地位提升、成本下降、政策频出储能产业即将爆发
发布时间:2018-08-03 丨 阅读次数:421

来源:广发电新

在“十三五”期间,储能得到了政府前所未有的重视。“储能与分布式作为战略新兴产业”;“储能与分布式能源”列入在十三五百大重点工程里;“十三五”规划中,特别提出构建现代能源储运网络,其中首先提出储能和调峰设施的建设,加快构建多能互补、外通内畅、安全可靠的现代能源储运网络。

随着细则的制定,含储能技术的微网有望得到政策和补贴的支持,这将助力储能技术更广泛、更有效地推广应用。随着新一轮电力体制改革的部署和深化,电力存储环节也将逐步加入到灵活、市场化的电力体系建设和运行中。储能即将遇到爆发的临界点。

梯次利用政策将完善,降低储能成本,催化电化学储能发展

相比国外储能的发展,国内暂时对储能的补贴政策还是空白。当前,新能源汽车快速发展,动力蓄电池的梯次利政策预期增强,这将大大降低电化学储能电站的成本,催化电化学储能的发展。

创新技术突破梯次利用技术瓶颈,助力电化学储能电站大规模推广

级联技术对电池一致性要求低,兼容不同厂家、不同品牌、不同老化程度、不同类型的电池。级联技术可以使得电池模块化,方便后期运维和扩容。SOC状态排序技术使得电池组利用效率提高,延长电池组寿命,大大降低运维成本。级联技术将突破电池梯次利用的一致性瓶颈,助力电化学储能电站的大规模推广应用。

动力蓄电池梯次利用前景广阔,商业价值4000亿

到2020年,将有500万辆新能源汽车,对应有500万个动力蓄电池。梯次利用商业价值巨大,峰谷电价差套利、储能补贴、需求侧管理等经济效益达到4243.13亿元的巨大规模。

重点关注标的

储能龙头南都电源、圣阳股份;小规模示范项目先行的科陆电子、阳光电源、国电南瑞;已布局动力电池维护服务项目的雄韬股份;微电网控制领域龙头四方股份、国电南瑞;储能并网逆变器龙头阳光电源;新能源汽车全产业链布局,大量储能电站项目的比亚迪;

风险提示

储能补贴政策低于预期;动力蓄电池梯次利用政策低于预期;

一.储能是电力系统中不可或缺的一环

当前我国的能源结构中还是以煤为主,可再生能源、水电、核电、天然气等清洁能源的比例相对较低。大力发展新能源已经是国家战略,当前新能源的消纳问题是新能源发展面临的主要考验。

节能减排和能源结构变革的压力,用户侧个性化和互动化供电需求的压力,输配电资源约束压力,都促使储能的发展。同时,近年来,随着新能源汽车产业的爆发又加速了电化学储能技术的发展。

储能技术在电力系统的发电、输配电、用电侧分别起着巨大的作用。在发电侧有助于新能源的并网,平滑电力供应,有效提高新能源的消纳能力。在输配电侧可以削峰填谷,提高电力系统稳定性,保证电能质量。在用电侧可以作为微网和分布式的储能,作为备用电源使用,成为能源互联网的关键一环。

(一)储能是实现能源互联网的关键一环

储能产业是新能源领域的最后一公里,是实现能源互联网的蓄水池。储能作为能源结构调整的支撑产业和关键推手,在发电、输配电、电力需求侧、辅助服务、新能源接入等不同领域有着广阔的应用前景。储能技术作为实现能源互联网的关键一环,是不可或缺的一部分。

能源互联网的内涵是多种类型能源互联,系统弱耦合,能量自治且能双向互动。实现横向多源互补,纵向“源-网-荷-储”的快速协调统一。然而电力无法大规模存储的本质属性,是能源互联网不易实现的关键所在。因此储能技术作为协调统一的“蓄水池”是实现能源互联网不可或缺的重要组成部分。

储能是能源互联网实现能量双向互动的重要设备。没有储能,能源互联网就无从谈起。储能作为电能的蓄水池,在用户侧能将分布式能源发出的电力进行存储,自发自用,余量上网。当分布式能源不能满足自发自用时,用户可以从电网取电,对储能系统进行充电,实现谷电的存储,存储的电量自用降低用电成本或者在负荷峰值时将电能上网赚取电价差额。

(二)储能有效缓解新能源并网压力

我国风能、太阳能等清洁能源这几年发展迅速,装机容量快速增长,所占总装机比例提高。新能源持续、稳定的电能输出就显得尤为关键。但由于风能和太阳能间歇式属性所致,在缺乏储能装置的情况下,不能够长时间持续、稳定的输出电能。而为了保持电网的稳定性和保证电能质量,导致了弃风、弃光现象逐步凸显。

2015年,风电弃风限电形势加剧,全年弃风电量339亿千瓦时,同比增加213亿千瓦时,平均弃风率15%,同比增加7个百分点。其中弃风较重的地区是内蒙古,弃风电量91亿千瓦时,弃风率18%。甘肃弃风电量82亿千瓦时,弃风率39%。新疆弃风电量71亿千瓦时,弃风率32%。吉林弃风电量27亿千瓦时,弃风率32%。


2015年1-12月,全国大多数地区光伏发电运行情况良好,全国全年平均利用小时数为1133小时。西北部分地区出现了较为严重的弃光现象,且弃光率在逐步提高。甘肃全年平均利用小时数为1061小时,弃光率达31%;新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时,弃光率达26%。

储能技术称作新能源领域的最后1公里,能将浪费掉的能源储存并在需要时得以释放,能够平抑、稳定风能、太阳能等间歇式可再生能源发电的输出功率,提高电网接纳间歇式可再生能源能力。消除昼夜峰谷差,调峰调频和备用容量,满足新能源发电平稳、持续的需求,有效减少弃风、弃光现象。

(三)储能有助减小峰谷差,提高设备利用率

发电公司和电网公司在设计的时候都是按照最大功率并配合一定的安全裕度进行设计规划。但是,实际负荷功率往往都是存在峰、谷的变化值。因此发电设备和电网长期处于相对较低的利用率,既不经济也不环保。每年的检修费、设备正常维护费、损坏更换费用都是一笔巨额的开支。

 储能设备能够在负荷低谷的时候,储存发出的多余电量,并存放在发电侧和输配电侧。当符合峰值时,可以将负荷谷底存储的多余电量发送给电网,满足峰值负荷的需求。这样,以后发电公司和电网公司的设计规划都不需要按照最大功率值进行设计,减少不必要的投资,提高设备利用率。

(四)储能技术改善供电质量,提供备用电源

储能技术能快速对间歇性的新能源供电出力进行补偿,改善电力输出。同时,对于负荷端,对于短暂的谐波冲击,能够有很好的补偿,改善电能质量。这对于大型数据库、基站等对电能质量有要求的重要场所,至关重要。同时,储能能够作为备用电源,给重要的场所提供电力保障。

二.储能应用创新潜力巨大

(一)电动汽车快速充电创新

瑞士洛桑联邦理工学院(EFPL)的科学家开发了一套全新的充电系统,使电动车的充电时间从8小时降到了15分钟。具体做法就是让4.5兆瓦功率的充电站成为可能。

在常规电路中,4.5兆瓦足以让电网崩溃。因此,EFPL的方案是在充电站建立一个缓冲存储系统,当4.5兆瓦功率同时输出时,切断与电网的连接。形象一点,这个所谓的缓冲存储系统其实就是利用集装箱大小的充电宝,在输出功率不大时从低电能电网中获取电能,反之则断开。

在EPFL的研究员AlfredRufer看来,相比于常规的高压解决方案,缓冲存储系统在低压或者中压电网中的实现成本更低。另外,如果充电站每天需要给200辆电动车完成充电,这块“充电宝”的容量只需2.2兆瓦时。

(二)峰谷套利盈利

峰谷电价差的存在,使得储能系统能够在谷时存电,峰时储存的电力上网。这样的套利模式理论上存在可行性。只要相关的政策成熟和储能系统的成本降低,使得这样的套利模式真正的盈利,必然在用户侧可以迅速推广。峰谷套利的创新应用分为两种:储能套利,降低用电成本或者赚取利润;光伏+储能套利模式,降低用电成本或赚取利润。

2013年以来,光伏+储能模式在全球多国落地。储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中。据CNESA不完全统计,分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%,提高到2015年的46%。主要因为国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴;分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与。

据GTM/ESA报告,2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%,但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快,有望在2019年占总装机的45%。以美国加州为例,截止到2014年底,在SGIP激励下开展的储能项目(包括规划、审批、在建和投运)总量达到1118个,容量为75MW。Solarcity的光储创新模式打开了储能在美国用户侧市场的应用之门,也使得其他国家的光伏和储能公司争相在本国打造光伏储能新模式,以期把市场需求、政策和金融整合起来,尽快实现光储项目的商业化应用。

电费管理(包括电量电费和容量电费)是储能在用户侧应用的重要因素。近期德国的用户侧储能市场也变得十分活跃,在德国政府储能安装费补贴、免征营业税和银行低息贷款等政策支持下,户用储能的经济性变得十分明显。据预测,光伏+储能系统将从2014年的10,000套上升至2015年的13,000套,2017年有望达到60,000套。澳大利亚和日本市场用户侧储能的发展也很快。

(三)需求侧管理盈利

全国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时,采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。如果采用电力需求侧管理的方法削减这部分高峰负荷,可以缓解电力供应紧张的压力,而且非常经济。参与需求侧管理的公司可以通过这样的方式,和电网公司进行交易,获得相应节省成本的分成,或者获得国家的相应补贴。

在加州、纽约州等需求响应和用户侧储能业务发展较早的地区,已经有UPS、Shore Hotel、7-11等多家公司安装并应用储能系统,与Green Charge Network公司达成电力能效协议,通过Green Charge Network公司统一管理储能系统的充放电行为,参与需求响应,并获得相应补贴。通过聚集分布式资源参与加州需求响应市场来增加额外的收益也是Stem公司提出的“储能即服务”模式中的一个重要应用。

三.储能技术种类繁多

现有的储能系统主要分为五类:机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能。目前世界占比最高的是抽水蓄能,其总装机容量规模达到了127GW,占总储能容量的99%,其次是压缩空气储能,总装机容量为440MW,排名第三的是钠硫电池,总容量规模为316MW。

(一)机械储能

(1)抽水蓄能

抽水蓄能是将电网低谷时利用过剩电力作为液态能量媒体的水从地势低的水库抽到地势高的水库,电网峰荷时高地势水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电,效率一般为75%左右,具有日调节能力,用于调峰和备用。

不足之处:选址困难,依赖地势。投资周期较大,损耗较高,包括抽蓄损耗+线路损耗。现阶段也受中国电价政策的制约,去年中国80%以上的抽蓄都晒太阳。

(2)压缩空气储能

压缩空气蓄能是利用电力系统负荷低谷时的剩余电量,由电动机带动空气压缩机,将空气压入作为储气室的密闭大容量地下洞穴,当系统发电量不足时,将压缩空气经换热器与油或天然气混合燃烧,导入燃气轮机作功发电。

压缩空气储能也有调峰功能,适合用于大规模风场,因为风能产生的机械功可以直接驱动压缩机旋转,减少了中间转换成电的环节,从而提高效率。

不足之处:效率较低。原因在于空气受到压缩时温度会升高,空气释放膨胀的过程中温度会降低。在压缩空气过程中一部分能量以热能的形式散失,在膨胀之前就必须要重新加热。通常以天然气作为加热空气的热源,这就导致蓄能效率降低。同时,需要大型储气装置,一定的地质条件和依赖燃烧化石燃料,应用受限。

(3)飞轮储能

利用高速旋转的飞轮将能量以动能的形式储存起来。需要能量时,飞轮减速运行,将存储的能量释放出来。难点在于需要根据不同的用途开发不同功能的新产品,因此飞轮储能电源是一种高技术产品但原始创新性并不足,这使得它较难获得国家的科研经费支持。

不足之处:能量密度不够高、自放电率高,如停止充电,能量在几十个小时内就会自行耗尽。市场狭小,只适合于一些细分市场,比如高品质不间断电源等。

(二)电气储能

(1)超级电容器储能

用活性炭多孔电极和电解质组成的双电层结构获得超大的电容量。与利用化学反应的蓄电池不同,超级电容器的充放电过程始终是物理过程。充电时间短、使用寿命长、温度特性好、节约能源和绿色环保。目前研究的方向是能否做到面积很小,电容更大。

不足之处:和电池相比,其能量密度导致同等重量下储存能量相对较低,直接导致的就是续航能力差。

(2)超导储能(SMES)

利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置。超导储能系统大致包括超导线圈、低温系统、功率调节系统和监控系统4大部分。超导材料技术开发是超导储能技术的重中之重。超导材料大致可分为低温超导材料、高温超导材料和室温超导材料。

不足之处:材料和低温制冷系统导致超导储能的成本很高,使得它的应用受到较大限制。同时,可靠性和超导技术的不成熟导致超导储能发展相对受限。因此可靠性和经济性的制约导致了商业化应用还比较远。

(三)电化学储能

(1)铅酸电池

一种电极主要由铅及其氧化物制成,电解液是硫酸溶液的蓄电池。目前在世界上应用广泛,循环寿命1000次左右,效率能达到80%-90%,性价比高,常用于电力系统的事故电源或备用电源。

不足之处:能量密度低,寿命短。如果深度、快速大功率放电时,可用容量会快速下降。

 (2)锂离子电池

类由锂金属或锂合金为负极材料、使用非水电解质溶液的电池。主要应用于便携式的移动设备中,其效率可达95%以上,放电时间可达数小时,循环次数可达 5000次或更多,响应快速,是电池中能量最高的实用性电池,目前来说用的最多。近年来技术也在不断进行升级,正负极材料也有多种应用。

不足之处:价格相对较高,1-2元/wh。同时,过充导致发热、燃烧等安全性问题,需要进行充电保护,对BMS的技术要求较高。

(3)钠硫电池

种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜的二次电池。循环周期可达到4500次,放电时间6-7小时,周期往返效率75%,能量密度高,响应时间快。目前在日本、德国、法国、美国等地已建有200多处此类储能电站,主要用于负荷调平,移峰和改善电能质量。

不足之处:安全性较低,使用条件要求高。钠硫电池需要运行于高温下,容易燃烧。而且一旦电网没电了,需要柴油发电机帮助维持高温,或者帮助满足电池降温的条件。

(4)液流电池

利用正负极电解液分开,各自循环的一种高性能蓄电池。电池的功率和能量是不相关的,储存的能量取决于储存罐的大小,因而可以储存长达数小时至数天的能量,容量可达MW级。

不足之处:电池体积太大,电池对环境温度要求太高,价格贵,系统复杂。

(四)热储能

热储能:热储能系统中,热能被储存在隔热容器的媒介中,需要的时候转化回电能,也可直接利用而不再转化回电能。热储能又分为显热储能和潜热储能。热储能储存的热量可以很大,所以可利用在可再生能源发电上。

不足之处:热储能要各种高温化学热工质,应用场合比较受限。

(五)化学储能

化学类储能:利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。利用多余的电制氢,可以直接用氢作为能量的载体,也可以将其与二氧化碳反应成为合成天然气(甲烷)。氢或者合成天然气除了可用于发电外,还有其他利用方式如交通等。德国热衷于推动此技术,并有示范项目投入运行。

不足之处:全周期效率较低,制氢效率仅40%,合成天然气的效率不到35%。

(六)小结

在不同的应用场景下,针对不同储能技术的能量、功率密度、寿命、成本、储能周期等性质,进行合适的储能技术选择和应用。当前,由于能源结构调整的压力和新能源汽车的快速发展,能技术的研究主要还是集中于超级电容和电池上。电网储能技术的应用也集中在电化学储能和超级电容上。

四.储能技术当前的发展状态

当前储能技术的应用主要有机械储能,热储能和电化学储能。在电力系统中,以机械储能中的抽水蓄能储能和飞轮储能为主。同时,伴随着光热电站的发展,熔融盐为代表的储热技术也在电力系统中得到使用。电化学储能技术,当前更多的是使用在电站级储能示范项目,新能源汽车和应急电源中。但是由于电化学储能技术相对成熟和新能源汽车爆发的驱动力,大型的电化学储能电站正在技术上和经济性上变得可能。

(一)储能装机规模


 据CNESA(中关村储能产

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