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大容量长周期储能技术有望取得突破

   2023-12-04 中国能源新闻网19000
核心提示:新型储能作为建设新型电力系统的重要支撑,已然成为行业发展的“香饽饽”

今年以来,北京市明确支持在五环外工业厂区、物流园区、数据中心等非人员密集区开展新型储能试点示范;江苏提出计划到2027年全省新型储能规模达500万千瓦左右;作为新型储能规模居全国第一的山东省,也提出今年将新增12个新型储能项目。

新型储能作为建设新型电力系统的重要支撑,已然成为行业发展的“香饽饽”。国家能源局此前在三季度新闻发布会上披露,今年上半年,全国新型储能新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时,相当于此前历年累计装机规模总和。

国网能源研究院近日发布的《新型储能发展分析报告2023》指出,我国新型储能位居全球装机榜首,已处于快速发展通道,迈上千万千瓦新台阶。未来一段时间,新型储能将继续保持规模化增长态势,在加速竞争格局下,其场景的先进性、实用性,乃至经济型也都会愈发凸显出来。

部分新型储能存储时长或优于抽水蓄能

新型储能一般是指除抽水蓄能之外的电储能技术,是面向新型电力系统诸多挑战中的系统调节手段之一。在我国能源消费结构问题突出、化石燃料对外依存度较高的当下,新型储能是国家能源安全的重要保障,也是实现“双碳”目标的重要技术支撑。

截至2023年6月底,全国新型储能装机已达到1733万千瓦/3580万千瓦时。《新型储能发展分析报告2023》显示,截至2023年9月底,国家电网公司经营区新型储能装机近2000万千瓦,平均充放电时长为2.1小时,装机规模排名前五的区域分别是山东、湖南、新疆、甘肃和宁夏。

新型储能的规模化发展,带动其产业链发展“提档加速度”。目前发展较快的新型储能技术主要包括新型锂离子电池、液流电池、新型压缩空气储能等。其中,锂离子电池具有响应速度快、布局灵活等优势,技术相对成熟,目前在我国是主流技术选择,但是其安全问题目前还没有得到根本性解决。在系统成本上,国网能源研究院新能源所室主任胡静介绍,近年来,锂离子电池储能充放电循环寿命提升较快,系统建设成本下降明显,但与抽水蓄能相比,全寿命周期度电成本仍高出2-3倍。

与锂离子电池相比,全钒液流电池不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸,更加安全且循环寿命长,但系统建设成本约是锂离子电池的3倍。国家能源局批复的首个百兆瓦级全钒液流电池储能电站——大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站一期工程已于2022年10月底并网发电,最多可存放40万度电。不过,全钒液流电池存在能量密度低、转换效率不高的问题,目前仍处于百兆瓦级试点示范阶段。

新型压缩空气储能能够为系统提供转动惯量支撑,具有容量大、持续充放电时间长、选址相对灵活等优势,其关键设备已实现国产化,系统建设成本有所下降,部分系统建设成本与抽水蓄能相当。目前,山东泰安300兆瓦级压缩空气储能创新示范工程、辽宁朝阳300兆瓦压缩空气储能项目,宁夏中卫100兆瓦压缩空气储能项目等多个百兆瓦级试点示范项目正在实施中。

据业内人士分析,目前来看,无论是全钒液流电池还是新型压缩空气储能,在容量相同的情况下,其存储时长或可优于抽水蓄能。

新型储能开发模式呈“一大一小”趋势

在构建新型能源体系和新型电力系统的过程中,储能作为灵活性调节资源的重要性已得到广泛认可。在政策引导、产业扩张、成本下降、市场活跃等因素影响下,新型储能呈现并将保持快速发展态势。

“从中长期来看,新型储能的粗放式规模化发展将逐步向精准化场景配置转变,通过电力市场驱动实现全面商业化,开发模式呈现电站容量增大和小容量储能聚合利用的‘一大一小’趋势。”胡静预测道。

国家能源局今年2月份发布的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》提出,新能源基地送电配置新型储能的容量应该以需求为导向,充分考虑通道送电曲线及输电电价竞争力约束,通过多方案比选优化配置方案。

考虑各省区新型储能建设条件和目前规划规模,《新型储能发展分析报告2023》中预测,“十四五”末期,我国新型储能的装机规模将超过6000万千瓦,在国家规划的3000万千瓦基础上翻一番。

对于储能技术的发展,胡静表示,未来将呈现多元化发展趋势,大容量、长周期储能技术有望取得突破,为支撑新型电力系统构建提供更多技术选择。

随着新型储能关键技术与设备的逐步国产化,其系统建设成本也会逐步下降。胡静表示,到2025年,锂离子电池技术成本下降空间约为20%—30%,全钒液流电池技术成本将下降30%—40%,压缩空气储能技术成本下降空间在30%左右。

“预计2025年,压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期,飞轮、钠离子电池等储能技术进入大容量试点示范阶段;2030年,各类主流新型储能技术装备自主可控,实现全面市场化发展。”胡静说道。

 
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