务,就需要在系统集成方面,采用多种能量型和功率型储能装置互补应用,从而实现能量、功率、安全等方面的最佳平衡。

穗和资本合伙人冯琢络就指出,储能领域股权投资各个细分赛道里,增速快且最稳健的就是系统集成商。系统集成商起到的作用,是把储能电站所用到的电池、逆变器、控制系统等关键核心设备组装到一起,调配到最优的状态。

化学电池储能中,关键材料制备技术,与系统集成的批量化和规模化管理技术,同样重要。在安全性方面,可以说电池材料决定了储能电站安全的下限,而系统集成的先进水平决定了其安全上限。

2021年4月发生的北京大红门储能电站火灾事故,其磷酸铁锂电池在材料特性虽然具有较高的安全性,但就是在电站系统设计上出现疏漏,在电池模组热控制、电池管理系统、电站消防系统等存在不足,才在电池内短路发生时无法阻止事故发生,最终就是因为磷酸铁锂电池发生内短路故障,引发电池热故障起火和扩散,形成爆炸性气体遇电气火花发生爆炸。

2022年6月国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2022年版)(征求意见稿)》,就提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池,不宜选用梯次利用动力电池;还特别强调电池管理系统应具备过压、欠压、压差、过流等电量保护功能和过温、温差、气体等非电量保护功能,能发出分级告警信号或跳闸指令,实现就地故障隔离。

这就在电池材料方面划了红线,同时又在系统管理层面设定必备的条件,从而给电流传感、气体传感、电场感应模块、带电警示模块、无线收发模块、温度测量模块等众多传感器领域带来市场机会。

对于系统集成商来说,由于自身业务范畴涉及电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技术,如何将PCS、电池、集装箱都多种零部件、各类客户零散需求汇总实现,从非标订单逐渐走向业务整合与统一,也是2023年必须考虑的问题。

力大砖飞:储能技术的更多想象

在2022年,储能技术经历了多种技术方案的轮番热炒。

中国能源建设集团广东电力设计研究院储能技术中心主任楚攀就指出,2022年,资本市场对储能关注的热点转移非常快,三四月份时流行非常有创意的重力储能;七八月份炒作熔融盐储热;后面又陆续炒液流电池、压缩空气和钠离子电池等。造成这个现象的重要原因之一,就是锂电相关投资标的太贵,投资人想寻找一些优质且便宜的标的,就把其他储能技术都挨个“炒”了一遍。

其实抽水蓄能也是一种重力储能,但新型储能技术中对重力储能也有很多新应用,使得重力储能在2022年上半年非常火。

2022年一季度,国内首个100MWh重力储能项目由中国天楹开始建设,目前项目正在稳步推进。中国天楹的技术源自重力储能技术开发商Energy Vault(简称EV),2020年EV公司就在瑞士建成全球首座“搬砖储能”原型设施,通过使用多头起重机将特殊砖块堆叠至高处,需要输出电力时利用砖块下落发电。

除中国天楹合作的EV公司外,美国GravityPower公司、英国Gravitricity公司等也在重力储能技术方面有所突破。

“力大砖飞”只是砖块的一种储能方式,还有更多天马行空的新想象。据报道,有研究人员还在探索红砖储能的技术,通过使用气相沉积技术为红砖添加一层名为 PEDOT 的导电聚合物,将红砖变成储能电极,由储能砖砌成的墙可以储存大量电能。

当然,更多新的储能技术还停留于实验室阶段。目前量产落地的,还是以商业公司为主,而且以锂离子电池为主。据英大证券,2021年,全球储能锂离子电池总体出货量为66.3GWh,同比增长132.4%。全球储能锂离子电池出货量快速增长的驱动因素来自中国企业,2021年中国企业储能锂离子电池出货量为42.3GWh,占全球出货量的63.8%。

中国储能电池占据全球六成,而中国市场集中度也非常高,前十位企业占据近九成。据《储能产业研究白皮书2022》,2021年装机规模排名前十位的新型储能技术提供商,依次为宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、南都电源、海基新能源、力神、远景动力、中创新航和中天科技。

其中头部企业宁德时代2021年更是以16.7GWh的储能电池出货量占据国内市场约39.5%份额,实现营收136.24亿元。

尽管重力储能等多种新型储能技术2022年被资本轮番热炒,但新型储能的主力,锂电池的主力地位依然稳固。不过,在新能源汽车领域,电池技术完美地助力中国车企绕开燃油发动机、变速器等技术上与外资车企的差距,实现换道超车。但在储能领域,再耗费大量资源建设锂电池储能电站,对于锂等重金属资源就是一种较为奢侈的“浪费”了,发展全钒液流电池、钠离子电池等国内相关资源丰富的种类才能规避锂资源对国外的依赖。

同时,更多新型储能技术依然不会放弃冲击锂电池的努力。因为锂电池尽管在系统响应速度、充放电速度比抽水蓄更迅速,但这种电化学储能的循环寿命是无法与重力储能等新型技术相比的。在2023年国内新型储能新增装机有望实现翻倍的预期下,更多新技术正在落地试验。可以说,限制新储能技术出现的,就是人类的想象力了——不管是力大砖飞,还是压气为水。

就以空气液化储能技术为例,利用可再生能源把空气变成液态,发电时再将其变回气态,从而带动涡轮机工作。不仅可以在新能源发电端,还可以利用电网低谷时段,将电能用于压缩空气,将液化空气高压密封在报废矿井、山洞、过期油气井或新建储气井中,在电网负荷高峰期释放压缩的空气推动汽轮机发电,从而达到储能的目标。

这种液态气态转化不仅可以发电,还能通过释放或者吸收热量实现制热制冷功能。比如冬天时压缩并液化空气的副产品就是释放出的热能,可以用于供暖;液态空气储存到夏天,既可以气化膨胀驱动发电机发电并吸收热量,或者直接利用液态空气供冷。这将比单纯的电池储能产生更大效益。

2023年初山东省能源局印发的《山东省新型储能工程发展行动方案》,就规划到2023年新型储能规模达到200万千瓦以上,2024年达到400万千瓦。并且要开展多技术路线示范,重点推动绿电制氢、制甲醇,东营枯竭油气藏压缩空气储能等技术。

山东还计划利用泰安丰富的盐穴资源,以300兆瓦级大容量非补燃先进压缩空气技术为重点,建设一批大型储能电站;以液态压缩空气储能、超临界液态压缩二氧化碳储能等技术为重点,探索开发一批中小型储能电站。到2025年,建成压缩空气储能项目30万千瓦以上。

无论是非补燃压缩空气还是液态压缩空气,在能源转换效率上都非常高。据了解,非补燃压缩空气储能技术具有两项优点,一是在压缩储能时增加回热系统回收压缩热并储存;二是释能发电时,利用存储的压缩热加热进入透平的高压空气,无需燃料补燃,全过程无燃烧、零排放。这也能将电能转换效率增加到60%以上。

写在最后

不管传统抽水蓄能还是更多新型储能,不管是锂电池还是更多新电池技术,不管是电池商、设备商还是系统集成商,储能领域各细分赛道大部分都处于一个翻倍暴涨的状态。

涉足储能领域的,不仅有国家电网、南方电网、国家能源集团、国电投、三峡集团等央企、国企,还有大型民企如宁德时代、比亚迪、华为等,还有无数的中小企业。

全行业一块去“卷”,中国新型储能技术就一定能跑出最成功且最适合中国的路线。

储能与光伏、电动汽车堪称并驾齐驱的新能源赛道“金三角”,光伏就是最典型的卷出规模、卷出技术、卷出中国核心竞争力并抗住美国、欧盟“双反”打压成长起来的行业;动力电池领域同样如此,宁德时代堪称“卷王”,并且还在卷钠电池。

动力电池开始全行业卷钠离子之后,钠离子电池的可控成本量产及对锂电池部分替代(非完全替代),已经不用怀疑,只需要几年时间就可以实现。

尽管充分竞争之下血流成河,但成长出的头部企业基本形成了全产业链布局,从核心配件到供应链纵深都有着深厚的护城河。而且,只要有潜力的技术方向,在这样充分竞争且市场蓬勃发展的背景下,都有出头的机会。

储能技术同样如此,目前新型储能诸多技术方向,也许很难说哪种储能技术最好,但随着可再生能源发电接入电网的比例越来越高,储能技术在众多场景下的经济前景也越来越好。在众多入局者中卷出王牌技术、龙头企业,已经是光伏与动力电池行业证明过的必经历程。在抽水蓄能装机增速远低于指数级发展的新型蓄能背景下,新型储能技术的新增装机规模持平抽水蓄能,也指日可待,甚至十年内就有可能实现。


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