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六类储能的发展情况及其经济性评估

作者:刘杰 来源:报告出品方/作者 英大证券 发布时间:2022-05-12 浏览:

中国储能网讯:一、多种储能路线进入发展快车道

在全球碳中和目标下,清洁能源将逐步替代化石能源,风电、光伏发电将成为清洁 能源的绝对主力,装机量持续高增。但是,新能源发电具有不稳定性、随机性、间歇性 的问题,对电网频率控制提出了更高的要求,随着新能源发电占比的的提高,整个电力 系统的电力电量平衡模式也需要重构。新型电力系统中,储能将成为至关重要的一环, 是新能源消纳以及电网安全保障必要保障,在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的 应用,需求空间广阔。

1.1 储能政策密集出台

2017-2020年,电网响应能源局、发改委降低弃风弃光率的决策,充分利用电力体系的灵活性资源消纳新能源,使得弃风弃光率下降到2%。同时电网压力凸显,部分省份开始要求电源侧配置储能。2021年,多个储能行业的重磅文件公布,储能等迎来历史性发展机遇。

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》厘定了抽水蓄能电站的价格机制, 使得抽蓄电站具备了商业化条件;《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025 年,新型储能装机规模达3000万千瓦以上。健全“新能源+储能”项目激励机制。 2021 年8月9日,发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规 模的通知》明确了风光发电保障性规模和市场化规模配储的要求。

《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》强调了 储能重要性,规定了市场化规模要求自行配置15%*4小时,保障性规模由电网负责消纳, 未对保障性规模内的配储作出具体要求,但是我国绝大多数省份都已经对风电、光伏电 站相关储能设施建设要求,多数省份要求强制建设10%-20%功率,时长2小时的储能。在 强制配储政策的刺激下,我国储能行业需求出现了井喷现象,行业快速壮大。

1.2 多种储能进入发展期

从整个电力系统的角度看,储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三 大场景,除此之外的应用还包括辅助服务、分布式发电与微网等。 从发电侧的角度看,由于不同的电力来源对电网的不同影响,以及负载端难预测导 致的发电和用电的动态不匹配,发电侧对储能的需求场景类型较多,包括能量时移、容 量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。

从输配电侧的角度看,储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设 备扩容及无功支持三类,相对于发电侧的应用,输配电侧的应用类型少,同时从效果的 角度看更多是替代效应。 从用电侧的角度看,用电侧是电力使用的终端,用户是电力的消费者和使用者,发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来,转化成用户的成本,因此电价的高 低会影响用户的需求。

物理类储能的应用形式有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。目前最成熟的大规 模储能方式是抽水蓄能,其基本原理是电网低谷时利用过剩电力,将作为液态能量媒体 的水从低标高的水库抽到高标高的水库,电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推 动水轮发电机发电。

电气类储能的应用形式有超级电容器储能和超导储能。其中,超导储能是利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置,其不仅可以在超导体电感线圈内无损耗地储 存电能,还可以通过电力电子换流器与外部系统快速交换有功和无功功率,用于提高电力系统稳定性、改善供电品质。

电化学类储能主要包括各种二次电池,有铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流 电池等。这些电池多数技术上比较成熟,近年来成为关注的重点,并有许多实际应用。

热储能有许多不同的技术,如熔融盐储能,其可进一步分为显热储存和潜热储存等。 在一个热储能系统中,热能被储存在隔热容器的媒质中,以后需要时可以转化回电能, 也可直接利用而不再转化回电能。

化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。利用待弃掉的风电 制氢,通过电解水将水分解为氢气和氧气,从而获得氢。以后可直接用氢作为能量的载体,再将氢与二氧化碳反应成为合成天然气(甲烷),以合成天然气作为另一种二次能量 载体。

储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度,降低电网输出波动,减少电能 损耗,以提升能源利用效率。各种储能技术特性存在较为显著的差别,适用范围也有较 大的区别,飞轮与超级电容器储能主要应用于工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与通信、数据中心等行业,抽水蓄能主要应用于大电网的输配电环节,而化学储能则 更多运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。

储能技术种类繁多,特点各异。实际应用时,要根据各种储能技术的特点以及对优 缺点进行综合比较来选择适当的技术。各类储能均具有独特属性,氢储能更适宜季节性 调峰;抽蓄、压缩空气储能、燃料电池、电化学储能等更适合小时级调峰;超级电容等 则更适合秒级调频需求。 各类储能技术中,抽水蓄能是应用最为成熟;储热技术也已处于规模化应用阶段, 目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技术;锂离子电池储能开始近两年得到了飞速 应用;压缩空气以及液流电池也迎来了商业化应用。

二、抽水蓄能:巨量项目开工建设

2.1 抽水蓄能是最为成熟的储能技术

抽水蓄能是在我国普遍运用的一种稳定可靠的储能方式,抽水蓄能电站一般由上水 库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。在用电低峰期时,可逆式水泵水轮机作为水泵, 利用低价值电能将水从下水库抽至上水库,作为水的势能储存;用电高峰期时则将可逆 式水泵水轮机作为水轮机,在上水库开闸放水,将水的势能转换为高价值电能。

抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。由于抽水蓄能电 站运行模式是将能量在电能和水的势能之间转换,其储能容量主要取决于上下水库的高 度差和水库容量,由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计,抽水蓄能的储 能周期得以无限延长,可适应各种储能周期需求,系统循环效率可达70%-80%。与此同时, 建设完成后的抽蓄电站坝体可使用100年左右,电机设备等预计使用年限在40-60年左右。

抽水蓄能是最为成熟、现有规模最大的储能技术。抽水蓄能是世界上最早开始应用 的储能技术,我国早在20世纪60、70年代就开始试点开发抽数蓄能电站,并于80、90年 代先后建成了广州、十三陵等大型抽蓄电站。由于其技术的先进性和成熟性,抽水蓄能 在我国得到大规模应用。截至2021年底,我国储能装机总规模达到46.1GW,其中抽水蓄 能占比86.3%。

2.2 成本测算:当前最为经济的储能方式

为探究抽水蓄能电站经济性,我们对抽水蓄能电站储能度电成本进行了测算。

抽水蓄能全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设:

(1) 初始投资成本假设:抽数蓄能电站初始投资成本包括建设及购买设备成本 等工程投建初期的一次性投入,综合多种文献,抽数蓄能电站初始投资成 本在5.5-7元/瓦之间。我们假设初始投资成本为6元/瓦。

(2) 年度运维成本假设:抽水蓄能电站相比其他储能方式所需的维修保养成本 更高,每年运维成本在0.05-0.08元/W。我们假设运维成本为0.06元/W。

(3) 系统残值率、系统寿命假设:抽水蓄能电站基建成本占比较高,基建设施 一般寿命可达55年,但是电站在运行过程中因为零件老化等原因需要替换 部分零件;一般运营7300次需要替换一次。我们的测算模型对其进行了一 定简化,暂不考虑零部件替换,假设在电站投资为一次性投资,寿命为30 年,残值为10%,每年运行次数400次。

(4) 其他假设:假设放电深度100%,储能循环效率75%。

根据以上假设测算可得,在初始投资成本6元/W,年均循环次数400次,储能循环效 率75%,储能系统寿命为30年的假设下,抽水蓄能储能度电成本约为0.31元/kWh。

上述简化模型中,我们对抽水蓄能电站做了较为保守的参数预计,假设寿命为30年, 而实际上抽水蓄能电站基础设施可使用年限将超过50年,另外对于200MW/1000MWh的储能 电站的实际年充放电次数也可高于400次/年。 下面我们对抽水蓄能储能度电成本的敏感性分析,考虑抽水蓄能电站初始投资成本 与项目选址密切相关,后期新建项目选址经济性下降,初始投资成本可能将会上升,另 外电站实际循环次数假定在300-500次之间。我们预计不考虑充电成本的前提下,常规抽 水蓄能电站LOCE范围为0.23- 0.34元/kWh。

2.3 两部制电价托底,巨量项目入场

两部制电价政策基本形成成本托底。2021年5月7日国家发展改革委下发《关于进一 步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》〔2021〕633号,进一步明确了抽水蓄能两部制电 价政策,即以竞争性方式形成电量电价以及容量电费纳入输配电价回收机制,容量电费纳入输配电价回收给抽蓄电站的初始建设成本形成托底。 在抽水发电运营方面,在未建立现货市场区域,抽水蓄能电站按照75%燃煤基准价用 电,发电时段按基准价上网,而电站能效转化75%左右,电站收益成本基本持平。在电力 现货市场运行的地方,抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算, 抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加,在当前峰谷电价价 差高达0.6-1元情况,抽水蓄能电站可以获得较好的盈利。

政策驱动下,全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。2022年1月以来,已经有20个省份 公布了2022年省级重点建设项目名单。根据国际能源网统计,截至目前我国各省公布的 重点项目中,抽水蓄能累计装机已达104.3GW,累计投资超6000亿。

三、锂离子电池储能:正处于超级爆发周期

3.1 锂电池电池储能介绍

2021年我国电化学储能装机中,锂离子电池占比高达89.7%,是目前技术比较成熟, 发展势头最为迅猛的储能方式。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成,目前主 流产品正极常用镍锰钴三元材料或磷酸铁锂,负极多为石墨等碳素材料。锂离子电池具 有能量密度大、没有记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点,广泛应用于风电光伏 等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。

锂离子储能产业链由上游设备商,中游集成商和下游终端用户组成。其中设备包括 电池、EMS(能量管理系统)、BMS(电池管理系统)、PCS(变流器);集成商包括储能 系统集成和EPC;终端用户则由发电侧、电网侧、用户侧以及通信/数据中心组成。

PCS(储能变流器)应用于能量转换环节,可在用电高峰期将电池输出的直流电转换 为交流电送入电网,低谷期将电网的交流电转换为直流电储存,起到控制储能电池组充 放电过程的作用。储能变流器通过控制电能在电池组和电网之间的流动,起到削峰填谷、 平滑新能源出力时长波动、平衡昼夜用电分布差异等作用。 BMS(电池管理系统)主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡,保障储能系统 的安全运行。

EMS(能量管理系统)将电池、储能变流器、电池管理系统和其他储能系统部件集 成为一个完整的系统,负责数据采集、网络监控和能量调度,对电网进行监控、分析、 运行和决策管理。 储能电池是电化学储能系统核心部分。目前市场上的主流电池根据技术路线不同, 大致可分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池响应 速度、放电效率都不尽相同,也有各自的适用范围和优缺点。

3.2 电力应用带动,锂电储能需求持续爆发

在新型电力系统中,储能将成为至关重要的一环,是新能源消纳以及电网安全保障 必要保障,在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用,需求空间广阔。国内市场, 由于强制性配储政策的推行,光伏集中式电站以及风电电站储能配置率将激增,功率配 置比例以及配储时长将逐步递增。海外方面,储能前期发展比国内快,将在经济性考量 以及激励政策推动下快速增加储能配置率,2021年美、欧、澳等国家和地区皆出现爆发 性增长。

根据GGII统计,2021年国内储能电池出货量48GWh,其中电力储能电池出货量29GWh, 同比增长339%;而根据全球研究机构EVTank与伊维经济研究院共2021年全球储能电池出 货量66.3GWh,同比增长132.6%,电力系统储能是主要增量贡献。

3.3 磷酸铁锂电池储能成本分析测算

根据正极材料的不同,现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。磷酸铁锂电池 能量密度比三元材料低,同样成本也较低。储能领域对能量密度要求不高,成本低、寿 命长的磷酸铁锂电池更受青睐。 电池作为整个储能系统中核心组成部分,成本占到整个储能系统成本的50%,是储能 系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元 /Wh。而根据彭博新能源财经(BNEF)测算,2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元 /kWh(折合人民币约1.66元/Wh),预计2025年将降至203美元/kWh(折合人民币约1.29元 /Wh)。2021年以来大量EPC中标价格1.3-1.7元/kWh之间。(报告来源:未来智库)

锂离子电池全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设:

(1) 初始投资成本假设:锂离子电池初始投资成本包括能量成本,PCS、BMS、 EMS系统成本,建设成本以及其他成本。锂离子电池储能系统初始投资成本 由于项目区别具有一定差异,综合近期锂离子电池储能项目中标价格,我 们假设初始投资单元成本为1.5元/Wh。

(2) 年度运维成本假设:运维成本包括电站运营期间的燃料动力费、以及为了 维持电站运营所必须的零部件更换、系统维护、人工费等费用,此类成本 根据储能类型的不同大致占初始投资成本的1%-10%。鉴于锂离子电池储能 电站普遍采用远程监控与定期巡检相结合的方式,人工费用相比其他电池 类型低,我们假设运维成本占初始投资成本的4%。

(3) 系统残值率假设:系统残值是储能系统报废的剩余价值减去处置成本所得到的净值,根据电池类型不同占初始投资成本的3%-40%不等。其中磷酸铁 锂电池相较其他类型电池回收价值较低,我们假设其系统残值率为5%。

(4) 系统寿命假设:锂离子电池循环寿命为3500-5000次,我们假设其循环寿命 为4500次,年均循环次数500次,则系统寿命为9年。

(5) 其他假设:假设放电深度90%,储能循环效率88%,寿命终止容量75%。

根据以上假设测算可得,在初始投资成本1.5元/Wh,年均循环次数500次,储能寿命 为9年的假设下,锂离子电池储能系统度电成本约为0.67元/kWh。

降低初始投资成本、提高电池循环寿命、增强电池转换效率等是降低储能度电成本 的主要方式,目前锂离子电池能效转化率是所有储能技术中最高的,而随着技术进步, 其寿命将逐步增加,成本也有望继续下降。

通过对不同初始投资成本以及循环寿命的假设,我们对其LCOS进行了敏感性分析, 当储能寿命达到4900次循环,初始成本下降到1.3元/Wh,LCOS可降至0.48元/Wh。根据宁 德时代2025年发展目标,储能系统循环寿命达到10000次,能量效率达到98%,届时铁锂 电池度电成本将可与抽水蓄能电站争锋。

四、压缩空气储能:有望成为抽水蓄能电站的重要补充

4.1 空气压缩储能系统介绍

压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术,以压缩空气的方式储存 能量。储能时段,压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机,将电能转化为 空气压力能,随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储 气罐中;释能时段,通过放出高压空气推动膨胀机,将存储的空气压力能再次转化为机 械能或者电能。 国内压缩空气储能技术不断进步,压缩空气储能(CAES)、先进绝热压缩空气储能 (AA-CAES)、超临界压缩空气储能系统(SC-CAES)、液态压缩空气(LAES)等都有研究 覆盖,500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的压缩空气储能示范工程均已建 成。

压缩空气系统构成。压缩空气主要由压缩系统、膨胀系统、发电及以及储气罐四大 核心部分。根据同里500kW液态空气储能项目效果图,目前先进的液态空气储能主要涉 及设备包括:1)压缩机组,2)空气净化装置,3)液化装置及制冷膨胀机,4)储液装置,5)低温泵,6)膨胀剂电机组,7)膨胀机电机组,8)储热装置,9)蓄冷装置,10) 溴化锂冷热双供机组。

4.2 迈过试验示范阶段,商业化项目大规模上马

国际上1978年建成德国汉特福海与1991年建成的美国阿拉巴马商业化压缩空气储能 电站为商业化电站。国内陆续进行了压缩空气、超临界压缩空气、液态压缩空气储能项 目的研发与建设。空气压缩多数是为试验示范项目,国内压缩空气储能落地项目从千瓦 级起步,逐步突破了1-100MW级压缩空气储能系统关键技术,分别于2013年在河北廊坊和 2016年在贵州毕节建成国际首套1.5MW和10MW先进压缩空气储能示范项目,张家口国际首套100MW先进压缩空气储能示范项目于2021年底顺利并网,整体研发进程及系统性能均处 于国际领先水平。

2022年以来大功率项目开始快速上马。2022年2月,湖北应城300MW(兆瓦)级压缩 空气储能电站示范项目签约活动;山东省泰安市推进开发600MW(20MW)级盐穴压缩空气 储能电站;葛洲坝能源重工有限公司拟位于瑞昌市投资约80亿元,建设规模为 1000MW/6000MWh的压缩空气项目。

龙头企业订单饱满。在空气压缩储能技术研究与项目建设上,中科院工程热物理研 究所、南网科研院新能源与综合能源、清华大学电机系、中科院过程工程研究、国网全球能源互联网研究院等储能团队是主要处于领先位置,其他参与到该领的机构还有杭氧、 川空集团、中盐集团、中国华能、中国能建、葛洲坝等企业。

中科院工程热物理研究所在我国空气压缩领域处于绝对领先位置,我国现存多数项 目使用的是其技术。中储国能主要团队来自中科院热物理研究所,热物理所将其在压缩 空气领域的知识产权注入到中储国能,公司专业从事压缩空气储能技术输出以及设备制造的企业。 据其官网披露,公司已建成的15kW、1.5MW和10MW先进压缩空气储能示范项目市场占 有率为94.9%。公司在湖北云应、内蒙古二连浩特、河南巩义、河南平顶山、山东肥城、 陕西榆林、甘肃玉门、西藏的列入规划的工业级项目36台套,合同总价值超过50亿元。

4.3 成本分析测算:有望成为抽蓄的重要补充

系统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。目前从已建 成和在建的项目来看,兆瓦级的系统效率可达 52.1%,10 兆瓦的系统效率可达 60.2%,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%。 系统规模增加后,单位投资成本也持续下降,系统规模每提高一个数量级,单位成本下 降可达 30%左右。

压缩空气储能全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设: 1)初始投资成本:综合多种文献,压缩空气初始投资成本在 6-7.5 元/瓦之间, 100MW 级别的成本预计可以达到 6000 元/kW 以下。我们假设 100MW/400MWh 的项目单位投 资成本为 6 元/W。 2)年度运维成本假设:压缩空气储能所需的维修保养成本相对较高,每年需要2%左 右。我们假设运维成本为0.1元/W。 3)系统寿命假设:压缩空气产能电站的主体设施可以使用30-50年,我们这里保守 预测30年的运营寿命。 4)循环效率:压缩空气储能系统的能量利用效率近年来快速上升,大容量电站效率 已经可以达到70%,先进储能项目可以达到75%。5)循环次数:电站一般可以每天全容量冲放1-2次,对应年循环次数350-700次,循 环次数越高,系统度电成本越低。 6)贴现率:考虑到当前央企能源企业的融资成本在4-5%,我们选取6%作为折现率。

初始投资和利用小时数的变化对度电成本的影响巨大,而随着技术进步,初始投资 仍有下降空间;利用小时数主要看电站在实际运营中的利用率,每天充放次数越高,成 本越低。在100MW/400MWh的系统中,初始投资5-6元/W、年循环次数达到450-600次的情 况下,度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。

压缩空气储能有望成为抽水蓄能电站的重要补充

压缩空气储能之前受制于储能效率较低,电量损耗成本较高,但是随着技术进步, 大型电站投资储能效率已经上升至70%-75%,略低于抽水蓄能电站,但是已经具有具备了 大规模商业化应用的条件。

与当前应用最为广泛的抽水蓄能以及磷酸铁锂电池比较:1)压缩空气的度电成本依 然要略高于抽水蓄能,但是远低于磷酸铁锂。虽然压缩空气储能效率要低于锂离子电池, 但是按照每度电增加0.06元/kWh的额外充电成本,压缩空气的储能的综合成本依然要大 幅低于锂离子储能。2)投资周期较抽水蓄能短,且单体投资规模限制小。压缩空气储能 建设周期要短与抽水蓄能,方便项目的快速投产。另外,抽水蓄能电站一般在100万千瓦 以上才有比较好的经济性,而压缩空气10万千瓦以上可以具备较好的商业性,项目单体 投资小,可进行灵活配置。 综合看来,压缩空气储能在能效得到提升后,有望成为抽水蓄能在大规模储能电站 领域的重要补充。

五、钠离子储能:性能优异,被寄予厚望

5.1 钠离子电池性能优异,被寄予厚望

近期以宁德时代和中科海钠为代表的企业开始布局钠离子电池,有望推动钠离子电 池的商业化进程。锂、钠、钾同属于元素周期表IA族碱金属元素,在物理和化学性质方 面有相似之处,理论上都可以作为二次电池的金属离子载体。钠离子电池与锂离子电池 工作原理类似,与其他二次电池相似,钠离子电池也遵循脱嵌式的工作原理,在充电过 程中,钠离子从正极脱出并嵌入负极,嵌入负极的钠离子越多,充电容量越高;放电时过程相反,回到正极的钠离子越多,放电容量越高。

钠离子电池性能优异,被寄予厚望。决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素 包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等,而根据钠离子电池最 新研究进展,它在这些方面都表现出了良好的性能。在规模化应用后成本有望低于铁锂 电池,可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用,有望与锂离子电池形 成互补和有效替代。

成本优势明显。钠离子电池,尤其铜基钠离子电池,其正极材料主要元素Na、Cu、 Fe和Mn都是价格低廉、来源广泛的大宗元素,相比锂离子电池 Li、Ni、Co 等元素成本 优势明显;另外,负极采用的无烟煤前驱体,在材料来源和成本亦有优势,且碳化温度 (约1200℃)远低于生产石墨负极时的石墨化温度(约2800℃),钠离子电池负极材料在 原材料和生产制造方面成本明显;集流体方面,由于铜箔的价格是铝箔价格的3倍左右, 钠离子电池负极不需要使用铜箔,而是使用铝箔,也是降低钠离子电池成本的路径之一。

相关研究表明,综合正极材料、负极材料和集流体几个方面,钠离子电池材料成本 约370元/kWh,而且随着产业链成熟,材料成本有望进一步下探,结合结构件好电气件成 本,初始容量投资有望控制在500-700元/kWh;性能方面,随着研发持续投入和技术迭代, 电池循环寿命有望突破8000次以上。

5.2 钠离子电池产业化进程加速

2010年以来,钠离子电池受到了国内外学术界和产业界的广泛关注,其相关研究更 是迎来了爆发式增长,国内外已有多家企业正在积极进行钠离子电池产业化的相关布局, 包括英国FARADION公司、美国NatronEnergy公司、法国Tiamat、日本岸田化学、丰田、 松下、三菱化学,以及我国的中科海钠、宁德时代、钠创新能源等公司。目前国内在钠 离子电池产品研发制造、标准制定以及市场应用推广等方面的工作正在全面展开,钠离 子电池即将进入商业化应用阶段,相关工作已经走在世界前列。

中科海纳钠离子电池商业化在即。2018年6月,中科海钠推出了全球首辆钠离子电池 (72V·80Ah),驱动的低速电动车,并于2019年3月发布了世界首座30kW/100kWh钠离子 电池储能电站,2021年6月推出1MWh的钠离子电池储能系统。

根据中科海钠CEO唐堃的介绍,中科海钠的钠离子电池体积和重量不到同等容量的铅 酸电池的三分之一,能量密度已达到145Wh/kg,是铅酸电池的3倍左右,循环寿命是铅酸 电池的十倍,同时具备5-10分钟充电的快充能力。中科海钠目前规划了两条一共2GWh的 钠离子电芯的产线,目标是实现今年投产,是目前最早大规模量产项目。

宁德时代钠离子电池产业化快速落地。2021年7月宁德率先发布第一代钠离子电池, 该电池具备高能量密度、高倍率充电、优异的热稳定性、良好的低温性能与高集成效率 等优势,其电芯单体能力密度达到160Wh/kg(下一代研发目标200Wh/kg以上);常温下充 电15min电量可达80%,低温性能较好,系统集成效率超过80%。并在电池系统集成方面另 辟蹊径,开发了AB电池系统解决方案,即钠离子电池与锂离子电池两种电池按一定比例 进行混搭,集成到同一个电池系统里,通过BMS精准算法进行不同电池体系的均衡控制。

宁德时代研究院副院长黄起森博士介绍,在制造工艺方面,钠离子电池可以实现与 锂离子电池生产设备、工艺的完美兼容,产线可进行快速切换,完成产能快速布局。目 前,宁德时代已启动钠离子电池产业化布局,2023年将形成基本产业链。

5.3 钠离子成本分析:远期可期

钠离子电池储能全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设:

1)初始投资成本:当前锂离子产业化正在推进中,假设成熟时期可比铁锂电池低 20-30%。《钠离子电池储能技术及经济性分析》表示,钠离子电池材料成本约370 元/kWh, 而且随着产业链成熟,材料成本有望进一步下探,结合结构件好电气件成本,初始容量 投资有望控制在 500-700 元/kWh。 2)年度运维成本假设:每年需要3.7%左右,为0.04元/W。 3)寿命:可循环 2000 次以上,中科锂钠、宁德时代等表示其产品可达 3000 次,根 据相关文献资料,随着研发持续投入和技术迭代,电池循环寿命有望突破 8000 次以上。 4)循环效率:综合多种文献,钠离子电池循环次数可以达到84-90%。 5)贴现率:考虑到当前央企能源企业的融资成本在4-5%,我们选取6%作为折现率。

由于产业尚未应用,我们假设在相对成熟阶段,在初始投资成本1.1元/Wh,年均循 环次数300次,寿命为10年, LOCS为0.661元/kWh,与磷酸铁锂电池相当。

考虑到商业化后,电池成本以及性能都将会较大改善。假设初始投资成本为0.9-1.2 元/Wh,寿命为10年,循环寿命2000-6000次区间,对钠离子电池做敏感性分析。如果成 本在1.1元/Wh以下,循环寿命在3000次以上,度电成本将在0.270-0.662元之间,优于铁 锂电池。

六、全钒液流电池储能

6.1 发展情况与介绍

钒电池电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中,通过外接泵把 电解液压入电池堆体内,在机械动力作用下,使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路 中循环流动,采用质子交换膜作为电池组的隔膜,电解质溶液平行流过电极表面并发生 电化学反应,通过双电极板收集和传导电流,从而使得储存在溶液中的化学能转换成电 能。这个可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。

在全钒液流电池系统中,钒电解液全生命周期内不会失效变质,理论总钒量不会发 生变化,很容易全部回收利用,价值较高,所以建设储能电站时,可以采用购买电解液, 到期回收模式,也可以采用电解液租赁模式运行,这样能够大幅降低初期投资成本,投 资回报率更高。

液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点,寿 命达到15-20年,同其他储能技术比较,与风电场硬件具备最高的匹配度,特别适合用于 风电厂储能,满足其频繁充放电、大容量、长时间储能需求。当然,全钒液流电池能量 密度低,体积、质量远大于其他电池,需要5-40°的温度环境。

我国钒电池相关技术储备充足,大规模储能项目大量新增

我国关于钒液流电池的研究工作始于20世纪90年代,迄今先后有中国工程物理研究 院、中南大学、清华大学和中科院大连化物所等开发成功KW及以上级电池组。我国钒液 流电池已实现在智能电网、通信基站、偏远地区供电、可再生能源及削峰填谷等项目中 的应用。 2010年以来,我国兆瓦级全钒液流电池示范项目开始陆续开展,2019年以来我国液 流电池储能示范项目正加快建设,2022年2月,“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电 站国家示范项目”的一期项目100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站完成主体工程建设, 并进入单体模块调试阶段,预计六月完成并网调试,是全球最大钒液流储能项目。

6.2 钒液流电池成本分析

目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战。由于尚未规模化商用, 且受制于设备、产能以及高额的前期投入,参考大唐10MW/40MWh全钒液流电池储能系统 设备招标以及大连液流电池储能调峰电站国家示范项目等投资情况,预计目前钒电池初 始成本约为锂电池的3倍上下。

全钒液流电池储能全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设:

1)初始投资成本:综合多种文献以及近期项目投资情况,我们预计能量单元成本 2 元/Wh 左右,功率单元成本 5-6 元/W;假设 100MW/400MWh的项目单位投资成本为 13 元/W。2)年度运维成本假设:每年需要0.5%左右,为0.065元/W。 3)系统寿命假设:液流电池可使用寿命20年左右,循环次数可达12000次以上。 4)循环效率:全钒液流电池电池循环次数可以达到70-85%,这里暂定75%,随着技 术进步,仍有上升空间。 5)贴现率:考虑到当前央企能源企业的融资成本在4-5%,我们选取6%作为折现率。

初始投资和利用小时数的变化对度电成本的影响巨大,而随着技术进步,初始投资 仍有下降空间;利用小时数主要看电站在实际运营中的利用率,每天充放次数越高,成 本越低。在100MW/400MWh的系统中,初始投资11-13元/W、年循环次数达到600次以上 时,储能度电成本区间为0.44-0.69元/kWh。

通过测算,在电化学储能中,全钒液流电池LCOS与铁锂电池接近,但是能量转化效 率方面不如锂电池,布置灵活性、温度环境要求较高。行业当前处在由示范阶段转向商 业化过程中,预计未来随着技术以及工程进步,成本会有较大的下降空间,能效也有望 进一步提高。

七、铅炭电池储能

7.1 发展情况

铅碳电池是一种电容型铅酸电池,是从传统的铅酸电池演进出来的技术。普通铅酸 电池的正极活性材料是氧化铅(PbO2),负极活性材料是铅(Pb),若把负极活性材料Pb全部 换成活性炭,则普通铅酸电池变成混合电容器;若把活性炭混合到负极活性材料Pb中, 则普通铅酸电池变成铅炭电池。

在性能方面,铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点,既发挥了超级电容瞬间 大容量充电的优点,也发挥了铅酸电池的比能量优势,且拥有非常好的充放电性能;由于加了碳,阻止了负极硫酸盐化现象,改善了过去电池失效的一个因素,更延长了电池 寿命。

铅炭储能进展情况。美国的国际动力公司(Axion)在2006年便已经建立铅炭电池生产线,2009年便开始批量销售铅炭电池。我国铅酸电池大厂纷纷进行过铅炭电池的研发与 生产,例如圣阳股份与日本古河于2014年签订合作协议,授权圣阳股份在中国工厂进行 铅炭电池的本地化生产;南都电源开发有临安2MWh、浙江鹿西岛4MWh微网储能、珠海万 山海岛6MWh等储能项目段;2018年超威集团“电力储能用铅炭电池2V1000”项目获得浙 江省科学技术进步二等奖;天能动力表示其高性能铅炭电池是自主研发的具有国际领先 技术水平的新型电池,于2020年12月荣获国务院批准设立的我国工业领域最高奖项—— 中国工业大奖项目奖。

7.2 铅炭电池成本分析

铅炭电池储能全寿命储能度电成本(LCOS)测算核心假设: 1)初始投资成本:铅炭电池储能系统中电芯成本较低,假设初始全投资成本为 1 元 /Wh。 2)年度运维成本假设:每年需要4%左右,为0.04元/W。 3)放电深度:铅炭电池放电深度较低,为60-70%。 4)寿命:可循环2000次以上,多家企业表示,其铅炭电池可在70%放电深度条件下 达到4200次的循环寿命。 4)循环效率:综合多种文献,铅炭电池循环次数可以达到70-85%,这里暂定75%, 部分可达80%以上。 5)贴现率:考虑到当前央企能源企业的融资成本在4-5%,我们选取6%作为折现率。

根据以上假设测算可得,在初始投资成本1元/W,年均循环次数600次,储能循环效 率70%,铅炭电池LOCS为0.678元/kWh。

对铅炭电池敏感性分析发现,在年循环次数达到500次以上时,初始投资成本为0.8-1 元/W,铅炭电池储能度电成本区间为0.52-0.747元/kWh。

通过测算比较,发现虽然铅炭电池初始投资成本较低,但是由于其放电深度低于其 他储能形式,度电成本优势并不明显。另外如果考虑实际使用中能量损耗成本,铅炭电 池因能效相对铁锂电池较低,经济性会处于一定劣势势。新型储能百花齐放的状态下, 铅炭电池也将有望通过技术进步实现能效提升以及成本下降。

(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

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