1.2 长时储能概览

1.2.1 长时储能的概念

2021年1月,美国桑迪亚国家实验室发布的《长时储能简报》认为,长时储能是持续放电时间不低于4h的储能技术。美国能源部2021年发布支持长时储能的相关报告,把长时储能定义为持续放电时间不低于10h,且使用寿命在15~20年的储能技术。更有学者在期刊发文,把长时储能定义为跨日至跨季节的储能技术。而为了区别于我国目前大规模建设的2h储能系统,也有从业人员将4h及以上的储能技术归为长时储能。

综合学界对长时储能的界定,本书认为,长时储能(long-duration energy storage)一般指4h以上的储能技术。长时储能系统是可实现跨天、跨月,乃至跨季节充放电循环的储能系统,以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高,所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点,主要发电时段和高峰用电时段错位,存在供需落差。随着渗透率的上升,平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能,长时储能系统可更好地实现电力平移,将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段,起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用[4]

1.2.2 为什么要发展长时储能

未来在以可再生能源为主体的新型电力系统中,可再生能源的比例将超过50%,这必然会要求储能设施具备十几个小时乃至几天的储能时长,以满足GW级别的再生能源并网和长时间削峰填谷的需求[5]。然而,在目前的储能电池技术水平下,锂离子电池储能时长以2h居多,部分已经提升至3~4h,但要达到6h及以上的储能时长则会面临成本与产品安全等方面的诸多挑战。因此,低成本、长时储能电池的发展将成为电力系统转型的关键[6]。长时储能在调节新能源发电波动作用上优势明显,可实现跨天、跨月,乃至跨季节充放电循环。随着光能风能不断深入,其发电的间歇性对电网负面影响将愈发严重,部分水电站也面临着生态系统破坏后越来越长的枯水期,无法保证出力。而要解决这个问题,光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借长周期、大容量特性,在更长时间维度上调节新能源发电波动,在清洁能源过剩时避免电网拥堵,负荷高峰时增加清洁能源消纳。

1.美国发展长时储能的必要性

储能设备削峰填谷功能凸显,以4h为代表的长时储能设备具有发展必要性。根据CAISO数据绘制2021年美国加利福尼亚州夏季单日电池储能设备的充放电曲线显示(见图1-1),储能设备在白天以高功率储存电能,在晚间用电高峰高功率放电,高峰放电持续时间超4h。为平衡太阳能发电,需要在白天存储8~12h的电能,晚间存储调度量也将增加,最多时需连续放电12h,长时储能发展不可或缺[7]

图1-1 2021年美国加利福尼亚州夏季单日电池储能设备充放电曲线

2.我国现行长时储能发展的短板

当前国内新能源配套储能项目时长集中在1~2h,未来长时储能需求有望逐步显现。在新能源发电占比相对较低的阶段,储能在电力系统中主要起到辅助的作用,用于解决短时间、小范围的供需不平衡,目前国内大多数省份新能源配套储能项目的时长集中在1~2h。而随着风光大基地建设的持续推进,整体来看需要配套的储能时长也将随之提升,目前国内部分大型独立/共享储能项目的时长已达到4h,预计未来国内中长时储能的需求将持续提升[8]。部分省份2021年新能源竞配项目储能配套要求见表1-1。

表1-1 部分省份2021年新能源竞配项目储能配套要求

(续)

资源来源:各省能源局,安信证劵研究中心。

1.2.3 长时储能的技术特点

总体来看,新型长时储能技术具有一些鲜明的特点:

1)储存能量的边际成本很低。

2)长时储能技术可以存储的能量与其能量吸放速率脱钩。

3)具有广泛的可部署性和可扩展性,没有地理位置要求,不依赖于稀有元素。

4)与输配电电网升级和扩建相比,交货时间相对较短。

1.规模化优势和成本优势

长时储能在优化系统规模和控制成本方面具有显著优势,包括较低的储能容量资本支出和解耦能力。在不影响充放电循环设计的情况下,能够以较低的增量成本扩展储能容量。因此,这些长时储能系统可以长时间提供电力,并且通常不需要叠加多个服务来收回投资。长时储能的使用寿命可能非常长,大约30年才需要进行重大升级。而一些长时储能系统即使在高水平运行的情况下,其储能容量退化率也非常低。作为模块化储能解决方案,锂离子电池储能系统的装机容量和储能容量是密切关联的,这种特性限制了它们经济可行地提供长期服务的能力。因此,电池储能系统可以通过降低放电率或降低放电容量(即提供低于额定功率)来长时间保持输出。重要的是,一些长时储能技术的装机容量可以独立于储能容量进行设计,这突出了它们的多功能性和对具有不同供应和负载曲线的生态系统的适应性。

2.适配优势和广泛部署优势

长时储能系统可以提供额外的运营和部署优势,例如与电网升级和扩展具有更短的交付周期,以及更少的大规模部署限制。

(1)与输配电电网升级和扩建相比,交货时间更短

从历史上看,升级现有电力线路来解决发电厂与受限电网的连接问题是比较常规的方案。但通过电网的扩容来降低拥塞风险,这是一个需要长期规划的资本密集型过程。而且,随着分布式发电计划的激增以及项目连接变得不太确定,电网稳定运营变得越来越困难;此外,输电网项目的复杂性和许可要求导致近20%的输电项目被推迟或取消。与之相比,长时储能是一种经济高效的输电优化解决方案,可提高电网利用率和虚拟电网容量,同时推迟电网升级。长时储能技术的平均建设时间为一年,与电网升级相比,其许可要求更宽松。

(2)可广泛部署和可扩展

大多数新兴的长时储能技术几乎没有部署限制。例如,这些长时储能系统没有特定的地理位置要求,并且每个装机容量的占地面积较小。有些安全风险低的长时储能系统还可以建在地下或非常靠近人口稠密的地区。许多储能系统具有模块化架构,允许以更短的持续时间或更小的装机容量实施长时储能系统的初始部署,并且可以根据需求扩大规模。

长时储能还可以为现有发电设施重新供电或扩大规模,这将随着可再生能源发电量的增加而变得越来越重要。一些长时储能技术为重新利用可能搁浅的化石燃料发电设施提供了机会。例如,废弃矿场可以用于压缩空气储能系统,或者可以将煤炭和天然气发电厂转换为储热设施。热储能解决方案可以通过耦合热力和电力部门,并支持依赖于最终用途的脱碳来提供额外的灵活性。

在实用性方面,一些长时储能技术依赖于现有的供应链,其中大部分使用大量可用的储量丰富的材料,无论是在核心技术还是工厂平衡系统中。这可以防止锂离子电池(例如采用镍、锰和钴的三元锂离子电池)未来潜在的供应链短缺。

1.2.4 长时储能的发展现状

1.长时储能的发展阶段

对于长时储能而言,最重要的是为电力系统的灵活性调节提供支撑。概括而言,在电力系统中,灵活性资源的需求方主要是风力、光伏发电设施;电力系统的灵活性主要来自于两个方面,一方面是原有发电机组的灵活发电,另一方面就是储能设施的配置。我们在分析推进节奏时,将灵活性提供方简化为三部分:存量机组;成熟的储能方式——抽水蓄能;新型储能技术。通过这种方式,可大致勾勒出随着风光发电量占比的逐步提升,储能的推进节奏。具体可分为三个阶段:

阶段1:风光发电量10%左右的水平(对应中国2021年前后所处的阶段):新型长时储能技术发展的战略窗口期。

在此阶段,存量的发电机组(煤电、气电)可以进行改造,提供更多的灵活性资源支持;传统的储能方式抽水蓄能由于建设周期较长(6~8年),需尽快规划上马;新型储能项目成本仍然过高,但是如果仍存在灵活性缺口,需要新型储能项目尽快补足。

阶段2:风光发电量20%左右的水平(对应我国2025年前后所处的阶段):新型长时储能技术产业化降本的决战期。

在此阶段,存量的发电机组改造基本完成,无法提供更多的增量灵活性;抽水蓄能项目逐渐落成,与存量机组一同成为灵活性调节主力;而此时,对于新型储能的需求量也进一步提升。

阶段3:风光发电量30%左右的水平(对应我国约2030年所处的阶段,对应美国加州约2020年所处的阶段):成本最优的长时储能技术装机量快速增长期。

在此阶段,存量机组无改进空间且逐步淘汰;抽水蓄能受限于地理资源约束无法继续上量;只能依靠新型长时储能技术提供增量的灵活性资源。

2.国内外长时储能现状

自2019年以来,世界各地的长时储能项目吸引了政府和企业超过580亿美元的资金投入,如果这些项目都进展顺利,其装机量可达到57GW,相当于2022年部署的全球储能容量的3倍。目前全球还有价值300亿美元的长时储能项目正在建设或运营中[9]

但目前大多数长时储能技术仍处于初期阶段,其技术开发商很难在未来10年内以经济高效的方式扩大规模。近年来只有抽水蓄能这一仍占全球储能装机量90%以上的传统技术已实现大规模部署,预计在2030年之前,抽水蓄能将继续主导储能市场。相比之下,大多数其他技术,包括使用由钒和其他材料(如锌溴和铁)制成的电解质的液流电池,仍处于试点和示范阶段。

长时储能市场的发展存在明显的地域差异。在亚太地区,中国和日本已经宣布了至少30个长时电化学储能项目,主要采用液流电池和金属阳极电池的组合。中国也在大力推进全钒液流电池和压缩空气储能的布局,2022年,世界上最大的氧化还原液流电池储能系统[100MW/400(MW·h)]在中国大连并网,张家口市也迎来了全球最大的100MW/400(MW·h)压缩空气储能项目投运。从这些行业里程碑可以看出,中国钒电池储能和压缩空气储能都进入了GW·h时代。

在欧美地区,美国、西班牙和德国报告的装机容量和项目数量最多。美国部署的长时储能系统大多是机械储能、热储能和电化学储能项目,约占全球长时储能总装机容量的30%。西班牙的大多数长时储能项目(占全球长时储能总装机容量的20%)都是热储能系统。德国还有两个超过200MW以上的压缩空气储能系统,占全球长时储能总装机容量的10%。相比之下,欧洲剩余的大部分国家对推进长时储能的发展则没有太大热情。