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储能,新能源的又一个“扛把子”!

2022-08-24 15:45 来源:新能源项目中心 作者:

随着电网覆盖率的大幅提高,目前已经几乎没有家庭需要再考虑供电问题,家用风机/光伏+电池的组合本来会逐渐淡出人们的视野,但是因为碳中和的到来,这种组合却正在成为全国电力系统必不可少的组成部分。

十余年前,当电网还没有像现在覆盖到全国的各个角落时,农牧地区的家家户户都会选择安装一架小风机,亦或是一块光伏板,来满足用电需求。

当风势渐渐变大,风机吱吱呀呀地转起来,大概是当地小朋友们最欢乐的时候,这意味着他们又可以坐在电视前,心满意足地观看一集喜欢的动画片。

然而,风的来去并没有规律可循,当无风时,家里的电器就会面临无电可用的窘境。

为了平滑风力发电的不确定性,每家每户还会为风机配置一块大电池,当风力较强时,这块电池可以将多发的电储存起来,从而实现无风时的用电需求。

当然,安装光伏的家庭也会遇到类似的问题,因此也会配备对应的电池,在白天储存电能,进而在夜晚放电。

通过这样的组合,有无数农牧地区的家庭在夜晚享受到了光明,也有无数的小朋友度过了一个记忆深刻的童年。

随着电网覆盖率的大幅提高,目前已经几乎没有家庭需要再考虑供电问题,家用风机/光伏+电池的组合本来会逐渐淡出人们的视野,但是因为碳中和的到来,这种组合却正在成为全国电力系统必不可少的组成部分。

为什么需要储能?

我国拥有一个庞大且复杂的电力系统,简单来说,这个系统主要由发电、输配电、用电三个部分组成。

在发电侧,各类电站首先将电力出售给国家电网;在输配电侧,国家电网再将电力输送、配送给终端的各类用户。

电能有一个非常明显的特点,即无法被直接储存,也就是说,发出多少电,就要用掉多少电。从总量角度来看,发电量与用电量需保持一致;从瞬时角度来看,发电功率与用电功率需要保持动态平衡。作为发电侧与用电侧的中间人,国家电网一直承担着维护发电与用电平衡的重任。

在以火力发电为主的时代,国家电网实施的种种调控手段还可以勉强满足电力的供需平衡。

例如,可以通过电网调度将某个地区多发出的电力输送至缺电的地区;例如,可以对用电高峰与低谷时间段设置不同的电价来平抑需求;再不济,还可以在发电端,通过控制发电机组的功率来匹配不同时间段的用电需求,以满足调峰、调频的要求。

也就是说,尽管用电需求是不稳定的,但火电站的电力供应却是稳定且可控的。国家电网可以在供给侧,把对电力供应的调节作为最终的调控手段,以匹配需求端的电力变化,进而维持电力的供需平衡。

然而,在碳中和的浪潮下,不断提高的绿电占比,正在使电力的供应也逐渐失去控制。

2021年,我国风电、光伏发电量占全社会用电量的比约为11%左右。根据发改委预测,到2050年,仅光伏发电的占比就会达到约39%。

举一个极端的例子,假如全国的电力结构都以光伏发电为主,由于各地气候条件的变化难以掌控,这导致光伏电站的出力(输出功率)本身就处于不稳定的状态。这种情况下,电网也就无法像控制火电机组那般,控制光伏发电的多寡以匹配当时的用电需求。另外,当夜幕来临,光伏电站停止发电时,全国又将会面临无电可用的困境。

这时候,储能的出现就是自然且必然的。

通过储能系统,可以在绿电发电高峰时,将电力“消化”并储存起来,同时在发电低谷时,释放电力以满足当时的用电需求。也就是说,储能系统实质上起到了在供给侧对绿电的稳定和调控作用。

就像文章开头时提到的农户在安装风机或光伏时一定会配备电池,当整个国家的电力结构开始向绿电倾斜时,对储能系统的需求也日渐迫切。

在光伏、风电等项目如火如荼地开展之时,与储能相关的国家政策也开始密集公布。

从政策定位来看,目前我国的新型储能项目(如电池、氢储能等)尚在商业化初期,2025年将会实现储能从商业化初期向规模化发展转变,直到2030年实现储能全面市场化发展。不难看出,储能从商业化初期到全面市场化将会是一个长期的过程,并非一蹴而就。

电池储能为何成为了行业“明星”?

按技术路径分类,储能系统主要分为化学储能和物理储能两大类。其中,化学储能通过将电能转化为化学能,“消耗”电能并将其储存,主流的技术路径包括电池储能和氢储能,目前资本市场上大热的锂电池、钠电池、钒电池就是化学储能的代表作。物理储能主要包括飞轮储能、电容储能,以及大家耳熟能详的“老一辈储能”抽水蓄能。飞轮储能的工作原理是在电力富裕条件下,由电能驱动飞轮到高速旋转,将电能转变为机械能储存,但储能时间短。抽水蓄能则是用电能将水抽至高处,将电能转变为重力势能储存。按储能系统的作用分类,又主要分为功率型储能与容量储能。功率型储能主要通过瞬时的充电与放电维持时点上电力系统的功率平衡,而容量储能则主要用于平滑峰谷的电力需求。

从知名度来看,电池储能无疑是市场上的“香饽饽”,而从市场占比来看,目前背后的赢家却是抽水蓄能。

据统计,截至2020年,我国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW,其中抽水蓄能占绝对主导地位,达到31.79GW。新型储能中的电化学储能规模位列第二,为3.3GW,在电化学储能技术中,又以锂离子电池的规模最大,累计规模为2.9GW。

不难发现,最“高大上”的电磁储能与氢储能反而在实际应用中默默无闻。

这是因为,绿电行业时刻被一只无形的大手操控,那就是控制成本。只有绿电行业整体的成本和价格行成对火电的绝对优势,才可以被用电市场有效接纳,从而更迅速地实现碳中和。

因此,成本是绿电行业最优先考虑的因素,技术进步亦是为降本服务,储能作为绿电重要的组成部分,自然也不例外。

对储能系统成本的衡量,市场上常常使用全生命周期度电成本(LOCE)这个指标。简单来说,就是把储能系统在其生命周期内发生的所有支出折现(包括购置支出、运维支出等),再除以其生命周期内累计放电量而得来。

储能,新能源的又一个“扛把子”!

据测算,抽水蓄能的度电成本约为0.23- 0.34元/kWh,电池储能约为0.67元/kWh(未来钠电池/钒电池最低有望下探至0.27/0.44元)。而在目前的应用场景下,氢储能的度电成本则达到1元以上,电磁储能还未完全达到商业化应用条件。很明显,抽水蓄能拥有最领先的成本优势,因此也获得了最大的市场份额。

为何电池储能却成为了资本市场的“香饽饽”?

一个重要的原因是,受地理环境的限制,抽水蓄能的增长空间有天花板,长期看无法满足储能庞大的需求。

另一个重要的原因是,抽水蓄能主要应用于容量储能,在功率储能方面尚有欠缺,而电池储能在容量储能与功率储能均有不错的表现。

另外,从初始投资成本(购置支出)的角度来看,建设一个抽水蓄能电站的初始投资成本动辄数亿甚至数十亿,而电池储能却可根据需求灵活安排规模大小,也可以吸引更多的社会资本参与。

因此,应用场景更加灵活、度电成本仅次于抽水蓄能的电池储能,就成为了未来储能的主力。当然,短期内抽水蓄能仍将在储能市场占据重要地位。

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