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大规模

摘要:

当前世界面临资源紧缺、气候变化、环境污染、能源贫困等一系列重大挑战,根源是人类对化石能源的大量消耗和严重依赖。应对这些挑战,关键是推动能源生产侧和消费侧的变革与转型。全球能源互联网是清洁主导、电为中心、互联互通、共建共享的现代能源体系,为清洁能源在全球范围大规模开发、输送、使用搭建平台,推动以清洁化、电气化、网络化为特征的全球能源转型。为加快推动全球能源互联网的构建,全球能源互联网发展合作组织对储能等关键技术开展了深入研究。

对电力系统而言,储能的功能就是直接或间接地提供调节能力,消除电力供应和需求之间的差异,保证系统灵活性。在传统电力系统中,化石能源、水能、核能等一次能源都是有形实体,易于存储,储能主要配置在一次能源侧,如煤场、油罐、水库等。发电机组依托这些储能设施为系统提供调节能力,功率调节能力为最大负荷的60%~70%,能量调节能力为全年用电量的3%~5%。然而,随着能源清洁转型不断深入,风电、光伏等波动新能源发电装机占比不断提高,常规调节能力逐步减少,需要引入新型储能作为调节能力来源,电储能将成为高比例清洁能源系统中重要的储能形式,在电力系统发、输、配、用各环节可广泛应用。在电源侧,可以平滑新能源出力波动,调频、调峰;在电网侧,主要用于提供系统备用,缓解输变电设备阻塞;在用户侧,可用于提高电能质量,参与需求侧响应。

储能的技术类型众多,各有优势也各存缺陷。按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电化学储能、电磁储能、化学储能和储热等。不同类型储能技术的原理不同,技术经济特性各异,在电力系统中的应用情况也有明显区别。

机械储能方面,抽水蓄能技术成熟,使用寿命长(超过50年),转换效率较高(约75%),装机规模可达吉瓦级,持续放电时间一般为6~12h,但选址要求高且建设周期长,功率成本为700~900美元/kW。传统的压缩空气储能技术成熟,使用寿命长(30年),但转换效率低(约50%),功率成本900~1500美元/kW;依托地下天然洞穴储气,储能规模可达数十小时,但选址要求较高;利用储罐储气的新型压缩空气储能选址较为灵活,但仍处于试验示范阶段。飞轮储能具有功率密度高(5kW/kg)、设备体积小、转换效率高(超过90%)的特点,但持续放电时间短(分钟级),是典型的功率型储能技术,其能量成本为1.5万~1.8万美元/kWh。近年来,由于机械储能原理简单可靠,不少机构开始探索混凝土块等新型固体重力储能。

电化学储能方面,锂离子电池能量密度高,转换效率高(90%~95%),但循环寿命(约4000次)仍有待提高,且存在消防安全隐患,能量成本300~400美元/kWh。铅电池安全可靠,但能量密度低,循环次数(1000~2000次)和使用寿命(3~5年)有限,能量成本100~250美元/kWh。液流电池原理安全可靠,循环次数可达近万次,且电解液可回收再利用,但能量密度偏低、占地大,转化效率较低(约70%),能量成本500~550美元/kWh。钠硫电池性能与锂离子电池接近,原材料来源广泛,但对工艺要求极高,且运行温度约300°C,存在安全隐患,能量成本400~450美元/kWh。近年来,科研机构和技术厂商不断探寻新材料、新体系的电化学电池技术,主要包括锂硫电池、钠离子电池、液态金属电池、各类金属空气电池等,力求获得储能密度大、安全性好、原材料易得和循环寿命长的新型电池。

电磁储能方面,超级电容的功率密度高(7~10kW/kg),循环次数多(10万次),但单体容量小,持续放电时间短(秒级),是典型的功率型储能技术,功率成本7~10美元/kW。超导磁储能具有极高的功率密度和响应速度,但持续放电时间也极短(秒级),对辅助设备要求严格,基本处于试验研发和示范阶段,功率成本超过1000美元/kW。

热储能方面,可分为显热储热、潜热(相变)储热、化学储热等多种形式,其中显热储热技术最成熟,具有成本低、寿命长、规模易扩展等优点。熔融盐是当前高温储热的首选材料,储热密度150kWh/m3,储热效率约90%,能量成本25~40美元/kWh。

化学储能方面,利用电能将低能物质转化为高能物质进行存储,目前常见的化学储能主要包括氢储能和合成燃料(甲烷、甲醇等)储能。其中氢储能是利用电解水制氢,将电能以氢的形式进行存储,容易实现大规模的储能,但缺点是电—氢—电全过程转换效率低(约40%),全系统的功率成本2000~3000美元/kW,能量成本20~30美元/kWh。近年来,一些国家开始示范利用电制合成气(甲烷)进行储能并减少碳排放,但目前成本较高(约1.5美元/m3),电—甲烷—电的转换效率低(约25%)。

抽水蓄能仍是应用最广泛的成熟储能技术,近年来电化学储能发展的速度加快。截至2018年年底,全球储能总装机规模约180GW,其中94%为抽水蓄能;电化学储能(主要为锂离子电池)和熔融盐储热紧随其后,占比分别为3.7%和1.5%。2018年全球新增电化学储能装机容量3.7GW,占全部新增储能的67%,同比增长约126%,近十年年均增长率超过40%。

结合储能技术特点,开展匹配度分析,针对不同应用场景选择合适的新型储能技术。超短时间尺度(秒级)应用场景包括提高电能质量、一次调频、平滑新能源出力、无功支撑等,对储能的响应速度、效率、循环寿命要求较高,对功率等级、持续放电时长要求较低。短时间尺度(小时级)应用场景包括跟踪出力计划、二次调频、日内削峰填谷、提供系统备用等,需要频繁地转换充放电状态,对储能的功率等级、循环寿命要求较高,对响应时间要求较低。长时间尺度(数周至月级)应用场景包括季节性需求侧响应、调峰等,需要储能的功率和容量能够分别实现,具有存储容量大、成本随容量增长不明显、转化效率较高等特点,对响应时间、循环寿命要求较低。根据不同储能技术特点和不同应用场景需求,本报告从技术水平、安全性、经济性三个维度,建立了持续放电时间、效率、响应时间、成本等包含十项指标的综合评价模型,开展了储能技术与应用场景的匹配度分析。研究表明,超级电容、飞轮、锂离子电池等适用于超短时应用场景;短时储能适合采用抽水蓄能、压缩空气储能、电化学电池等。长期储能适合采用氢储能、洞穴式压缩空气储能等。

采用根据应用场景配置储能并累加的方法,难以准确分析系统级的储能需求。根据不同应用场景来配置储能,是一种局部的、微观的分析方法,在实际应用中,同一储能设备一般同时承担多种功能,满足多种需求,例如在风电场配置锂离子电池储能,既可以平滑出力波动,也可以为系统提供日内调峰能力。针对每种应用场景逐一计算并采用直接累加的方法,预计2050年全球能源互联网对储能的功率总需求将高达8~12TW,高估全系统的储能总需求。

量化分析全系统储能的需求,应将储能作为一种调节性资源纳入电源规划进行统筹优化。本报告兼顾储能技术特点和场景需求,建立了短时和长期两种储能模型,将储能规划嵌入电源规划的混合整数优化问题中统一求解,优化结果能够量化分析特定的电力系统需要什么储能、多少储能和可接受的储能成本等重要问题。以全球能源互联网规划研究成果为基础条件,结合各类电源发电成本的变化趋势,考虑不同地区风、光资源特性和用电负荷特性,以综合度电成本最低为目标,统筹优化分析各大洲电力系统对储能的总体需求。根据测算,2050年的全球储能需求将达到4.1TW,其中短时储能约3.5TW,主要配置在调频、日内调峰、应急备用、缓解阻塞、提高电能质量等应用场景,提供功率调节能力,约占全部储能装机容量的92%,储电量仅占5%左右;长期储能约0.6TW,主要配置在季节性调峰和长期需求侧响应等场景,提供能量调节能力,功率仅占8%,储电量约占95%。

储能技术不断成熟,成本按照预期目标持续下降,才能保证用能成本随着新能源渗透率的提高而下降,从而推动能源系统清洁转型不断深入。在预测各类能源,特别是风、光等新能源发电成本变化趋势条件下,以系统综合用电成本不上升为目标,根据量化模型测算,2035年前,短时储能成本需降至200美元/kWh以下,长期储能成本降至10美元/kWh以下;2050年前,短时储能能量成本降至120美元/kWh以下,长期储能成本降至7美元/kWh以下。

为实现上述经济性目标,储能本体技术发展需要明确定位、提升性能、降低成本,制订切实可行的研发规划。储能本体技术将继续以提升转换效率、安全性、寿命等技术指标,降低设备成本为发展方向。

机械储能。抽水蓄能将向高水头、高转速、大容量方向发展,探索海水抽蓄等新型技术。2035年前,抽水蓄能效率达到80%,功率成本为750~950美元/kW。压缩空气储能研发重点是改进核心器件,优化系统设计,研发新型储气技术与设备,实现设备模块化与规模化。2050年前,系统效率达到70%,洞穴式压缩空气储能成本降至5~7美元/kWh。飞轮储能进一步提升系统功率密度,提高关键机械部件的性能,优化系统结构设计,提升系统安全可靠性。2050年前,功率密度提升至20kW/kg,实现兆瓦级高性能飞轮系统的商业化。电化学储能。锂离子电池方面,研究基于全固态电解质的新型锂离子电池体系、成本更加低廉的非锂系电化学电池、复合锂负极等超高循环寿命的新型锂离子电池,实现电池的安全性、循环次数和能量密度明显提高。2050年前,循环次数提升至1万~1.2万次,成本降至70~100美元/kWh,有望成为最主要的短时储能技术。铅炭电池方面,发挥其成本优势,成为锂离子电池大规模应用前的过渡产品或有益补充。预计2035年前,循环次数提升至5000~6000次,系统成本降至100~150美元/kWh。液流电池方面,需要提升其转化效率并降低成本,重点研发交换膜、电极等关键部件材料,提升工艺水平、优化系统结构并研发锌基等新体系的液流电池。2050年前,效率提升至85%,成本低于250美元/kWh。

电磁储能。超级电容需要开发高性能电极,研发新型电解质材料,进一步提高能量密度及经济性。2050年前,功率密度提升至100kW/kg,成本降低至50美元/kW以下。

化学储能。氢储能将成为发展重点,关键是提高制氢、用氢环节的效率,提升储氢、输氢环节的能量密度,研发高温固体氧化物电堆等关键设备及材料,研发新型储、输氢技术。2050年前,高温固体氧化物电堆制氢成为主流,实现有机液体和金属储氢等技术实用化,高效率、低成本燃料电池获得广泛应用,电—氢—电转换效率接近60%,成本降至3~4美元/kWh,氢储能有望成为最有潜力的长期储能技术。

储能系统的集成技术、规划技术、运行控制技术以及评价与标准方面,需要围绕大规模、多场景、标准化等需求,不断提升精细化水平和安全可靠性。集成技术方面,重点研发电池储能系统通用化模块与系统设计方法,动力电池梯次利用技术,不同类型储能联合系统的设计与集成技术等。规划技术方面,研究储能与新能源统筹规划、在电网中的广域优化布局方法,研究跨能源品种的广义储能需求评估和优化配置方法等。运行控制技术方面,研究储能与新能源的协调运行控制技术,储能的多时间尺度、多目标协调控制技术,电动汽车等分布式储能的聚合策略和高效协同控制技术等。评价与标准方面,建立包括各种储能技术,储能设备及试验,储能电站设计、施工及验收,并网及检测,运行与维护五大方面的标准体系,全方位支撑新型储能的大规模应用。

未来高比例清洁能源系统中,众多储能设备从配置环节、时间尺度、应用场景等不同维度共同构成一个完整的储能体系,满足系统各种调节需求。储能的配置与能源清洁转型的程度密切相关,储能体系伴随着能源系统的清洁化转型发展而不断演化。在当前新能源渗透率水平(10%左右)下,充分利用水电(包括抽水蓄能)的调节能力,开展部分火电机组灵活性改造就可以满足运行要求,大规模应用新型储能的需求并不迫切。2035年,需要在发电侧配置更多的短时储能平抑新能源的随机性和波动性,如风光储工程、光热电站、多能互补项目等;在用户侧,以电动汽车V2G为代表的虚拟短时储能将在体系中发挥越来越重要的作用。2050年前,需要更大规模的储能作为灵活性资源,全系统的储能功率将达到最大负荷的30%~40%,长期储能提供的季节性能量调节作用越来越显著,储电量将达到系统年用电量的0.5%~2%。为实现100%清洁能源系统转型,需要依托电制燃料等化学储能技术,实现多种能源系统的互联,将分散于不同系统内的存储能力进行整合和优化,实现跨能源品种的“广义储能”。

储能技术的大规模应用,能够有效降低清洁用电成本,推动能源清洁转型,同时促进基础科学、应用科学和工程技术发展,带动制造业整体升级。预计到2050年,清洁能源的大规模开发利用将为全球带来约4.1TW、500TWh的储能需求,相对于不采用储能的情景,储能的大规模应用将减少风电、光伏装机容量37.3TW,每年减少弃风、弃光86PWh,全球平均综合度电成本降低3美分,为顺利实现能源清洁转型奠定坚实基础。同时,储能的市场规模达到2.8万亿美元,将有效促进理论物理、力学、热物理、化学、材料科学、机械工程、冶金工程、电气工程等众多学科的进步与融合发展,有力带动上下游的采矿、冶金、制造、电力、自动化、化工、交通等各行业的优化、整合和技术进步。