长时储能降本路径——化学、机械和热能篇
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财经
2024-09-16 08:30
日本
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编译：Ted
长时储能 (LDES) 可为零碳电力系统提供灵活性和可靠性。各种 LDES 技术都有望应用于电网系统，但都面临着一个重大障碍——成本。本报告量化了 10 种 LDES 技术的研发途径，以降低 LDES 成本。这10 种 LDES 技术涵盖四个储能技术系列：- 电化学储能：液流电池 (FB)、铅酸电池 (PbAs)、锂离子电池 (LIB)、钠 (Na) 电池、超级电容器和锌 (Zn) 电池
- 机械储能：压缩空气储能 (CAES) 和抽水蓄能水电 (PSH)
本篇主要介绍化学、机械和热能长时储能的创新降本路径。
Chemical: Hydrogen Storage
氢电解技术可分为三种：液态碱性 (LA)、质子交换膜 (PEM) 和固体氧化物。本报告模拟评估了创新组合对预计 2030 年氢储存 LCOS 的影响。基于 2030 年存储时间为 10 小时的 100 兆瓦氢系统，预计 2030 年地上储罐储存的基准 LCOS 为 0.240 美元/千瓦时，地下洞穴储存的 LCOS 为 0.130 美元/千瓦时。在影响最大的前 10% 情景中，LCOS 范围为 0.150 美元至 0.170 美元/千瓦时，地上储存的平均投资组合成本为 4.91 亿美元，地下储存的平均投资组合成本为 0.113 美元至 0.116 美元/千瓦时。改进后的 LCOS 分别比地上和地下氢存储的基线低约 33% 和 12%。估计实现这两种 LCOS 水平所需的时间为 7-12 年。![]()
CAES 以势能（压缩空气）的形式储存电能，可以部署在中央发电厂或配电中心附近。使 CAES 成为有吸引力的选择的特性包括大储能容量，从几兆瓦到几千兆瓦，环保过程（特别是在燃烧时不使用化石燃料），长寿命和耐用性，由于压力和温度损失而导致的自放电低，以及储存能量的成本低。但是该技术面临的一些挑战包括前期投入高、往返效率 (RTE) 较低、选址和许可挑战、难以识别天然洞穴、放电深度低以及响应时间较长。本报告模拟评估了创新组合对 CAES 预计的 2030 年 LCOS 的影响。该分析使用 0.064 美元/千瓦时作为 100 兆瓦电厂 10 小时储能的预计基准 2030 年 LCOS。在影响最大的 10% 情景中，LCOS 范围为 0.021 美元/千瓦时 - 0.030 美元/千瓦时，平均投资组合成本为 7.45 亿美元。与基线相比，LCOS 提高了约 60%。实现这些 LCOS 水平所需的时间估计为 5-10 年。PSH 是一种成熟的储能技术。其最早在美国的运营可以追溯到 1929 年。目前全美共有 43 座电厂，总装机容量为 21.9 GW。虽然 PSH 可能为低成本存储提供机会，但它受到特定地质要求的限制，自然特征必须与现有电网基础设施和需求保持一致。本报告模拟评估了创新组合对 PSH 预计的 2030 年 LCOS 的影响。每个 PSH 项目都不同，因此资本成本高度特定于场地，并取决于许多因素。这包括位置拓扑、工厂规模和技术以及所需的土木工程。预计 2030 年 100 MW PSH 工厂（具有 10 小时储能）的基准 LCOS 估计为 0.140 美元/千瓦时。在影响最大的前 10% 情景中，LCOS 范围为 0.018 美元/千瓦时 - 0.025 美元/千瓦时，平均投资组合成本为 5.7 亿美元。与基准相比，LCOS 提高了约 85%。实现这些 LCOS 水平所需的时间估计为 6-10 年。
热能 (TES) 系统为 LDES 用途提供了许多优势，例如成本低、使用寿命长、能量密度高、具有固有稳定电网的惯性的同步发电能力以及输出热能和电能的能力。TES 技术可以与大多数可再生能源系统相结合，包括风能、光伏和聚光太阳能热能，并可用于热转热、热转电、电转热和电转电（双向电能）应用。熔盐 TES 双罐系统和蒸汽轮机最初被认为是实现 0.05 美元/kWh 的途径。改造退役火电厂可能是 TES 发电的潜在经济有效选择，因为它们都使用类似的热电转换类型。本报告模拟评估了创新组合对预计 2030 年 TES LCOS 的影响。基于 2030 年使用蒸汽轮机系统并存储 10 小时的 100 MW 双罐熔盐 TES 系统，预计 2030 年基准 LCOS 为 0.134 美元/kWh。在影响最大的前 10% 情景中，LCOS 范围为 0.107 美元/千瓦时至 0.116 美元/千瓦时，平均投资组合成本为 7.59 亿美元。与基线相比，LCOS 提高了约 17%。实现这些 LCOS 水平所需的时间估计为 6-8 年。
