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储能究竟是什么?它能填上供电安全的“缺”吗?
发布日期:2022-05-23 10:43   来源:未知   阅读:

  在2022年全国能源工作会议上,国家能源局发布了2022年能源工作的七大重点任务,“储能”的概念多次出现,如重点推动燃气轮机、核电、可再生能源、油气、储能、氢能等重点领域技术攻关;推动新型储能规模化市场化发展,探索氢能、综合智慧能源服务发展新模式。

  实现“双碳”目标,需要构建以新能源为主体的新型电力系统。然而,太阳能、风能等新能源供应“靠天吃饭”、出力波动不定。于是,储能被视为调节新能源波动性、实现并网稳定的关键技术。

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  截至本世纪初,我国已探明煤炭储量6044亿吨,其中70%分布在山西、陕西和内蒙古;可开发水电资源1923.3亿千瓦时,99.4%分布在中、西部地区(其中65%分布在四川、云南和西藏);石油资源890亿吨,主要分布在东、西部地区;天然气资源20×1013立方米,主要分布在新疆、青海和四川。

  相关统计数据显示,20世纪70年代以来,化石能源在我国一次能源构成中的占比呈逐年下降趋势,但仍以煤炭为主。

  东西部分布不均,富煤、贫油、少气的能源资源特点,决定了我国电力系统结构长期以燃煤发电为主,基本形成了“西电东送、南北互供、全国联网”的格局。

  2021年12月15日,安徽省涡阳县的和新风力发电场配备的10兆瓦时储能设施,可在发电高峰时将电能暂时储存,在用电高峰时释放。图|新华社

  近年来,随着传统能源日益匮乏、环境日趋恶化、新能源不断发展,我国电力系统结构逐渐优化。

  国家能源局发布的数据显示,2021年前11个月,我国新能源发电量达到10355.7亿千瓦时,年内首次突破1万亿千瓦时,同比增长32.97%,风电、太阳能发电累计装机容量稳居世界首位;新能源发电量对全国电力供应的贡献不断提升,占全国全社会用电量的比例达13.8%,同比提升2.14个百分点。

  这也带来了新的问题——新能源出力缺乏可控性、供电不稳定,威胁电力系统稳定运行。

  以风能和太阳能为例。风速、太阳光辐射取决于自然条件、难以调节控制,这意味着风能、太阳能本身具有波动性和间歇性,导致风电、太阳能发电出力不稳定。当其容量占比较小时,尚可利用电网控制与配电技术保证电网稳定运行,反之则会对电网正常供电产生明显影响。

  【注:风电单日波动最大幅度可达装机容量的80%,光伏日内出力波动值可达装机容量的100%。】

  在我国新能源发电大规模开发、并网背景下,新能源发电不稳定成为电力系统发展的制约因素。如何才能有效控制新能源发电出力,确保电网安全稳定?面对以上现实需求,储能技术逐渐走进人们视野。

  储能,就是将电能转换为化学能、势能、动能、电磁能等形态进行存储,待需要时再转换为电能释放。这一能量转换过程,可实现电力的时序调节,发电不需即时传输,有效提高新能源发电的可调可控性。

  除发电侧外,储能技术还能参与电网侧调峰调频、用户侧削峰填谷等环节,缓解高峰负荷供电需求,提高电能质量和用电效率,助力新能源高效利用以及多种能源开放互联、协同发展。

  【注:调峰,在用电高峰期为电网提供额外电量,或响应新能源消纳降低输出功率;调频,精准调节波动的电压和功率;削峰填谷,在用电低谷时段充电、高峰时段放电,利用峰谷电价差获得收益或减少成本。】

  根据国家规划,预计到“十四五”末,可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50%。2021年冬季,全国各地“拉闸限电”频现,再次提醒人们新能源充分承担电力系统责任的重要性,而这恰恰需要储能系统的跟进调节。随着“双碳”进程不断推进,新能源将成为各地的主力电源,储能系统更能发挥提高电网安全性和稳定性的重要作用。

  中国工程热物理学会副理事长兼秘书长、中国能源研究会储能专委会主任陈海生研究员认为,既要实现“双碳”目标、又要保障国家能源安全,这是中国面临的重大需求和挑战,而发展储能技术是一种有效的途径。

  实际上,储能的方式多种多样。按照存储能量的形式,储能可大致分为物理储能和化学储能两大类。其中,物理储能又包括机械储能和电磁场储能,化学储能则分为电化学储能(电池储能)和氢储能。

  2021年11月16日,安徽芜湖市弋江区峨桥镇响水涧抽水蓄能电站的上水库和下水库。图|新华社

  抽水蓄能指在电力负荷低谷时段把下水库的水抽到上水库内,以水力势能的形式蓄能;在负荷高峰时段再放水发电,将水力势能转换为电能。但水资源易蒸发、泵水耗费功率高,其能量转换效率一般为70%左右。

  压缩空气储能技术基于燃气轮机技术而发展,其工作原理是:用电负荷低谷时,利用富余电量驱动空气压缩机,以高压空气形式存储能量,负荷高峰时再释放高压空气、驱动发电机发电。其储能容量大、燃料消耗少,能源转化率可达75%左右。

  化学储能中,电化学储能主要利用电池正负极氧化还原反应进行充放电,电池是其能量转换的主要载体。它不受地理等外部条件限制,适合大规模应用和批量化生产,但电池使用寿命有限、成本较高。

  针对不同储能应用,电池类型也有所不同。传统的电化学电池以铅酸电池为代表;便携电子产品的出现带动了镍氢电池发展;电动汽车的发展促进了锂离子电池技术进步;新能源发电不断推广后,钠硫电池、全钒液流电池等针对大规模储能应用的电池也随之出现……

  氢的还原性强,热值(120.0MJ/kg)是同质量化石燃料热值的2-4倍,既能和氧气燃烧产生热能,也能通过燃料电池转化成电能,且能量转化过程中不产生温室气体、清洁环保。

  此外,相较电储能方式,氢的能量密度高、能量容量成本小,储能能力极佳,可实现长时间储能或季节性储能,对于新能源转化电能而言也是很好的储运介质。

  氢能利用涉及制氢、储氢、输氢、用氢多个环节。天然气制氢、煤制氢是氢气工业生产主要方式。目前,主要使用的储氢技术有高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液态储氢。而利用现有天然气管网,将新能源制氢混入天然气管道,是氢能输送的经济方法。

  但从目前看来,氢储能还需在制氢效率、价格以及使用效率等方面进一步突破,具体体现在:

  制氢效率整体偏低,质子交换膜、高温电制氢等高效率制氢普遍存在技术不够成熟、价格昂贵等问题;

  储氢方式以高压气态储运为主(国内主要采用35 MPa 碳纤维复合钢瓶储运),储氢罐加压过程成本较大,且随着压力增大储氢安全性也会有所降低;

  在用氢层面,燃料电池的实际工作效率(约为40%-60%)远达不到理论效率(85%-90%);氢气若用作储能媒介,在转换过程中也存在着能量浪费。

  可以说,储能为电网系统提供了容量巨大的“充电宝”,成为新能源高比例并网背景下电网稳定的重要技术支撑。

  2020年11月14日,安徽省淮北市高新技术产业开发区,工人在一家5G通信基站储能锂电池生产企业的车间内组装锂电池。图|新华社

  过去近20年来,各国纷纷探索储能领域,美国和日本发展较早。根据美国能源部信息中心数据,2004-2014年,由美国、日本、欧盟等实施的MW(兆瓦)级及以上规模的储能示范工程有180余项。从地域分布上看,美国项目数量占全球总项目数量的44%。

  从储能类型上看,抽水蓄能是目前技术成熟、应用最广泛的大规模储能技术。但由于地理条件限制,开发潜力和增长空间与电化学储能技术相比较弱。截至2020年底,在全球已投运储能累计装机中,抽水蓄能所占份额达90%以上,但增速极低(同比增长0.9%);与之相比,电化学储能占比仅7%左右,同比增长却高达49.6%。

  中国储能技术进步迅猛。2003年起,中国逐步实现抽水蓄能电站机组及成套设备制造自主化,抽水蓄能电站装机容量跃居世界第一,解决了世界工程极限低温下沥青混凝土、高海拔低温超长面板一次成型、复杂地质条件下过渡料爆破开采等技术难题。

  电化学储能更是飞速发展:2015-2020年,电化学储能装机复合增长率超80%;2020年,中国成为全球最大电化学储能市场(市场占有率达33%),锂离子电池、铅炭电池和全钒液流电池等方面研发应用已处国际先进水平。

  截至2020年底,中国已投运储能项目累计装机规模占全球市场总规模的18.6%。其中规模最大的是抽水蓄能,电化学储能位列第二,各类电化学储能技术中规模最大的是锂离子电池。

  此外,中国已发布储能技术相关国家标准35项、行业标准9项、企业标准14项、团体标准若干项。

  电储能技术迅猛发展的同时,各个地方亦结合自身优势,积极探索氢储能发展之路。广东省佛山市南海区就是其中之一。

  “十二五”以来,南海区地区生产总值呈现快速增长趋势,占佛山市地区生产总值比重常年稳定在27%以上。依托经济发展,南海区装备制造业加速转型升级,在数控机床、制造机器人等先进装备制造领域取得突破,并率先布局氢燃料电池汽车产业,推动新能源汽车制造业发展。

  2017年,南海区于全国率先启动科技部/联合国开发计划署“促进中国燃料电池汽车商业化发展”项目,并建成了国内首个商业化加氢站——瑞晖加氢站。目前,全区已投入847辆氢能车辆运行,燃料电池汽车保有量超过全国的10%,是国内燃料电池汽车运行规模最大的县级区。

  如今,南海已汇集87家氢能企业、科研院所及相关机构,推动产学研用平台建设,涵盖了氢气生产储运及设备研制、加氢站设计与建设、燃料电池及系统、核心材料与部件、整机研发制造、产品检测及设备研制、标准制定、人才培养等8大环节,形成了较完整的、具有国内自主知识产权的氢能产业链。

  近年来,我国储能技术的进步有目共睹,但总体来看尚处于发展初步阶段,尚存诸多问题。比如:研发体系不健全、缺乏进行运行评估的实际数据;储能技术发展参差不齐,技术成本和安全性问题有待进一步突破。

  据不完全统计,近10年间,全球共发生32起储能电站起火爆炸事故,其中中国3起,给电池质量、安全管理、预警监控消防系统、运行环境等多个环节敲响警钟。

  我国储能产业的战略布局可追溯到2005年的《可再生能源发展指导目录》;此后,2010年出台的《可再生能源法修正案》明确规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术;2011年,储能被写入“十二五”规划纲要。

  2021年12月13日,位于河北省秦皇岛市抚宁区的抽水蓄能电站地下厂房隧道施工现场。图|新华社

  2017年10月,国家发展和改革委员会、国家能源局等五部门联合出台《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》,指出要在“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡,“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。同时,各省区市也陆续出台关于推动储能产业发展的政策。

  2021年,随着“双碳”目标提出,国家发展和改革委员会、国家能源局再次联合发布针对储能产业的国家级综合性政策文件《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(以下简称为《指导意见》),明确提出:到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达3000万千瓦以上;到2030年,实现新型储能全面市场化发展。

  在国家政策引领下,张北国家风光储输示范工程、辽宁卧牛石风电场全钒液流电池储能示范电站、甘肃酒泉MW级储能电站、青海15MW储能电站……大批示范性储能电站和光储一体化电站顺利落地,并逐步从试验示范迈向商业化推广。

  据统计,2021年上半年,国内新增新型储能项目257个(包括规划、在建、运行项目),储能总规模达11.8吉瓦,是2020年同期的9倍;新增投运项目规模304.4兆瓦,其中百兆瓦以上大规模项目是2020年同期的8.5倍。

  此外,《指导意见》还指出,储能技术要以需求为向导,坚持多元化发展。这提醒我们,要做好储能产业的前瞻性规划研究,避免资源无效配置,推动商业化发展。

  储能项目投资成本偏高,社会资本难以进入;储能项目商业模式的不稳定性,导致融资渠道有限,储能技术产业化相关政策体系和价格机制有待完善……囿于以上因素,当前我国电储能商业化应用仍集中在新能源发电侧和电网侧,在用户侧的商业化探索相对有限,亟待政策推动。

  2021年,已有多省在新能源竞价招标方案中明确新能源配储比例要求,一般在5%-20%之间、储能时长2小时。随着可再生能源占比不断提高,我国电力结构将发生重大变化,对于储能技术和市场的要求也会不断提高。我们要做的就是不断提升技术、勇敢迎接挑战。

  1.《大规模储能技术在电力系统中的应用前景分析》,《电力系统自动化》2013年第1期;

  2.吴智泉、贾纯超、陈磊、张迪,《新型电力系统中储能创新方向研究》,《太阳能学报》2021年第10期;

  3.丛晶、宋坤、鲁海威、高晓峰、肖白,《新能源电力系统中的储能技术研究综述》,《电工电能新技术》2014年第3期;

  4.胡娟、杨水丽、侯朝勇、许守平、惠东,《规模化储能技术典型示范应用的现状分析与启示》,《电网技术》2015年第4期;

  5.艾欣、董春发,《储能技术在新能源电力系统中的研究综述》,《现代电力》2015年第5期;

  6.周喜超,《电力储能技术发展现状及走向分析》,《热力发电》2020年第8期;

  7.张文亮、丘明、来小康,《储能技术在电力系统中的应用》,《电网技术》2008年第7期;

  8.李建林、田立亭、来小康,《能源互联网背景下的电力储能技术展望》,《电力系统自动化》2015年第23期;

  9.霍思伊,《储能的狂热与困境》,《中国新闻周刊》2021年12月20日(总第1025期)等等。

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