储能技术的现状、趋势及对上海储能发展的建议

廖强强, 陈建宏, 师雅斐, 张启超, 李新周

(上海电力大学 上海市电力材料防护与新材料重点实验室,上海电力能源转换工程技术研究中心, 上海 200090)

可持续发展和节能减排的要求迫使人类对传统石化能源的需求逐渐向可再生能源转变[1]。为了适应这一变化,传统的刚性电网将越来越多地转变为带有柔性需求的智能电网。随着可再生能源和分布式发电的兴起,电网的柔性越来越重要[2]。如果没有更柔性的系统来缓冲大量的波动性的可再生能源,未来智能电网的电力平衡将会受到极大的挑战。

柔性要求在电力需求上升时(比如晚上)或者可再生能源波动时(比如阴天或无风日),系统能提供更多的备用电能,可以通过长距离高压输电(联网)接入不同地区、时区的电源来实现;更多的是通过储能装置来实现[3]。

储能分为分布式储能和电网级储能。分布式储能系统是分布式能源系统的一部分,具有分散化、模块化和灵活化的特点,靠近用户侧,容量一般不大于10 MW。电网级储能一般是10 MW及以上的储能电站,更趋向于集中式,服务于发电侧或者电网侧。储能系统是具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种作用的特殊电源,运行灵活,反应快捷,对确保电网安全、稳定和经济运行具有重要作用[4]。

1 储能技术的特点

储能技术是通过装置或物理介质将能量储存起来以便以后需要时利用的技术。储能技术主要分为储电和储热两大类。在储电方面的储能方式又分为机械储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电化学储能(铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、氧化还原液流电池、钠硫电池等)和电磁储能(超级电容器储能和超导电磁储能等)3类。不同的储能技术具有不同的特点,适用的应用场景也不尽相同。表1为不同类型储能技术的特点及应用场景。表2列出了主要储能电池的性能指标。

表1 不同类型储能技术的特点及应用场景

表2 主要储能电池的性能指标比较

2 国内外储能技术的发展现状

伴随着电力工业的发展,储能的应用越来越普遍,不过主要还是集中在抽水蓄能。世界上第一座抽水蓄能电站是1879年建成的瑞士勒顿抽水蓄能电站;最大的在运抽水蓄能电站是1985年投产的美国巴斯康蒂抽水蓄能电站,容量为3 003 MW。第一座投入商业运行的压缩空气储能电站是1978年投运的德国Huntorf电站,发电输出功率为290 MW,可连续发电2 h;最大压缩空气储能电站为美国的Norton 电站,容量为2 700 MW。2009年西班牙Andasol槽式光热发电成为全球首个配置熔盐储热系统商业化运行的150 MW光热电站,配置7.5 h熔盐储能设施。世界最大规模的20 MW飞轮储能项目于2011年在美国纽约投运,调频是飞轮储能系统在电网中最主要的应用领域。在电化学储能领域,钠硫电池累计装机容量为530 MW,约合3 700 MWh,最大的钠硫电池储能电站于2017年在日本九州电力公司投运,容量为50 MW/300 MWh;最大的氧化还原钒液流电池储能电站位于日本北海道,容量为15 MW/60 MWh;最大的铅炭电池储能电站位于美国德克萨斯州,容量为36 MW/9 MWh;最大的铅炭电池储能系统是江苏的中能硅业储能电站,容量为1.5 MW/12 MWh;国外最大的锂离子电池储能电站是特斯拉为澳大利亚建造的霍恩斯代尔储能系统,容量为100 MW/129 MWh。国内最大的电化学储能电站为江苏镇江101 MW/202 MWh电网储能电站,于2018年7月正式并网投运。

根据中关村储能产业技术联盟《储能产业研究白皮书2018》中统计的数据[5],截至2017年底全球各类储能项目累计投运装机规模如表3所示。

表3 全球各类储能项目累计投运装机规模

由表3可知,截至2017年底,全球投运储能项目累计总装机规模达到175.5 GW。2017年新增装机规模6.7 GW,同比增加3.9%。其中,抽水蓄能的累计装机规模依旧比重最大,为96%,占据了绝大部分的市场份额。但从长远来看,抽水蓄能电站的开发受到地理条件和资源条件的限制,增速缓慢。熔融盐储热的累计装机规模位列第3,占比1.5%;电化学储能由于能量密度大,能量转换效率高,可模块化设计安装,建设周期短等优势,所以呈现快速增长趋势[6-7]。截至2017年底,电化学储能项目累计装机位列第2,比2016年排位靠前一位,规模为2 926.6 MW,占比1.7%,2017年新增装机规模914.1 MW,同比增加23%。

在各类电化学储能技术中,锂离子电池的累计装机为2 213.0 MW,占比最大,为75.6%,占据着电化学储能市场的绝对主导地位。这主要受益于电动汽车的快速发展所带来的锂离子电池成本的大幅降低和技术性能的不断提升,推动了锂离子电池在全球范围内储能的规模化应用。钠硫电池、铅蓄电池(包括铅酸和铅炭电池)以及液流电池的应用规模则相对较小,与锂离子电池的规模化应用具有较大的差距。

储能服务于电网主要有3种功能:削峰填谷[8]、可再生能源协同发电[9]、电网辅助服务[10]。其中,电网辅助服务是最可能率先实现储能商业化应用的领域。截至2017年底,全球范围内辅助服务领域的累计装机容量最大,为1 005.7 MW,占所有电化学储能项目的34%。例如,2017年英国、德国等欧洲国家在调频服务领域安装了大量的电化学储能电站。除此以外,随着可再生能源发电比例的提高,储能在集中式可再生能源并网领域的装机容量也在持续增加。截至2017年底,储能用于可再生能源并网发电项目中的累计装机容量达到820.8 MW,占全球累计电化学储能规模的28%。

3 储能技术的发展趋势

根据美国研究机构Navigant Research的预测,到2025年,分布式和电网级储能市场的装机规模将超过28.6 GW,市值将达到295亿美元。在电网级储能市场应用方面,2016—2025年全球电网级先进电池储能容量将从1.4 GWh增长到42.7 GWh,利润将从2.319亿美元增长到36亿美元。全球主要国家电网级储能规模预测如图1所示。由图1可知,预计到2025年,中国、美国、印度、日本和英国都将成为电网级规模相对较大的国家。

对于全球分布式储能市场,到2025年全球户用储能市场规模将达到130亿美元。全球各国储能市场中,德国和澳大利亚是目前户用储能应用最广泛的国家。到2020年,这两个国家的户用储能规模仍将占据其储能总装机规模的50%以上。

图1 全球主要国家电网级储能规模预测

目前我国应用的储能技术主要分为3类:一是以抽水蓄能和压缩空气储能为主的机械储能;二是以熔融盐为主的储热技术;三是电化学储能。根据规划和预测,到2020年,我国储能技术总装机规模将达到44 GW。其中:抽水蓄能的累计装机规模将达到40 GW;压缩空气储能规模将达到0.148 GW;熔融盐储热装机规模有望达到1.8 GW;电化学储能累计装机规模将达到2 GW。

4 上海储能技术的发展现状

相比于抽水蓄能,电化学储能虽然电站规模不大,但目前是增速最快、发展最为迅速的一种储能方式。上海地区建成的较大的储能示范项目为崇明东滩风储联合发电示范工程,规模为2 MW/2 MWh,主要用于平滑风电输出功率。另外还有漕溪站锂电池储能示范工程和前卫站全钒液流电池储能示范工程等。上海地区不同类型电化学储能应用情况如表4所示。

表4 上海市不同类型电化学储能应用情况

5 上海储能技术的发展建议

为了满足节能减排的要求,近年来上海能源消费结构和生产结构发生了很大的变化,市外来电的比例大幅增加,占40%左右,其中市外清洁电力(水电)的增加缓解了上海的碳排放压力。上海地区用电体量很大,新能源占比相对较小,多以分布式、自发自用式为主,因此上海地区新能源基本没有消纳问题。上海以消纳四川、云南、三峡的水电为主。随着西南水电大规模馈入上海,上海电网调峰压力持续增加,2009—2017年上海地区最大峰谷差趋势如图2所示。针对上海电网低谷调峰矛盾凸显这一问题,除大规模调停本地机组及增加旋转备用之外,上海电网不得已采用低谷电量置换等方式努力解决低谷调峰问题。针对上海的电网矛盾,上海地区的储能布局除了一方面在自发自用的分布式发电中配置分布式储能系统以外,更重要的是要通过储能来解决本地火电机组调停频繁、发电小时不足的问题,以及大规模外来电馈入所造成的上海电网调峰压力增大问题。具体的发展建议如下。

图2 2009—2017年上海地区最大峰谷差趋势

一是针对上海地区火电机组调停频繁、城市电网峰谷差较大以及崇明可再生能源占比高的问题,应建设大规模的100 MW级的电池储能电站。针对中国(上海)自由贸易试验区、虹桥商务区、上海迪士尼乐园、临港地区等工业园区的多能互补和智慧用电问题,建设MW级或10 MW级的分布式电池储能系统非常必要。

大规模的电网级储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池储能、钠硫电池储能、全钒液流电池储能。上海地区一马平川,抽水蓄能基本不可能,只能依赖于长三角其他地区的支援,如浙江天荒坪抽水蓄能电站。压缩空气所需要的岩洞或者放置储气罐所需要的大面积场地,寸土寸金的上海也不具备。因此,不受地理条件限制的电化学储能技术更适合上海的实际情况。锂离子电池能量密度较高,工作条件较温和,通过模块化设计可组装成容量较小(MW级或kW级)的分布式储能系统或者容量更高(10 MW级及以上)的电网级储能电站。目前锂离子电池储能技术已经比较成熟,其系统成本大幅下降,上海地区具备该项技术的企业也较多。钠硫电池能量密度高,但需要在超过300 ℃的高温下运行,适合于地面较为开阔的场所,一般设计成MW级的分布式储能系统或者10 MW级及以上的电网级储能电站。目前上海电气钠硫储能技术有限公司掌握了该项技术,研发出世界最大的钠硫电池,贯通年产2 MW中试线,并且已经在崇明岛建成了MWh级的钠硫电池储能电站。全钒液流电池的循环寿命长,但能量密度较低,所以大容量的全钒液流电池储能电站的储液罐占地也较大,适合于地面较为开阔的场所,一般设计成MW级的分布式储能系统或者10 MW级及以上的电网级储能电站。铅炭电池由于成本较低,在浅充放电条件下具有较长的循环寿命,但能量密度低,一般设计成kW级或MW级的分布式储能系统。

二是针对共享电动汽车和电动物流车数量激增的情况,鼓励拥有电动汽车的企业拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用,开展电动汽车智能充放电业务(V2G)以及退役动力电池的梯次利用。

上海作为国际电动汽车示范城市,电动汽车保有量已经超过24万辆,成为全球新能源汽车保有量最大的城市。上海国际汽车城(集团)有限公司创立的电动汽车分时租赁品牌EVCARD在全国规模最大,目前有4万多辆电动汽车。按每辆车电池容量20 kWh计算,4万辆车总的储能规模达到800 MWh。由于这些车是由一家公司拥有,方便集中管理和调度,非常适合工业园区或商务楼宇以V2G形式削峰填谷。另外,大量的电动汽车退役电池也是一笔可观的固定资产,企业可以对退役电池的梯次利用实现规模化生产和经营。拥有电动汽车的企业可以通过增加电动汽车电池的电网储能属性以及延长其使用寿命来获取额外的经济收益。

三是应建立以调频、调峰、容量备用、平滑可再生能源功率波动等辅助服务为主的容量电价机制。

目前我国的峰谷电价差还比较小,储能成本仍然偏高,通过削峰填谷实现能量套现的收益还不能覆盖储能成本。储能的更大价值是对功率需求的满足,其次才是能量需求的满足,储能的更大贡献应体现在对电网运行的稳定上,无论是大电网还是微电网。由于欧美国家的电力市场化充分,制定了详细的电力市场辅助服务价格,因此欧美国家储能在容量备用、调频调峰和平滑可再生能源功率波动等辅助服务市场已经体现出较好的商业价值。如欧洲的一级调频市场的市场价格在2 500欧元/(MW·周)左右,电池储能参与一级调频市场是有商业价值的。我国的天荒坪抽水蓄能电站,其主要收益也是来自于470元/(kW·a)的容量电价。因此,电池储能电价机制的设计应更多考虑以辅助服务为主的容量电价,其次才是电度电价。

四是通过合同能源管理的商业模式来保证储能收益。

储能设备具有既是负荷(充电)又是电源(放电)的双重身份,是电能的蓄水池,在电网中具有不可替代的重要作用。电池储能的优势在于响应速度快、控制精准。然而,由于维护的专业性等因素会显著影响电池本身的性能,在储能电价还没出台的情况下,比较合适的商业模式可能是业主提供场地,由储能集成商或电池生产商安装和维护储能系统,并与业主签订能源管理合同,通过储能获取的收益由双方分成。

五是将负瓦特交易、低碳交易引入储能市场,将储能的社会价值转化为经济价值。

电力用户端分布广泛且用电不均、随机性强、管理难度大,造成供电与用电常常不匹配,用电高峰集中时电力供应严重不足,而低谷时却浪费严重。随着物联和互联技术的成熟,通过电力需求侧响应管理,采取节能措施而节约下的电力可以另作他用,这种节约下来的电力被称为负瓦特。在自然资源有限的情况下,这是最为廉价、清洁的能源方案。储能设备不仅可以放电,提供调频、调峰和旋转备用等服务,还可以作为负荷,提供电网所需要的负瓦特。2017年日本负瓦特交易市场开始运营。另外,储能在优化能源系统、降低用电成本的同时,还将大幅减低碳排放。将负瓦特交易、碳排放引入储能市场,将储能的社会价值转化为经济价值。

6 结 语

可再生能源发电的间歇性和分布式负载用电的随机性迫切需要具有缓冲作用的储能系统来保证电网的安全稳定运行。尽管抽水蓄能占据了绝大部分的储能市场份额，但是电化学储能由于能量密度大、能量转换效率高、可模块化设计安装、建设周期短等优势，呈现快速增长趋势。在各种储能服务当中，电网辅助服务是最可能率先实现储能商业化应用的领域，其次是可再生能源-储能协同发电。上海作为特大型城市，其电网具有以西南水电为主的市外来电比例大、用电峰谷差大等特点，采用大规模的电化学储能电站可以大幅减少本地火电机组频繁调停,有效消纳低谷时段市外来电,缩小电网峰谷差，提高清洁电力的生产和消费水平，促进特大型城市的节能减排。