金沙网投平台:锂电池储电站无价且不可代替,从起步到爆发

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随着电力体制改革的推进,用户侧也显示出了更多可能性。微电网、增量配电网、用户主动参与辅助服务都将给储能带来机会。用户侧储能何时迎来爆发?即将举行的储能国际峰会暨展览会2018特设“用户侧储能商业化之路”主题论坛,邀请电网公司、储能企业、专家学者共同探讨用户侧储能的商业模式、政策环境,分享项目开发与运营案例。

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根据CNESA数据库统计,2017年中国新增投运电化学储能项目121MW。按应用场景,主要分布在集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧等领域。其中,用户侧领域的功率规模最大,超过70MW。

虽然锂电池储电站的成本比铅酸电池高出一倍,但这并不是抛弃锂电池的理由。不同应用场合对储能功率和容量要求不同,各种储能技术都有其适宜的应用领域。

节省用电成本的方法有很多种,选择用户侧储能的企业正在不断增多。但用户侧储能,不仅仅是节约电费。利用峰谷电价差在谷时充电峰时放电,只是用户侧储能的“常规动作”。除此之外,储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应等,从而发挥多重价值。

7月18日,我国首个10万千瓦级电池储能电站在江苏镇江正式并网投入运营,开启了我国大型电池储能电站商业化运行的新阶段。

2017年国家发改委、国家能源局批准28个新能源微网示范项目,其中规划新增电储能装机超过150MW。而国内首个“增量配电网+储能”项目也已经在江苏省诞生。根据辅助服务领域的改革方向,未来用户也将成为这一领域市场参与主体,储能在调峰等品种上大有用武之地。

而据美国麻省理工学院《技术评论》杂志最新的报道,尽管锂离子电池的成本在过去十年里急剧下降,但仍然太高,不足以覆盖更长的使用时间,使可再生能源成为电网的主要能源。

目前用户侧储能收益主要来自于峰谷电价差套利,因为大多数项目分布在峰谷电价差较大的江苏、北京等省市。电池以锂电池和铅炭电池为主,投资回收期在5-8年不等。尽管商业模式简单明了,但投资回收期仍然较长。

“虽然锂电池储电站的成本比铅酸电池高出一倍,但这并不是抛弃锂电池的理由。”中国电池工业协会副理事长王敬忠告诉《中国科学报》记者,不同各种应用场合对储能功率和储能容量要求不同,各种储能技术都有其适宜的应用领域。

在技术上,如何提高电池循环寿命从而降低储能系统成本,增加项目收益,这将是用户侧储能面临的最重要挑战。不同类型的电池在用户侧储能中的优劣势如何,未来成本降低的潜力有多大,用户将结合自身需求做出不同决策。

全国电力储能标准化技术委员会秘书长来小康也认为,我国的新型锂离子电池已经满足商业运行所要求的耐高温、不爆
炸等安全需求,这都为开启大规模电池储能电站建设,提供了技术支撑。而且,预计未来锂电池成本将降低到每度0.25元。

在政策上,峰谷电价差未来是否能够扩大?在5-8年的投资回收周期中,电力价格的变化将对储能项目的收益产生重大影响。目前,电力现货市场试点正在推进之中,广东、浙江等省已经开始了对规则的讨论。对于储能来说,一个价格波动更大的电力市场可谓风险中孕育着希望。

只是“弱替代品”

电网企业开始重视用户侧储能的价值。江苏省电力公司已在2017年出台了《客户侧储能系统并网管理规定》,规范储能系统并网的流程与手续。售电公司也开始跃跃欲试。华润电力与南都电源2018年2月签订了战略合作协议,双方将在储能等综合能源服务、购售电业务与服务等领域深入合作。

可再生能源技术发展取得了长足的进步,使太阳能和风能发电在价格上能够与化石燃料竞争,但却始终因发电间歇性而不稳定。剥离自美国麻省理工学院的新能源存储公司Form
energy首席执行官泰德·威利表示:“如果想用可再生能源为世界提供动力,我们就需要找到一种方法来克服这种可变性。”

这就要用到电池储存多余能量,以弥补供应的变化。根据麻省理工学院和阿贡国家实验室研究人员2016年的一项分析,今天的电池存储技术在微小型化应用上效果最好,可替代规模较小的“峰值”发电厂——这些发电厂常以天然气为燃料提供非常态运营——只在价格合适和需求高的时候迅速开火。

但是,除了代替小型“峰值”发电厂,电池遇到了真正的瓶颈。2016年研究者发现,当大量电池存储添加到电网中时,回报会急剧下降。他们的结论是,将电池存储与可再生电厂耦合,是大型、灵活的煤炭或天然气联合循环电厂的“弱替代品”,锂离子技术不仅对于传统能源而言过于昂贵,而且电池寿命有限意味着它不适合在长时间内填补风能和太阳能发电的空白。

对此,王敬忠并不赞同,“电池储电站的寿命取决于其循环次数,磷酸铁锂电池循环次数在2000次以上,使用近10年都没有问题。而且,相较于镍氢电池、镍镉电池,锂电池的自放电量很小,是可以长时间储存电力的”。

除循环次数以外,外部条件会影响锂电池的使用寿命。零下20℃的环境,锂电池基本不能发挥作用,湿度高的话对电池的寿命和安全有影响。

对此,王敬忠说:“只要环境合适,锂电池储电站的使用寿命和安全性是有保障的。”

他补充道,从成本上来看,锂电池储能系统的一次性投入确实比铅酸电池高出许多,但锂电池具有能量密度高、体积小、额定电压高等特点,并且锂离子电池技术进步快、产业基础较好,其正逐步向分散储能及规模储能领域渗透。

示范项目探索商业模式

从今年6月以来,河南、江苏、福建、广东、青海、内蒙古等多地不断有电网储能招标、开工、并网等消息传来,表明我国的储能市场正在不断扩大。6月初,河南电网100MW电池储能示范工程第一次招标,力神电池、南都电源等锂电池企业投标;7月中旬,力信能源参与承建江苏镇江东部储能电站项目中的北山及五峰山储能电站项目,其中北山储能电站被国网江苏电力列为示范项目。

事实上,上述项目只是今年“储能热”中的一部分。在这些新增项目中,配套储能系统的均为锂电池,锂电池储电站的众多示范应用,就是在不断探索储能在集中式可再生能源并网和电网侧应用的商业模式。

目前有经济价值的项目在于小型用户侧的应用。中关村储能产业技术联盟给记者提供的资料显示,工商业用户安装储能系统,在峰谷电价差较大的地区,可以为其节省容量电费;在容量电费的核定规则比较灵活的地区,也可以为用户节省容量电费。由于江苏省是峰谷电价差较大,且可以灵活核定容量电费的试点地区,锂电储能用户侧项目落地较多,在峰谷电价差不低于0.75元/度电的前提下,这类项目的静态投资回收期一般在7~9年。

“相对于收益来讲,锂电池储能电站的成本还是比较高的。”中国能源研究会储能专委会高级研究经理岳芬告诉《中国科学报》记者,“江苏也在评估是否给予电网侧储能项目一定的激励政策,作为其支撑夏季高峰电力需求的补偿,但具体是否会这样操作尚未公布”。

多项储能技术仍在探索

有数据表示,到2025年,锂离子电池仍继续占据主导地位,占全球电力电池储能部署的80%。

“大规模部署锂离子电池储能系统,除了成本瓶颈,最重要的是市场机制和激励政策的缺失。没有电力市场和激励政策,储能不能从多渠道获得收益,在成本较高的情况下,投资回收期长。”岳芬表示。

事实上,储能的技术路线并不单一。我国正在积极发展多种储能技术,2050年我国总装机容量将达到500亿千瓦,按照规模调整供需平衡,储能的容量将达到4亿KW。我国规划到2050年建造1.6亿KW抽水储能装机容量,远远不能满足储能的需要。“目前,以锂离子电池和铅炭电池为主,辅之以压缩空气储能、飞轮储能、超级电容、液流电池等技术路线,不同的储能技术路线已经基本能满足不同应用场景的需求。”岳芬说。

“液流和锂电池,还有其他电池的储能技术都处在商业化探索转化的阶段,其实并不是初级、实验室的概念。”北京普能世纪科技有限公司总裁黄绵延表示,“全钒氧化还原液流电池就具有安全性、长寿性、可循环性,以及功率模块、电容量模块可独立配置等特点。”

中科院大连化物所与大连融科储能技术发展有限公司联合,采用全钒液流电池实施了多项“光—储”“风—光—储”应用示范工程,推动我国自主知识产权的液流电池技术进入产业化初级阶段。

不过,黄绵延也表示,钒电池的发展瓶颈在于技术成本比较高,“这一块的成本很大程度是钒电解液。我们结合中国丰富的钒资源和在钒的生产领域具有绝对性优势的企业一起合作,推出钒电解液的租赁模式和钒电解液的回购方式,试图把整个系统的使用成本和度电成本降下来”。

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