电化学与蓄热储能技术在可再生能源领域的应用

文_唐宪友 张继 王强 中国广核新能源控股有限公司

1 电化学与蓄热储能发展情况

电化学储能种类较多，以锂离子电化学储能为例，其简称锂离子电池，结构主要有正电极、负电极、隔膜、电解质、外壳等，锂离子电池作为电化学储能技术种类繁多，目前主流的有磷酸铁锂电池和三元锂电池。

当前，国内外蓄热储热技术发展十分迅速，以显热蓄热技术为例，该技术成熟度高，系统相对简单、成本较低，目前已大规模应用于光热发电和建筑等领域，但其系统储能密度较低、占地较大，后续将着重开展显热蓄热整体系统的优化策略等技术攻关。

在显热蓄热储热中，熔融盐具有较高的熔点、工作温度范围宽、成本低、密度大、热稳定性好与多数金属兼容性好，被认为是目前最为理想的高温显热储热材料。从熔融盐储热材料体系上来说，目前主要包括硝酸盐类、碳酸盐、氯化盐等。在实际应用时，为降低系统的凝固点，经常使用的是混合熔盐，大部分都是二元或三元盐。混合熔盐不受组分和比例的限制，在研究其结构和物性特征时，共晶盐是优先被选用的。

2 电化学与蓄热储能应用情况

根据使用场景储能在可再生能源领域的应用可以分为发电侧、输电侧以及用户侧。电化学储能因其应用灵活，目前在三个场景均有应用。发电侧，新疆自治区首批储能示范项目对电网调峰调频等辅助服务市场建设起到积极示范作用；电网侧，海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电化学储能项目，助力青海省实现高比例清洁能源发电；用户侧，上海招商银行大厦1MW/2.56MWh储能系统是上海市首个商业化应用楼宇用户侧储能项目。

目前蓄热储热与可再生能源领域结合，主要应用形式为光热发电，因其投资规模与占地面积较大的原因，主要应用于发电侧。我国首个大型商业化光热示范电站-中广核德令哈50MW光热示范项目2018年正式投运，由此我国成为世界上第8个掌握大规模光热技术的国家。鲁能海西州700MW风光热储多能互补项目2019年9月通过并网验收，通过光热发电实现优化新能源电力品质的效果。

3 优劣势比较

3.1 安全性

锂离子电池因其电解液的溶剂为有机碳酸酯类化合物，具有极高的活性，易燃烧；而且高氧化性正极材料分解时会释放氧气，导致耐过充/放电性能及安全性能较差，国内外均发生过多起安全事故，制约了锂离子电池在大型动力和规模储能领域的应用。

以双罐熔融盐储热为例，系统整体安全性高，充放热过程储热介质不发生化学反应，仅为物理变化，高温的熔盐分别储存在两个罐体内，在罐体与保温材料的保护下与外部充分隔绝，美国和西班牙目前运行的双罐熔融盐储热系统未发生严重故障。

3.2 使用寿命

目前锂离子储能系统循环寿命仅为7000次，按照每天充放2次计算，使用寿命仅为10a左右，与可再生能源发电站的设计使用年限25a具有较大差距。

熔融盐储热目前设计使用年限为25a，与可再生能源发电站运行年限一致，以欧洲第一个大规模商业化熔盐储热应用的光热电站西班牙Andasol槽式电站为例，从2009年投运，已稳定运行12a，远超目前投运的锂离子储能系统运行年限。

3.3 应用领域

锂离子电池广泛应用于新能源汽车、数码产品以及可再生能源发电等领域。2021年，由于新能源汽车和可再生能源发电需求不断增加，导致锂离子电池原材料价格持续走高，影响了锂离子电池的产业发展。

熔融盐储热受其规模和成本限制目前主要应用在光热发电领域，目前正向大规模、低成本方向发展。

3.4 环境友好性

锂离子电池行业的迅速发展，并不能掩盖其利用锂矿资源所带来的环境问题。目前锂矿开发主要使用卤水法与硬岩法，二者都会在一定程度上对自然环境造成破坏；同时，产业链下游的锂离子电池回收处理也存在污染环境等问题。

蓄热储能熔融盐储热一般使用二元或三元盐类作为储热介质，盐类无毒无害、不挥发，广泛存在于自然界中。生产、使用、回收过程安全高效，无污染。

3.5 回收再利用

目前新能源汽车领域废旧锂离子电池可以通过梯次利用延长电池的使用寿命。普通锂离子电池储能系统达到使用年限后，一般要经过回收、拆解、处理等过程。其中，湿法回收技术较为成熟，但由于其需要大量化学试剂，存在环境污染与废弃排放等问题。

熔融盐储热系统主要使用的材料为无机盐与钢材，二者使用过程无降解，均可完全回收再利用。以美国Solar Two电站为例，熔融盐储热系统停运后，液态的高温盐经过冷却、凝固等措施，进一步加工为颗粒状固体盐，可作为肥料使用或继续作为储热介质，因此熔融盐储热几乎可以实现100%循环再利用。

4 投入产出比分析

4.1 电化学储能

以青海省海西州某项目为例，由于目前锂离子储能系统循环寿命仅为7000次，按照每天充放2次计算，大约可以使用10a。光伏电站装机功率100MW，相应配置磷酸铁锂储能系统10MW/20MWh;初始成本2元/Wh。按照全年满发，全生命周期衰减30%考虑。运维成本按储能系统0.02元/Wh·a，系统初始投资=每瓦时单价×系统容量=2元/Wh×20MWh，系统总成本=系统初始投资+运维成本，经计算储能系统总成本费用为0.5亿元。总发电量=系统容量×每天循环次数×运行时长×效率=20MWh×2次×365d×10a×70%，经计算总发电量为1.022亿kWh。投入产出比=总成本费用/总发电量,经计算投入产出比成本为0.489元/kWh。

4.2 蓄热储热

以青海省海西州某光热项目为例，不考虑集热场投资，所有热量通过储热系统后到发电单元发电，电站蓄热系统总蓄热容量为1300MWht，9h等效满负荷发电时间，额定功率为50MW。储热介质为二元熔融盐60%NaNO3与40%KNO3共晶混合物。不考虑项目贷款成本，根据设计使用年限值25a计划，维修费及大修提存费用按照总投资的0.5%～3%比例核算。项目总成本=项目投资+项目运维成，经计算项目总成本为181897万元。总发电量=额定功率×发电时长=50MW×9h×365d×25a，经计算总发电量为410625万kWh。投入产出比为0.443元/kWh。

经过对比两种储能形式在可再生能源领域的应用后的投入产出比，不考虑初始能源成本，目前均很难实现平价上网，现阶段可再生能源发电配储能难以回收投资成本，经济性有待进一步提高。

5 结语

本文以锂离子电池与熔融盐储热为例对比了电化学与蓄热储能优劣势，并两种储能形式与可再生能源发电相结合，通过投入产出比计算,得出：①两种储能形式各有优势，目前锂离子电池在成本和灵活性方面具备一定优势，熔融盐储热在安全性、环境友好性、大体量等方面优势明显。②理想的边界条件下，两种储能形式与可再生能源发电相结合投入产出比相当，均无法实现平价上网，经济性伤不满足投资要求。③未来无论是电化学，还是蓄热储能想要在可再生能源领域大规模推广应用，都要加强技术创新，提高产品质量与系统安全，不断降低成本最终实现“可再生能源+储能”平价目标；同时在国家层面也要给予一定的政策倾斜和补偿机制。