中国发展新型储能的必要性.docx

中国发展新型储能的必要性电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统,风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。1 .储能刚需截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%o至2060年，我国电力装机规模将达9095亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图2为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。图1:中国电力装机发展预测资料来源:国家能源局,长城证券研究院整理在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。2 .新型储能发展现状2.1、 装机情况截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约L8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%,其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%,占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%,折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。S8:使国分省储能累计装机情况江苏110.18广东81.96山东70.57青海45.96内霰古33.06湖南Hl32972776浙江20.66河北19.73一单位：万千瓦河南16.680204060801120看用*或；中关H储龌产殳技京家找、长城适鲁崎究改2.2、 技术发展现状新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热(冷)技术。本报告主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术，对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。技术原理。压缩空气储能(COInPreSSedAirEnergyStorage,简称CAES),是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放,然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统(即补燃式传统压缩空气储能)、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。止匕外，有些AAYAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。2.2.1、 压缩空气储能压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%70%,系统成本降至Io(Xn500元kWh°“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至8001000元kWho技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站（100MW）,放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好,建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件（模具、铸件、管道、阀门、储罐等）的生产加工、装配、制造行业,属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求,对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备（压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等）设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元kW,能量成本约为100O-2500元/kWh,循环效率可达65-70%,运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。2.2.2、 液流电池液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。全机液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，仇的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质机的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。全机液流电池目前国内进展较快，5MW10MWh项目已安全稳定运行8年以上。200MW800MWh项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于kWMW级别的示范阶段。全机液流电池成本目前在25003500元/kWh区间。若考虑机电解液残值占原值的70%,以及8小时以上的长时储能，价格有望下降至800-1400元/kWh。但近一年来，五氧化二钢价格大幅上涨，使得其成本压力大增。锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全机电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全机液流电池，锌基液流电池（锌滨、锌铁、锌银、锌空气等），铁铭液流电池、全铁液流电池等等。相比全钢液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。五氧化二机和隔膜占据了原料成本的6080%。且随着储能时长增长，五氧化二钢成本所占比例逐渐增加。五氧化二钢市场目前是典型的现货市场，短期钢价波动会直接影响全机液流电池造价，因此,相对稳定的钢价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钢液流电池初始投入成本相对较高，但是全钢液流电池的电解液性能衰减较慢,通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钢的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。图11：怔第空气储能示意图上游中游VlM台金iUf±田懦机aAMMR的K室MM下游fftVlA公司及示范项目。全钢液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在2012年实施了当时全球最大规模的5三10MWh的辽宁卧牛石风电场全机液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是1015年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钢液流电池技术上的成熟性。此后，更多更大规模的全钢液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钢液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。大连国家示范项目、湖北全钢液流电池储能项目、大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复