液流电池储能
1.工作原理
液流电池目前有:全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池、全铁液流电池、多硫化钠溴液流电池、锂离子液流电池、锌镍液流电池等多种技术。
全钒液流电池,是其中最为成熟、最可能实现大规模商业化的技术路线。
全钒液流电池,是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池正、负极活性物质,分别储存在独立的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时,正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时,通过电堆外泵的作用,储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内,以维持离子的浓度,实现对电池的充放电。
钒电池工作原理图
钒液流电池具有有着系统安全性高、寿命长、易扩容、项目建设周期短、选址灵活等优点,是大规模长时储能颇具发展前景技术路线之一。
2.成本分析
全钒液流电池储能系统的初次投资成本,随储能时长的增加而不断降低。
据张华民在《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》一文的分析:当储能时长为1小时的情况下,液流电池储能系统的初次投资成本为7500元/kWh,但当储能时长延长到4小时后全钒液流电池储能系统的总价格为3000元/kWh。可见,全钒液流电池储能系统工作时间越长,单位kWh价格越低。
全钒液流电池的电解液可再生循环使用,其残值较高。从全生命周期成本来看,以储能时长为4小时的钒液流电池储能系统为例,实际成本为1875元/kWh;当储能时长为10小时,实际成本仅为1020元/kWh。
3.产业链
全钒液流电池产业链初步形成,包括上游原材料供应商、中游钒电池集成商、下游EPC及用户等。上游涉及电堆及电解液制备原材料,包含V₂O₅、离子交换膜、电极、双极板等;中游涉及电解液、电堆的制备与电池的制造,其中电解液价值量占比40%~80%、离子交换膜占电堆成本的30%-40%。电池制造与储能系统集成已有大连融科、国润储能、北京普能、上海电气、伟力得等多家全钒液流电池产业龙头企业。
图源:中信证券
4.发展潜力
目前国内已有百兆瓦级全钒液流储能电站投运。
能源电力说统计了2019年至今20个全钒液流储能项目,其中百兆瓦时级以上项目10个。
2022年9月20日,国内首个开工的GWh级全钒液流储能电站开工——察布查尔县25万千瓦/100万千瓦时全钒液流电池储能项目。2022年5月,总建设规模200MW/800MWh的大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期并网投运,项目位于辽宁大连市沙河口区,一期建设规模100MW/400MWh。
压缩空气储能
1.工作原理
压缩空气储能是一种以空气为储能介质的物理储能方式。
工作原理是:当电力过剩时,将空气压缩储存到地下储气洞穴里(洞穴可以是盐穴、报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井、新建储气井等),将电能转化为压缩空气势能。当需要用电时,高压空气经过加热,进入膨胀机,变成常压的空气,在此过程中带动发电机发电,空气压缩势能转化成电能输出。
压缩空气储能工作原理
压缩空气储能,具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点,有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。
2.成本分析
从目前已建成和在建的项目来看,10兆瓦的系统效率可达60%以上,百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%,先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。造价成本上,根据中国科学院热物理研究所公开数据,100MW的压缩空气储能,初建成本在4000-5000元/kW,1000元/kWh,度电成本在0.15-0.25元之间。
3.产业链
压缩空气储能的产业链,上游为设备、资源供应,核心核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等,此外还需要储气盐穴资源等;中游为技术提供与项目建设;下游为电网系统,压缩空气储能电站接入电网系统,服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门,起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。
压缩空气储能产业链
图源:天风证券
4.发展潜力
据CNESA数据,截至2022年9月底,中国已投运压缩空气储能在新型储能中的占比是2.9%,装机规模约193.24MW。
效率的提升以及成本的下降,是压缩空气储能商业化发展的基础。
能源电力说根据公开数据,不完全统计了山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个,多为推进中项目;其中25个有公开规模数据,这25个项目合计规模已超8.2GW;压缩空气储能颇有蓄势待发的发展势头,相信2023将是大功率压缩空气储能项目快速上马的一年。