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如何将电池安装到电气系统中？

发布于：2024-06-28 编辑：匿名来源：网络

*转载文章不代表本站观点。

本文来自微信公众号“放大光”（guokr）作者：凌霜微宇编辑：陈闷雷策划：放大光团队实现“双碳目标”需要新的电力体系已成为共识。

在上一篇文章《怎么给新能源拉一张新电网？》中，我们详细介绍了什么样的电力系统才能称为“新电网”，建设这样的电网面临哪些挑战，以及三个基本解决方案，即“看可以是”准确、调整和存储。

”不过，由于篇幅限制，文章并没有详细阐述“储能”环节——但这并不是因为储能不重要，而是因为它太重要了，无法在有限的篇幅内进行梳理。

本文将围绕目前储能的技术路线和商业模式，为读者解析这个热门行业。

毕竟，今年是储能元年。

为什么要发展储能？能够实现“碳达峰、碳中和”的电力系统一定是以新能源为主体的新型电力系统。

这个方案意味着，未来我们电力系统的主要能源供应将变成风能、太阳能等新能源，但其最大的问题是不稳定。

以下是某地在不同季节的典型输出和负载功耗。

可见波动明显较大且不稳定，这对电力系统非常不友好甚至有害。

某地不同季节的典型出力和负荷用电量[1] 过去，调节能力较强的火电厂才能保证电力平衡。

然而，随着“新能源”发电比重不断提高，依靠火电厂的传统调节模式已不能适应电力系统的波动，电网需要新的调节方式。

储能的意义在于：通过将储能设施与风能、太阳能结合起来，当发电量过多时，对储能设备进行充电，以平滑波峰；当发电不足时，储能设备放电弥补缺口，整合新能源系统。

“不可控”变成了“可控”。

储存能量的方法有哪些？既然储能如此重要，那么目前有哪些技术路线值得开发和布局呢？大方向上，根据《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》[2]，我国目前的储能技术路线大致分为抽水蓄能和新能源存储两大类。

不同类型储能技术特点比较[3][4]抽水蓄能：成熟可靠、价格低廉、数量充足。

抽水蓄能的原理非常简单。

在山上和山脚下建两个水库，安装一个可用作水泵和一台可用作发电机的水轮机，有水时可将山下的水抽到山上。

电很多，电少的时候就放下山上的水来发电。

抽水蓄能原理图抽水蓄能的优点首先是规模大。

一个抽水蓄能电站只需几台机组就能实现数百兆瓦的储能规模，甚至上千兆瓦的也不少见（大规模储能非常罕见）。

难能可贵的是，抽水路线的单位成本并不高，约为100元/kWh（约为锂电池的四分之一至一半），但其使用寿命可达40至60年（锂电池只有约少于 10 年）。

此外，抽水蓄能已经非常成熟。

世界上第一座抽水蓄能电站于2010年（清光绪八年）在瑞士建成，我国早在2008年也建成了第一座抽水蓄能电站。

抽水蓄能示意图但抽水蓄能也有缺点。

一是选址严格，必须有山、湖（河）、山上建水库、拉电线穿越；二是对自然环境的破坏，劈山开河，不能没有负面影响。

当然，这些问题都有望通过技术手段得到解决。

可以预见，抽水蓄能在相当长的时间内仍将是电力系统储能的主力军。

目前，我国已投运的抽水蓄能电站总规模达1万千瓦，远远超过所有其他储能方式的总和。

主要分布在华东、华北、华中、广东等地区。

在建抽水蓄能电站总规模为1万千瓦，约60%分布在华东地区。

和华北地区。

已建和在建规模均居世界第一。

从长远规划来看，根据《抽水蓄能中长期发展规划（年）》，到2020年，我国抽水蓄能发电总规模将达到1万千瓦（双）以上，到2020年，抽水蓄能发电总规模将达到1万千瓦（双）以上。

产量将达到1.2亿千瓦以上（再次翻番）。

行业前景广阔。

[5]。

新能源存储：让百花齐放，绽放未来现阶段，人们对“新能源存储”概念的理解主要来自于锂电池，但实际上，除了抽水蓄能之外的所有储能方式都可以纳入新能源存储的范畴。

属于“新能源存储”范畴。

关于锂电池储能的分析文章已经有很多了，这里不再赘述。

本文主要讲一下国家正在推广的其他几种储能方式。

今年7月，国家发改委、能源局发布《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），重点强调了压缩空气、液流电池、飞轮储能、钠盐四大储能技术-离子电池。

我们将重点关注下面的[6]。

信息来源：国家发改委《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》储能技术虽然种类繁多，但按照储能方式大致可分为两类：物理储能和电化学储能。

物理储能是将电能转化为机械能、重力势能等物理能。

典型代表就是上面提到的抽水蓄能（重力势能）；电化学储能是将电能转化为化学能。

典型代表就是时下流行的锂电池。

按照这种分类方式回顾《指导意见》可以发现，这四种储能方式恰好是两个一组。

其中，压缩空气和飞轮储能属于机械储能，液流电池和钠离子电池属于电化学储能。

物理储能：压缩空气储能压缩空气储能，顾名思义，就是在有大量电量的情况下，压缩空气来储存能量。

当需要电力时，利用压缩空气来发电。

按发电方式可分为“后燃式”和“非后燃式”两种。

“后燃式”压缩空气储能技术是在发电时将压缩空气与天然气混合。

发电，然后在燃烧室中充分燃烧，驱动发电机发电，这种方式是目前最成熟的压缩空气储能技术，功率达到数百兆瓦。

德国早在2018年就建成了容量为1兆瓦的亨托夫压缩空气储能电站。

不过，这种模式的缺点也很明显。

严格来说，这个储能装置是一个“气体发电放大器”。

它本质上是一个天然气发电厂，需要燃料并排放二氧化碳。

因此，该技术已逐渐被淘汰。

后燃式压缩空气储能原理示意图[7] 另一种压缩空气储能技术是“非后燃式”，直接利用压缩空气驱动发电机做功，不会产生额外的碳排放。

同时，空气在??压缩膨胀过程中会产生额外的冷量和热量，可以为周围用户提供制冷和供暖，进一步提高能源利用效率。

因此，这一技术路线也成为我国压缩空气储能技术的首选发展方向，并逐渐走向成熟。

目前，江苏金坛（60MW）和贵州毕节（10MW）已建成压缩空气储能电站，并已并网发电[8]。

非加力压缩空气储能原理示意图[7] 物理储能：飞轮储能。

飞轮储能的主体由一个大飞轮组成。

当电量较多时，用电带动飞轮转动，需要用电时，则用飞轮带动发电机发电，将电能输送回电网。

飞轮储能结构示意图。

飞轮储存能量的能力是抽水蓄能和压缩空气完全无法比拟的。

然而，该技术的最大优点是响应速度快。

它可以在短时间内快速启动并立即产生大量电力，因此它可以完美匹配“快速响应”和“大功率”场景，例如地铁。

地铁列车总是走走停停，每次刹车都会浪费大量的动能。

飞轮储能可以在车辆停止时储存动能，并在启动时为地铁提供能量，从而节省电力。

该设备已在北京地铁房山线实施。

据测算，一个电站每天可节省电量约50万千瓦时，即一年约可节省电量50万千瓦时。

飞轮储能应用实例[9]电化学储能：液流电池液流电池原理图液流电池与我们理解的传统电池不同。

它由电堆单元（电池发生反应的地方）、电解液（电池化学反应原料组成）、电解液储存和供应单元（两个大水箱，以及驱动电解液流动的水泵）和管理控制单元（控制器）。

简单来说，就是将电解液放入两个大罐子中，必要时用水泵将罐子里的电解液泵入电堆单元进行充电或放电反应，然后将电解液泵回罐子中反应完成后。

这项技术适合建设超大规模电池储能设施——只要储罐足够大，储能能力足够强，而大规模储能是现阶段最稀缺的能力。

根据电解液不同，液流电池可分为铁铬液流电池、多硫化钠-溴液流电池、全钒液流电池、锌溴液流电池等体系。

其中，全钒液流电池技术最成熟，已进入产业化阶段。

全钒液流电池采用水溶液作为电解液，充放电过程为均相反应（均为液体，不产生气体或固体），因此安全性高（不会爆炸），循环周期极长寿命（大于10000次），在大规模储能领域具有巨大的应用优势。

2020年12月，我国已在大连建成国家液流电池储能电站一期示范工程。

项目投资达19亿元。

建设规模为MW/MWh。

未来总体规模为MW/MWh。

总投资38亿元。

电化学储能：钠离子电池钠离子电池可以理解为采用钠盐作为电极材料的电池。

其技术原理并没有什么新颖之处。

推动此类电池发展的核心原因不是技术，而是产业链。

关于这个技术路线，在放大灯的文章《锂资源不够用，“钠”就取而代之？》中有更详细的介绍。

锂作为电池的核心原材料，一直以来都比较紧缺。

尤其是我国，利用自有锂资源加工的碱性锂盐年产量仅为6.5万吨。

其余锂精矿依赖进口。

共进口锂辉石精矿1万吨，进口矿石主要来自澳大利亚。

近年来，新能源汽车的爆发式增长进一步显着推高了锂矿石价格。

今年12月碳酸锂价格已达到去年的四倍。

中科院物理研究所陈立泉院士提到，目前全球已探明可开采的锂资源储量只能满足14.8亿辆电动汽车。

2018年，我国机动车保有量达到3.72亿辆，电动汽车占比还比较小。

低位，锂资源压力尚未显现。

随着电动汽车保有量进一步增加，锂资源供应隐患将凸显。

可见，如果继续依赖锂离子电池，储能产业的发展将受到严重制约。

碳酸锂的价格走势与钠离子电池不同。

钠储量极为丰富，不存在短缺问题。

只要技术通过考验，我们就可以减少对外部的依赖。

中科海纳公司依托中科院物理研究所技术，研发出Wh/kg钠离子电池。

虽然低于磷酸铁锂的Wh/kg，但已经具有一定的商业价值。

CATL也在8月宣布开发出Wh/kg钠离子电池。

虽然绝对性能与锂电池仍有差距，但至少具备初步商业化的潜力，未来整体技术路线将会增长。

还是值得期待的。

从行业前景来看，如果说抽水蓄能未来的增长可以称得上“可观”，那么新能源储能的发展简直可以用“爆发”来形容。

据中关村储能产业技术联盟全球数据库统计，截至今年6月底，新增储能累计装机容量为0.4MW/。

几千千瓦[6]，十倍的增长空间——而且这个计划相对保守。

根据南方电网发布的《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间，仅南方电网就将推广新能源配套新能源储能1万千瓦。

但南方电网仅覆盖5个省份。

可以预计，国家电网覆盖26个省、市、自治区将有机会实现什么样的增量空间[10]。

这就是为什么虽然规模化和商业化还在路上，但储能产业在资本市场上已经启动——充足的市场空间带来了极其乐观的增长，不少相关二级市场投资标的飙升。

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储能ETF如何通过储能赚钱？储能产业确实很优秀，确实很重要，但它仍然需要可以开发的商业价值。

只有当“储能赚钱”深入人心，庞大的社会资本才会真正投入其中，行业才有可能爆发式发展。

那么在电力系统中，谁来出钱建设这个储能以及如何让储能项目盈利自然成为两个关键问题。

谁来建设储能？从建设作用区分，电力系统中的储能大致可分为源侧储能、电网侧储能和负荷侧储能三种类型。

每个建设主体及其建设目的都不同。

源侧储能也称为发电侧储能。

顾名思义，其建设主体是各类发电企业，包括火电厂、风电场、光伏电站等。

为了提高风电、光伏电站的可控性，各省往往要求其配备能源储存量从5%到10%不等。

这部分储能的主要投资者自然是相应的风电和光伏电站。

对于传统火电厂来说，储能可以增强其调节性能，电网在计算调频补偿成本时将直接与电厂的调节性能挂钩。

因此，为了获得更高的调频补偿成本，电厂也有动力为自己的火电机组配备储能。

电网侧储能电网侧储能的主要建设主体一般是电网公司，其建设的主要目的是调节峰值和频率，从而保证电网的安全运行。

电网侧储能最重要的形式仍然是抽水蓄能电站。

国家电网、南方电网分别成立“国网新源控股有限公司”和“南方电网调峰调频发电有限公司”负责抽水蓄能电站的运行。

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上述两类负荷侧储能的建设者以及所涉及的储能建设往往更接近于一种配套设施。

创造商业价值并不是核心诉求，商业化潜力本身并不强。

但负载侧储能商业潜力最高，盈利也是参与者的核心目标。

因此，与前两者不同的是，负载侧储能的建设主体呈现出多元化的趋势。

发电企业、电网企业，以及所有想通过储能运营赚取利润的企业，都在负荷侧有一定的布局。

商业模式是什么？从基本商业模式来看，储能盈利的主要方式可以分为峰谷价差和辅助服务市场两种方式。

低买高卖，削峰填谷。

由于人们自然的用电习惯，有时用电较多（一般是上午和下午），有时用电较少（一般是夜间），形成全天的“用电高峰”。

和“谷”。

然而电力系统并不喜欢这样的峰谷波动。

往往意味着发电机频繁启停，不仅增加了启停成本，而且降低了发电机的效率。

因此，为了尽可能拉平峰谷差，电网往往会设定峰谷电价，高峰时段电价高，淡季电价低。

这为储能套利创造了机会。

储能可以在夜间价格低的时候充电，然后在价格高的时候出售，赚取差价。

削峰填谷以计算简单、相对成熟的锂电池为例。

目前锂电池储能总成本约为人民币/kWh，投资1MW/2MWh储能站成本约为1万元。

，效率约为90%。

按照循环次数计算，该储能站在整个生命周期内可放电MWh。

那么可以计算出平均用电成本约为0.42元/千瓦时，也就是说只要峰谷电价差大于0.42元/千瓦时，项目就有利润空间。

那么全国各地的峰谷价差大致是多少呢？全国峰谷电价[11] 从上图可以看出，大部分地区的峰谷电价差异满足这一要求。

即使考虑到后期电池衰减、通货膨胀等因素，储能的实际成本比我们的预估高出一半，达到0.63元，因此仍有大量领域具有足够的利润空间。

而且，随着技术的进步，储能成本将进一步降低。

根据国家重点研发计划《储能与智能电网技术》《吉瓦时级锂离子电池储能系统技术》考核指标，项目末开发的锂离子电池储能系统的等效千瓦时成本不超过0.1元/kWh[12]。

12月9日，该项目获得宁德时代中标，期待宁德时代为我们带来更先进的储能技术[13]。

调峰、调频及辅助服务正如我们在之前的文章中提到的，电网需要通过技术手段来调节频率和电压。

频率调节需要能够快速发出（升频）或吸收（降频）电能的调节设备，而此类向电网提供的服务统称为“辅助服务”，而储能就是优秀的辅助服务提供者。

遗憾的是，我国电力系统尚未建立统一的辅助服务市场。

长期以来，提供辅助服务被视为发电厂的义务，在电网调度指令下达后直接执行。

这就导致储能作为调峰调频的优质资源，在这种场景下无法实现盈利。

由于“峰谷电价”，只能通过低买高卖来盈利，降低了储能的盈利能力。

但这种情况也在发生变化。

2006年以来，国家陆续出台了建立以市场化原则为基础的辅助电力服务机制的相关文件，并近年来逐步发展和完善。

截至今年8月，政策层面已明确将电力辅助服务分为基本服务和有偿服务两类，并指出有偿电力辅助服务可以通过固定补偿或市场化方式提供。

从此，储能获得了另一种盈利模式，为长期发展提供了更多助力。

事实上，储能未来还可以通过各种创新商业模式实现盈利，比如云储能、共享储能等。

但由于篇幅限制，本文不会对此展开展开。

*致谢：感谢药网对本文提供的技术支持。

*参考文献：[1]刘敦南，许尔峰，许晓峰。

园区微电网源网荷储一体化运行模型[J]．电网技术，42(3):9.[2]新华社记者：中共中央国务院关于全面准确全面贯彻新发展理念做好碳峰值达峰工作的意见.10.24陈海生，凌浩树，徐玉杰。

能源革命中的物理储能技术[J].中国科学院学报，（4）：10.[4]李先锋，张宏章，郑琼，等。

能源革命中的电化学储能技术[J].中国科学院学报，（4）：7.[5]国家能源局：抽水蓄能能源中长期发展规划（年）..09.17 国家能源局：国家发展改革委、国家能源局《关于加快发展新型储能的指导意见》..07.15 陈丽.，郑T.，梅S.，薛，储能技术取得重大突破。