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据了解,电化学储能包括:钠硫电池、钒电池和锂电池,对电网储能应用,尤其是风力发电储能应用,全钒电池和钠硫电池是两种主要的已经被市场认可的商用技术。
现有的全球的储能电池,90%的兆瓦级项目都是采用钠硫电池。在日本,钠硫电池有接近200兆瓦的商用规模。但是钠硫电池对充放电有特殊控制要求,需要增加 2-3倍的冗余。锂电池的储能时间有限,仅适用电网调频。因此电池容量和持续时间表现最佳的还是钒电池。
不过,现在钒电池在储能领域仍未处于优势地位,技术障碍仍待突破。
钒电池也有缺点,能量密度低,体积较大,距离大规模储能应用、储能成本价格稍高。虽然每种储能技术,都有其优缺点,因此在可以预见的将来,储能领域必然存在钠硫电池、钒电池、锂电池等技术共存的局面,相互竞争,并不存在一种技术垄断整个市场的局面。与铅酸电池、锂电池等技术相比,钒电池更环保、重放次数高、容量更大,但其应用仍停留在试验示范阶段,在产业化应用上近20多年一直未有突破。对于中策集团如此短时间实现钒电池的产业化,国内电池行业多有疑惑,而焦点则落在固体钒电池的技术上。
此外,过高的成本也限制了目前钒电池的发展。即使是在大型钒储能电池领域,实现产业化亦被认为尚需时日。
据业内专业人士介绍,国内钒电池业界的乐观预期是3-5年实现大型钒储能电池产业化。有电网专家指出电网领域大规模应用的储能电池,储能的建设成本应该在250美元/千瓦时以下,这个目标可能需要10年才能达到。而500美元/千瓦时将是能够进行产业化的门槛,目前还只有日本NGK能够进入这个区间。现在全球钒储能电池的建设成本介入500-1000美元/千瓦时之间。
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