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电化学储能迎五大创新机遇

2022-06-30 08:52来源:中国电力报关键词:电化学储能PCSEMS收藏点赞

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6月22日,全球性环保组织绿色和平发布了《电力系统脱碳的关键路径——电化学储能技术创新趋势报告》(以下简称《报告》)。《报告》从4种电化学储能技术路线出发,拆解其上下游产业链,细致呈现了各阶段的发展现状和市场结构,同时分析了电化学储能技术从上游电池到下游回收五大环节中的创新机遇。

锂电池:突破安全技术

全球电动汽车发展迅猛,推动了以锂离子电池技术为主的电化学储能发展。《报告》指出,在众多电化学储能技术路线中,锂离子电池已建立较为健全的产业链。

但不容忽视的是,我国锂资源开采难度较大,进口锂资源依赖度依然较高,以2020年为例,年进口占比超70%以上。《报告》指出,国内的锂盐湖主要分布在青海、西藏和湖北,虽然资源总量占全球总探明储量的22.9%,但品位不高且开采利用条件较差。根据相关公司披露,生产成本远高于南美盐湖生产成本。从原料环节来看,如何降低国内锂资源的开采成本是技术发展的重点。虽然应用广泛,但安全性依然是目前锂电池亟须解决的问题。《报告》指出,锂离子电池的创新方向主要是在现有技术及产业链的基础上寻求更安全、更高效、成本更低的技术突破。

变流器:长寿命是关键

作为连接电源、电池与电网的核心环节,储能变流器决定着输出电能的质量和特征,从而很大程度上影响着电池的寿命。作为储能变流器的核心设备,IGBT等功率器件对电能起到整流、逆变等作用,以实现储能电池充放电等功能。

由于IGBT的性能直接影响充放电效率,因此过去储能变流器企业在器件选用过程中往往偏向稳定性较强的海外IGBT产品。由于国内企业产业化起步较晚,工艺基础较为薄弱,我国IGBT市场长期被英飞凌等欧日厂商主导。绿色和平介绍,2020年,我国IGBT自给率不足20%。近来受新冠肺炎疫情等因素影响,海外芯片大厂交期延长,叠加中美贸易摩擦等地缘政治事件,储能变流器企业开始加速引入国产IGBT供应商,建立国产供应链体系。

《报告》认为,单从储能变流器产品上看,高电压、长寿命、高功率为其创新发展趋势。从应用上来看,储能变流器应用场景逐步丰富,具备光储充一体化的储能变流器应用逐步增多。变流器技术将从单一的离网备用电源,到光储一体并/离网变流器,再到光储充一体。

EMS:智慧运维是方向

能量管理系统(以下简称“EMS”)是运用自动化、信息化等专业技术,对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施的动态监控和数字化管理,从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。

EMS主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。据统计,硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过50%,信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟。在系统软件方面,由于EMS公司需了解电网的运行特点和核心诉求,因此国内储能EMS相关公司主要为南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等公司。

直接补贴、设定配置比例等扶持政策可短暂地刺激储能装机,但市场的真正成熟离不开储能系统效率和循环寿命的提升以及系统成本的降低。通过专业的运营维护及安全监控,可以保障储能电站的健康高效运行,是降低系统成本的有效方法,所以电站的智慧运维是EMS未来发展的重要方向。

当前,一些专业化公司已经开始专注于储能电站的智能运维和精细化管理。《报告》建议,在专业储能运维平台管理的储能电站到达一定规模后,运维管理平台可整合分散安装的储能系统形成虚拟电厂,通过集群调度参与电网服务或者电力交易,获取增值收益。

创新应用:推进光储充一体

随着储能盈利模式的探索,“云储能”“共享储能”等创新应用模式脱颖而出。以用户侧多主体共享储能为例,业内专家研究表明,以北京市一般工商业分时电价作为参考进行测算,运营商主要通过“低储高放”获利,5年左右回收成本。用户不需要承担投资储能的费用,只需在电价高峰时期从运营商购买价格较低的电量即可节省电费;对于电网来说,建设共享储能节省了大量的扩建费用并减低了耗损成本。

《报告》认为,可以将光储充一体化充电站作为创新应用的落点。应用场景多样,占地面积不大,可作为电动车的充换电站、露天停车场、车站、高速公路休息区等。获利模式较为多样,“光伏+储能”自发自用,余电上网,“谷充峰放”的时间电价转移,并结合电动车充电习惯制定时间电价模式,通过能量管理系统调节并舒缓馈线压力,作为紧急备用电源等。

《报告》同时也明确提出了光储充发展的制约因素。首先是安全问题。加强光储产品的标准化和模块化,建立和完善光储系统的安全标准体系是保障安全的重要因素之一。其次,因为光储充获利模式较为多样,在很多省份尚未建立相应的储能获利政策机制,对光储充的应用有一定限制。

电池回收:可探索多方合作

电化学储能尚处于发展初期,专门针对不同电化学储能系统的回收市场并未受到太多关注。储能电池的寿命预计为10年以上,从2020年储能装机量大幅增加来计算,储能电站的电池回收将从2030年开始进入规模化。目前,我国建立的电池回收政策主要针对动力电池,尚未出台完全针对储能电站的电池回收政策,而现阶段电池回收也没有形成完整的商业模式,多种类型的企业还处于布局阶段。

《报告》认为,从生产者责任制的角度来讲,处于储能产业链后端的集成商有义务开展相关工作,其优势在于直接对接应用场景,有更好的渠道,但其劣势在于再利用和材料制造能力。从经济性角度来说,降本是推动回收市场发展的核心,因此材料制造企业、电池企业均有动力进行相关业务的拓展。但制造企业对于下游的控制能力较弱,渠道能力依然依赖集成商,所以未来有望形成多方合作的模式。


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