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《PPT | 熔盐储能开启长时储能篇章，光热发电和火电改造成为主要应用场景》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2023-04-12

  • 熔盐储能是一种可以传递能量、长时间（6-8h）、大容量储能的技术路径，开启长时储能篇章

    随着国家政策的大力支持，熔盐储能在光热发电和火电机组灵活改造将大有可为：

    1）光热发电，集热场占比总投资50-65%，其中支架占比10%；储换热场占比总投资20-25%，其中熔盐占比7-8%，熔盐罐占比约为5%；常规岛占比总投资约为10%。

    2）火电机组灵活改造，主要包括储热能量模块（冷/热盐罐）、蒸汽加热熔盐系统和熔盐蒸汽发生系统

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  • 原文来源：https://www.in-en.com/article/html/energy-2323297.shtml
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  • 《发电侧储能的难点和支点》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-09-11
    • 8月27日，国家发改委、国家能源局发布“关于公开征求对《国家发展改革委国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》意见的公告”。征求意见稿指出，“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，应结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光火储一体化”。 　　向新能源转型不仅是世界各国的能源发展趋势，更是我国的既定国策。习近平总书记在巴黎会议上庄严承诺，到2030年中国非化石能源在一次能源消费中的比重要达到20%。根据国家发展改革委能源研究所发布的《中国新能源发展路线图2050》，到2050年，太阳能发电量将达到21000亿千瓦时，也就是说，光伏发电量要在2018年的基础上提高近11倍。要实现这个目标，储能将是绕不开的话题。 　　两类储能各不同 　　发电侧储能并不是因为新能源发展而出现的新事物，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。从累计装机容量来看，目前抽水蓄能方式份额最大，但电化学储能因为其响应速度快、布点灵活等优点，代表着未来的发展方向。根据中关村储能联盟数据，2019年5月至2020年7月，全球新增发电侧电化学储能项目113个，中国新增发电侧电化学储能项目59个。目前，电化学储能已经成为发电侧储能应用领域的重要方式。 　　当前我国发电侧储能从用途上看主要有两类。 　　第一类是火电配储能。主要是保障发电厂具有一定的调频调峰能力，提高火电机组的运行效率和电网稳定性。同时，在能源结构转型过程中深度挖掘火电的改造空间，拓宽火电的盈利方式。火电配电化学储能在我国已有广泛应用，山西、广东、河北都有发电侧火储联合调频项目。 　　第二类是新能源配储能。相比火电，风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。2019年，在新能源发电集中的西北地区，弃风率和弃光率仍然很高。例如，新疆的弃风率和弃光率分别是14%和7.4%。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。 　　当下面临五大难点 　　尽管电化学储能在发电侧已经有很多示范项目，但在应用方面仍然有许多困难需要克服。在政策和运营层面，主要面临以下几方面的挑战： 　　一是传统电力市场给储能留下的空间不大。发电侧储能的收益直接来源于电力市场，因此电力市场的总体运行状况对储能的发展有着直接影响。 　　根据国家能源局的数据，截至2020年1月，我国电力装机总量在20亿千瓦左右，2020年1～6月全国总用电量为33547亿千瓦时。这说明我国存在电力生产过剩的情况。同时，我国还不断有用于调峰的火电（燃气机组）、新能源机组上马，装机总量不断上升，导致储能的作用难以体现。 　　相比欧美国家，我国的电力设施很多都是近些年修建的，基础设施更为“坚强”，具有相当的容纳能力。这就使得电网对储能所提供的辅助服务没有强烈需求。在美国，由于新建电厂的审批控制以及电网的老化，电力公司急需储能来平抑波动和满足扩容需求，在此基础上形成了对储能的大量需求。 　　二是储能作为辅助服务市场主体的资格不明确。储能的价值主要体现在它提供的辅助服务上，因此辅助服务市场的规制对储能的收益有着决定作用。在发电侧，电化学储能是作为发电厂机组的辅助设备运行的。作为机组的附属设备，电化学储能没有辅助服务市场独立的经营资格，由此导致电化学储能的收益具有很高的不确定性。由于很多发电侧的发电和储能是分开管理的，当政策变化时，由于没有主体地位，储能运营商可能没有多少谈判的能力，收益可能会进一步降低。 　　因此，发电侧储能的主体地位是个亟待解决的问题。目前，某些地区已经开始了这方面的尝试。例如，福建晋江的独立储能电站就拿到了“发电业务许可证”，以此为切入点让独立的发电侧储能进入电力市场。但即使如此，储能在市场中的身份和交易机制也不够健全。 　　根据2020年6月国家能源局福建监管办公室发布的《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）（2020年修订版）》规定，独立储能电站的充电可以“采取目录峰谷电价或者直接参与调峰交易购买低谷电量”，放电时则“作为分布式电源就近向电网出售，价格按有关规定执行”。这就导致在调峰方面，储能的调峰收益更多是由计划和磋商决定的，充放电价的不明确给储能的收益带来很大的不确定性。即使在青海、湖北这样将电储能交易纳入调峰市场的省份，也只规定了储能电站充电时的交易机制，关于放电依然是“按照相关规定执行”。 　　除了以上的困难之外，由于储能在调频方面具有极好的性能，因此，储能的主体资格还面临着来自辅助服务市场内部成员的阻力。 　　三是辅助服务市场机制不完善。由于储能本身并不创造电能，因此储能的收益只能来自提供辅助服务的收费，而我国的辅助服务市场机制尚无法满足储能商业化运行的要求。 　　我国目前的辅助服务机制要求发电侧“既出钱又出力”，也就是要求并网发电企业必须提供辅助服务，同时辅助服务补偿费用要在发电企业中分摊。通过从这些企业中收取一部分资金，加上一部分补贴，形成一个资金池。调度中心根据各辅助服务主体的绩效打分，来决定发电企业能从这个资金池中收回多少份额。 　　以2019上半年为例，我国电力辅助服务总费用共130.31亿，占上网电费总额1.47%。其中发电机组分摊费用合计114.29亿，占87.71%。如此制度设计就决定了辅助服务市场基本是一个“零和博弈”，辅助服务的价值并没有得到很好的体现。 　　因此从发电厂的角度来看，如果大家都通过配套储能来提供辅助服务，那么会出现发电厂收益并无变化而成本却提高很多的问题，进而使发电厂缺乏安装储能设施的动力，这也是造成储能项目多是示范工程的原因。即使宏观政策支持发电侧储能的发展，这样的辅助服务机制也很难给发电侧提供正向激励。在辅助服务市场没有建立起来的情况下，储能的收入来源十分单一，很难达到商业运行的要求。 　　四是储能标准缺位。我国电化学储能行业近几年才初具规模，储能电池还没有国家层面的标准规范。在没有确定标准的情况下，储能电池的回收和梯级利用也难以有效实施。例如，部分地区在探索退役动力电池应用于储能领域，但储能电池的要求和动力电池有很大不同，错误的梯级利用不仅带来效率方面的问题，更严重的是存在安全隐患。而且，相关法规的确缺失，可能会导致储能电池出现像铅蓄电池一样的回收乱象。 　　五是运营问题。储能的运营问题主要在于储能的容量和成本。现有的发电侧储能项目容量一般在10～200兆瓦时之间，多数不超过100兆瓦时，考虑到未来新能源装机容量越来越大，这样的储能规模显然难以充分助力新能源消纳。现有的电化学储能可以通过技术手段轻松增加容量，当然，随之而来的安全问题也需要高度关注。 　　电化学储能的成本问题更是储能难以大规模投入的重要原因之一。以光伏发电为例，在西北等光伏资源丰富地区，虽然已经可以做到平价上网，然而配套储能设施如果没有相应的激励或者补贴政策，发电成本就会大大提高。再考虑到设备的衰减和老化问题，成本的回收会更加困难。 　　因此，目前在没有明确且足够的政策补贴时，电化学储能难以大规模地投入使用。 　　未来需要四大支点 　　尽管电化学储能有以上的种种限制，它的前景却是明朗的。随着我国能源转型以及电力市场改革的不断深化，电化学储能未来的定位会越来越清晰，应用的价值也会越来越得到体现。 　　第一，提高消纳能力 　　未来新能源发电会占有越来越大的比例。与此共生的消纳市场给电化学储能带来了广阔的发展空间。一方面，新能源配储能可以帮助解决新能源在当地的消纳问题，储能能帮助风电和光电摆脱“垃圾电”的影响。更重要的是，由于我国的风、光资源主要集中在西北部，而需求负荷主要集中在沿海地区。如果未来要更多地依靠新能源，那么电力的跨地区转移就是一个必须解决的问题。这也是特高压进入我国“新基建”计划的一个原因。通过特高压，大量的新能源电力可以转移到沿海区域而中途没有过多的损失。 　　第二，扩大电力市场容量 　　随着电力市场改革的不断深入，在价格机制的引导下，未来新电厂的建设会放缓。同时，用电需求仍然会不断上涨。考虑到电网的经济性，相比于建设新的电厂，未来更多的关注点会集中在电力系统的优化方面。例如通过合理的削峰填谷、需求响应来解决电力市场的扩容问题。 　　在这方面，电化学储能由于其快速的响应能力，在未来的电力容量市场中具有相当大的潜力。如果通过EMS（能源管理系统）能让储能在容量市场充分发挥其作用，那么扩容问题能得到部分解决。 　　第三，促进市场价格机制形成 　　本着“谁受益，谁承担”的原则，目前的辅助服务成本分配方式不尽合理。国家发展改革委、国家能源局在不久前发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中指出：“进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”如此，让所有受益的市场主体，都来承担辅助服务成本，辅助服务的价值才能在市场中得到较好的体现。发电侧储能将有更大的积极性在应用方面进行尝试和投入，电力用户也会根据市场价格进行需求的自我调整，从而提高电力系统的整体运行效率。 　　第四，对生态环境影响小 　　在不同的储能方式之间，电化学储能在环境保护方面也有其优势。以抽水蓄能为例，一般需要在山地环境下建设上下水库、安装大型发电机组，电站建设运行可能会对周围的生态环境产生影响。而电化学储能在选址上没有抽水蓄能那么多的地理限制条件，且占地面积小很多。以晋江储能电站为例，总占地面积10887平方米，以围墙内面积计算，全站能量密度为42.5千瓦时/平方米。在电化学储能应用和回收技术不断进步的情况下，预计对于生态环境的影响会远小于抽水蓄能。 
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  • 《发展长时储能 推动构建新型电力系统》
    • 来源专题：能源情报网监测服务平台
    • 编译者：郭楷模
    • 发布时间：2024-08-15
    • 在实现“双碳”目标背景下，风电、太阳能发电等新能源发电发展迅速，其波动性给电力系统稳定运行和供需平衡带来挑战。长时储能凭借长周期、大容量特性，能够在长时间维度上平抑新能源发电带来的波动，保障季节性及极端天气下的电力供应。 目前，国内外对于长时储能的放电时长尚未统一定义，国内一般认为持续放电时长在4小时以上的技术属于长时储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等5种类型。发展长时储能对我国保障能源安全、推动能源绿色低碳转型、促进能源高质量发展具有重要意义。 长时储能是保障新型电力系统安全稳定运行的重要手段 国网能源研究院有限公司预测：2060年全社会用电量约15.7万亿千瓦时，电源装机将超过67亿千瓦，非化石能源装机占比和发电量占比均超过80%;其中，风能、太阳能发电装机将超过40亿千瓦，装机占比超过60%，发电量占比超过50%。 随着新能源电源和电力电子设备大规模接入，电力系统高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征凸显，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，使得电力实时平衡难度增大，这对电力系统调节资源提出了巨大的需求。同时，风电、太阳能发电易受天气影响，“极热无风、极寒少光”特点明显，出现极端天气时出力不稳定，容易造成电力供需不平衡。根据仿真分析，当电力系统中风电、太阳能发电量占比超过50%时，需要解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题。由于2至4小时的短时储能不具备相应的支撑能力，大规模长周期储能的作用将会进一步凸显。 与短时储能相比，长时储能在提升新能源发电消纳能力、增强电网灵活性等方面优势更明显，尤其是应对季节性气候或极端天气时，长时储能可以提供更长时间的电力安全保障储备，实现跨天、跨月甚至跨季节的充放电循环。“新能源+长时储能”将成为保障新型电力系统安全稳定运行的重要解决方案之一。 长时储能技术在不同时间尺度调节场景下发挥作用 国家发展改革委和国家能源局对储能发展进行了整体规划部署，出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，要求重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。 根据日、周、季等时间尺度，长时储能分为日长时储能(4至12小时)、周长时储能(12至100小时)和季长时储能(100小时以上)。日长时储能主要应用于日间能量转换，周长时储能主要应用于多天电力平衡，季长时储能主要应用于季节电力平衡以及极端天气下的电力平衡。 综合考虑当前长时储能技术放电时长和容量、效率、经济性、技术成熟度等多种因素，日调节、周调节以及季调节场景适用不同的长时储能技术。 在日调节场景下，抽水蓄能是最适用的储能技术。当前，火电机组仍是我国电力系统灵活性的主要支撑，储能主要用于日间调峰。抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为长时储能的主流方式，而压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等仍处在工程示范阶段，在当前市场机制下不具备竞争力。 在周调节场景下，压缩空气储能、熔盐储热和液流电池等将成为长时储能的主要方式，形成多元化竞争格局。随着新能源占比逐步提高，电力系统对长时储能的需求进一步增加，将推动多种长时储能技术应用。压缩空气储能依靠大型地下洞穴或地上储气室进行储气，随着深冷液化、超临界等技术取得突破，可作为抽水蓄能的补充。熔盐储热在光热发电、火电机组灵活性改造以及热电联供等场景具有明显优势，是大规模中高温储热的主流技术。液流电池功率和容量解耦，扩容性强，不受地理条件限制，采用模块化设计，有利于提高储能的规模和灵活性。 在季调节场景下，氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式。到2060年，新能源将成为发电主力且成本大幅降低。由于风电具有较强的随机性、间歇性和反调峰特性，风资源丰富的地区更需要跨季节长时储能来保障季节性电力平衡和极端天气下的电力供应。与其他储能方式相比，氢储能在放电时长和容量上具有明显优势，储存形式多样，不受地理条件限制，有望成为跨季节长时储能技术的首选。氢储能随着制、储、输、用等方面技术不断突破，成本将大幅降低，能够应用于电力系统各个环节。 需从政策、技术和应用等方面推动长时储能发展 构建新型电力系统需要不同时长的储能技术，以满足各类场景的调节需求。然而，长时储能整体上还处于初步发展阶段，技术类型较多，商业模式和运行机制尚不完善，产业发展规模较小，还没有形成完整的产业链，成本也有待进一步下降。为此，需要从政策、技术和应用等三方面推动长时储能技术发展。 在政策方面，建议出台适用于长时储能发展的电力市场机制，完善长时储能相关市场价格机制，建立合理的长效补偿和补偿监管机制，加大对长时储能产业发展的支持力度，促进长时储能产业可持续发展。 在技术方面，建议持续跟踪长时储能技术在成本、效率、安全、应用等方面的创新研究，适时开展部分长时储能相关矿产资源储备，加强长时储能全产业链经济性与技术成熟度分析，以科技创新推动长时储能技术的多元化应用研究和工程示范。 在应用方面，建议结合新型电力系统的建设阶段，分析研判长时储能技术在新型电力系统中的场景适用性，厘清长时储能技术演变路径，统筹发展应用长时储能和短时储能，明确各类储能技术的建设时序和区域布局，更好地服务新型电力系统建设。 (作者单位：国家电网有限公司大数据中心 中国电力科学研究院)
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