編者按:目前,以鋰離子電池和鉛炭電池為主,輔之以壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超級電容、液流電池等技術(shù)路線,不同的儲能技術(shù)路線已經(jīng)基本能滿足不同應用場景的需求。
鋰電池儲電站的成本比鉛酸電池高出一倍,但這并不是拋棄鋰電池的理由。不同應用場合對儲能功率和容量要求不同,各種儲能技術(shù)都有其適宜的應用領域。
7月18日,我國首個10萬千瓦級電池儲能電站在江蘇鎮(zhèn)江正式并網(wǎng)投入運營,開啟了我國大型電池儲能電站商業(yè)化運行的新階段。
而據(jù)美國麻省理工學院《技術(shù)評論》雜志最新的報道,盡管鋰離子電池的成本在過去十年里急劇下降,但仍然太高,不足以覆蓋更長的使用時間,使可再生能源成為電網(wǎng)的主要能源。
“雖然鋰電池儲電站的成本比鉛酸電池高出一倍,但這并不是拋棄鋰電池的理由。”中國電池工業(yè)協(xié)會副理事長王敬忠告訴《中國科學報》記者,不同各種應用場合對儲能功率和儲能容量要求不同,各種儲能技術(shù)都有其適宜的應用領域。
全國電力儲能標準化技術(shù)委員會秘書長來小康也認為,我國的新型鋰離子電池已經(jīng)滿足商業(yè)運行所要求的耐高溫、不爆炸等安全需求,這都為開啟大規(guī)模電池儲能電站建設,提供了技術(shù)支撐。而且,預計未來鋰電池成本將降低到每度0.25元。
只是“弱替代品”
可再生能源技術(shù)發(fā)展取得了長足的進步,使太陽能和風能發(fā)電在價格上能夠與化石燃料競爭,但卻始終因發(fā)電間歇性而不穩(wěn)定。剝離自美國麻省理工學院的新能源存儲公司Form energy首席執(zhí)行官泰德·威利表示:“如果想用可再生能源為世界提供動力,我們就需要找到一種方法來克服這種可變性。”
這就要用到電池儲存多余能量,以彌補供應的變化。根據(jù)麻省理工學院和阿貢國家實驗室研究人員2016年的一項分析,今天的電池存儲技術(shù)在微小型化應用上效果最好,可替代規(guī)模較小的“峰值”發(fā)電廠——這些發(fā)電廠常以天然氣為燃料提供非常態(tài)運營——只在價格合適和需求高的時候迅速開火。
但是,除了代替小型“峰值”發(fā)電廠,電池遇到了真正的瓶頸。2016年研究者發(fā)現(xiàn),當大量電池存儲添加到電網(wǎng)中時,回報會急劇下降。他們的結(jié)論是,將電池存儲與可再生電廠耦合,是大型、靈活的煤炭或天然氣聯(lián)合循環(huán)電廠的“弱替代品”,鋰離子技術(shù)不僅對于傳統(tǒng)能源而言過于昂貴,而且電池壽命有限意味著它不適合在長時間內(nèi)填補風能和太陽能發(fā)電的空白。
對此,王敬忠并不贊同,“電池儲電站的壽命取決于其循環(huán)次數(shù),磷酸鐵鋰電池循環(huán)次數(shù)在2000次以上,使用近10年都沒有問題。而且,相較于鎳氫電池、鎳鎘電池,鋰電池的自放電量很小,是可以長時間儲存電力的”。
除循環(huán)次數(shù)以外,外部條件會影響鋰電池的使用壽命。零下20℃的環(huán)境,鋰電池基本不能發(fā)揮作用,濕度高的話對電池的壽命和安全有影響。
對此,王敬忠說:“只要環(huán)境合適,鋰電池儲電站的使用壽命和安全性是有保障的。”
他補充道,從成本上來看,鋰電池儲能系統(tǒng)的一次性投入確實比鉛酸電池高出許多,但鋰電池具有能量密度高、體積小、額定電壓高等特點,并且鋰離子電池技術(shù)進步快、產(chǎn)業(yè)基礎較好,其正逐步向分散儲能及規(guī)模儲能領域滲透。
示范項目探索商業(yè)模式
從今年6月以來,河南、江蘇、福建、廣東、青海、內(nèi)蒙古等多地不斷有電網(wǎng)儲能招標、開工、并網(wǎng)等消息傳來,表明我國的儲能市場正在不斷擴大。6月初,河南電網(wǎng)100MW電池儲能示范工程第一次招標,力神電池、南都電源等鋰電池企業(yè)投標;7月中旬,力信能源參與承建江蘇鎮(zhèn)江東部儲能電站項目中的北山及五峰山儲能電站項目,其中北山儲能電站被國網(wǎng)江蘇電力列為示范項目。
事實上,上述項目只是今年“儲能熱”中的一部分。在這些新增項目中,配套儲能系統(tǒng)的均為鋰電池,鋰電池儲電站的眾多示范應用,就是在不斷探索儲能在集中式可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)應用的商業(yè)模式。
目前有經(jīng)濟價值的項目在于小型用戶側(cè)的應用。中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟給記者提供的資料顯示,工商業(yè)用戶安裝儲能系統(tǒng),在峰谷電價差較大的地區(qū),可以為其節(jié)省容量電費;在容量電費的核定規(guī)則比較靈活的地區(qū),也可以為用戶節(jié)省容量電費。由于江蘇省是峰谷電價差較大,且可以靈活核定容量電費的試點地區(qū),鋰電儲能用戶側(cè)項目落地較多,在峰谷電價差不低于0.75元/度電的前提下,這類項目的靜態(tài)投資回收期一般在7~9年。
“相對于收益來講,鋰電池儲能電站的成本還是比較高的。”中國能源研究會儲能專委會高級研究經(jīng)理岳芬告訴《中國科學報》記者,“江蘇也在評估是否給予電網(wǎng)側(cè)儲能項目一定的激勵政策,作為其支撐夏季高峰電力需求的補償,但具體是否會這樣操作尚未公布”。
多項儲能技術(shù)仍在探索
有數(shù)據(jù)表示,到2025年,鋰離子電池仍繼續(xù)占據(jù)主導地位,占全球電力電池儲能部署的80%。
“大規(guī)模部署鋰離子電池儲能系統(tǒng)(也有難點),除了成本瓶頸,最重要的是市場機制和激勵政策的缺失。沒有電力市場和激勵政策,儲能不能從多渠道獲得收益,在成本較高的情況下,投資回收期長。”岳芬表示。
事實上,儲能的技術(shù)路線并不單一。我國正在積極發(fā)展多種儲能技術(shù),2050年我國總裝機容量將達到500億千瓦(KW),按照規(guī)模調(diào)整供需平衡,儲能的容量將達到4億KW。我國規(guī)劃到2050年建造1.6億KW抽水儲能裝機容量,遠遠不能滿足儲能的需要。“目前,以鋰離子電池和鉛炭電池為主,輔之以壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超級電容、液流電池等技術(shù)路線,不同的儲能技術(shù)路線已經(jīng)基本能滿足不同應用場景的需求。”岳芬說。
“液流和鋰電池,還有其他電池的儲能技術(shù)都處在商業(yè)化探索轉(zhuǎn)化的階段,其實并不是初級、實驗室的概念。”北京普能世紀科技有限公司總裁黃綿延表示,“全釩氧化還原液流電池就具有安全性、長壽性、可循環(huán)性,以及功率模塊、電容量模塊可獨立配置等特點。”
中科院大連化物所與大連融科儲能技術(shù)發(fā)展有限公司聯(lián)合,采用全釩液流電池實施了多項“光—儲”“風—光—儲”應用示范工程,推動我國自主知識產(chǎn)權(quán)的液流電池技術(shù)進入產(chǎn)業(yè)化初級階段。
不過,黃綿延也表示,釩電池的發(fā)展瓶頸在于技術(shù)成本比較高,“這一塊的成本很大程度是釩電解液。我們結(jié)合中國豐富的釩資源和在釩的生產(chǎn)領域具有絕對性優(yōu)勢的企業(yè)一起合作,推出釩電解液的租賃模式和釩電解液的回購方式,試圖把整個系統(tǒng)的使用成本和度電成本降下來”。
原標題:電池儲能電站不能沒有“鋰” 示范項目探索商業(yè)模式