锂电池定制16年-动力锂电池系统解决方案商

 

近日，IPCC关于全球气候变化的最新报告发布，再次向世界发出了警报。作为 “双碳 “背景下建设零碳电网的关键组成部分，储能终于迎来了爆发式的发展机遇。

大多数人心目中的储能主要是放电时间短（<10小时）的抽水蓄能或以锂电池为主的电化学储能系统，占世界储能总装机容量的93%。以下是五大电力储能锂电池企业，供参考。

随着电源结构的不断创新，它是否会成为下一个颠覆性的储能技术方向？让我们从定义、应用和商业化进程的角度来详细了解一下。

 

 

什么是长期储能

 

到目前为止，长期储能的时间还没有明确的定义，美国能源部将其归类为在额定功率下连续放电10小时以上。

然而，离开了使用场景，只关注充放电时间是没有意义的。业界相对公认的说法是，一个储能系统可以实现跨天、跨月、甚至跨季的充放电循环。

在最热闹的电化学储能赛道上，长期储能明星公司Form Energy最近发布了铁空气电池，并与全球最大的钢铁制造商安赛乐米塔尔达成了战略合作。第一个项目于2023年在明尼苏达州 投入使用。

斯坦福大学的崔毅教授也在2020年成立了EnergyVenue公司，专注于广泛用于航空航天领域的金属氢电池，并计划与香港中华煤气公司开展试点项目。

 

流动电池也是一个长期的储能商业技术路径。Zinc8、Primus、Invinity和其他欧洲和美国的电池初创公司主要关注锌流电池。住友电工、荣科、普能等亚洲能源公司以钒液流电池为主要技术，并已开始在4-8小时储能项目中与主流锂电池制造商竞争。

当然，长期储能涵盖了电化学以外的各种储能方式。在机械储能领域，除了性价比最高的传统抽水蓄能外，还出现了一批以压缩空气和重力储能为主的新型储能技术，在未来两三年内将推出100兆瓦级别的示范项目，如Hydrostor、Highview、Energy Vault等。

此外，热储能（如马耳他熔盐储能公司）、化学储能（氢气、氨气）等技术也逐渐进入人们的视野。

长期储能仍处于百家争鸣的中早期研发论证阶段，胜负尚未公布。目前，由于动力电池产业的推动，电化学储能处于相对有利的竞争地位，不受地理环境的限制。

 

 

为什么我们需要长期储能

 

首先，为了实现碳中和的目标，火力发电厂将逐渐退出历史舞台，预计占总发电量的10%甚至更少。

当这种稳定的基荷发电资源日渐减少时，长期储能+大规模风电和太阳能项目将可能取代化石能源成为基荷电厂，这将对零碳电力系统的中后期建设产生深远影响。

其次，随着太阳能和风能的不断发展，其发电的间歇性对电网的负面影响也越来越严重。生态系统被破坏后，一些水电站也面临着越来越长的旱季，无法保证输出。

而要解决这个问题，仅仅建设更多的输电网络是不够的。长期储能凭借其容量大、周期长的特点，可以在较长的时间维度上调节新能源发电的波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵，在负荷高峰时增加清洁能源消费。

频繁的自然灾害（如德州严寒、加州野火、郑州暴雨等）不仅会造成大面积停电，影响日常生活，而且会加速输配电设备的老化，增加电网运行成本。

其他外部不可抗力因素，如天然气管道运输受阻、煤炭供应短缺等，也将导致能源资源多日甚至季节性供应不足而导致电价上涨。长期储能的另一个主要应用是保证极端天气下的电力供应，降低社会电力成本。

 

长期储能离商业化还有多远

 

虽然长期需求可观，但长期储能的经济账还很难算清楚。

如果长期储能简单地沿用短期储能的盈利模式，其经济效益将是有限的。

与短期储能相比，长期储能最大的优势在于其容量边际成本（每千瓦时边际成本）。功率和容量可以相对独立地扩展，避免了未使用功率的额外成本。开关叠加的灵活性高。

大部分电力辅助服务市场基本满足2-4小时的短期系统。如果长期储能想要突破短期储能的商业壁垒，就必须解决目前短期技术的困难，并在更长的时间维度上证明其经济价值。

 

 

要在较长的时间维度上直观、准确地衡量长期储能的经济价值并不容易。

现有的电网扩容规划模型是上世纪传统电网运行模式的产物，只从全年中提取几个有代表性的时间段进行电网模拟仿真分析。

然后计算各种能量比例下的系统可靠性，缺乏对极端天气和灵活性的考虑，自然无法体现长期储能的长期价值。

以加州公用事业委员会（CPUC）使用的长期新能源扩展规划模型RESOLVE为例。该模型对37个典型日进行采样，逐一模拟电力系统的生产情况。每个单日样本没有任何时间上的连续性。放电只能在24小时内进行、

这限制了长期储能在多日场景下的灵活响应，也不可能准确量化极端气候对电网的影响–正是这些小概率的 “黑天鹅 “事件直接推动了重大项目的投资决策。

其次，RESOLVE模型只支持三种储能系统的设计：锂离子储能、液流储能和抽水储能，并没有充分考虑其他新能源，导致成本估算过高。

为了解决这个问题，越来越多的公司和研究机构推出了自己的模型，如Form Energy的Formware、Vibrant Energy的WIS:dom、Energy Exemplar的Plexos、MIT-Princeton的开源软件GenX等。

除了不明确的经济效益外，长期储能的成本也是其商业化的一个障碍。

 

 

最近麻省理工学院的一个研究小组在《自然-能源》杂志上探讨了长期储能的成本和其他技术特征对零碳电网的整体发电成本的影响。研究表明，长期储能的价格至少要达到50美元/千瓦时，才能得到更广泛的应用；

要大幅降低总体发电成本（>10%），成本必须落在1美元/千瓦时-10美元/千瓦时的范围内。除了长期储能本身的充放电效率和成本外，还有很多能源组合（核能、化石能源+碳捕获和储存技术、氢能等）可以提供稳定的电力服务，可以与其竞争。这些技术的未来发展和成本也影响到长期储能在电网中的占有率。

 

与其他硬技术一样，长期储能从研发、示范、实施到规模化的过程中，将面临产能、供应链、建设、运营等方面的挑战。每个环节的风险都必须严格控制，以实现既定的目标成本指标。

长期储能也面临着巨大的融资挑战。为了获得项目融资，必须向投资者展示储能资产的性能和可靠性。

目前常见的做法是进行第三方工程报告，并发布长期保证协议（O&M）和容量保证协议（Capacity Maintenance）。

但是，长期储能技术还没有得到大规模实际运行数据的支持，很难提供全面的保证。即使公司做出承诺，投资者仍会有疑虑：一旦公司破产，谁来接手30年的项目周期？

许多曾经炙手可热的新能源创业公司，如LightSail Energy和Nikola都因为技术欺诈而跌落神坛，这增加了投资者对未知技术的疑虑，也必然会增加长期储能的难度。

以美国为首的多国政府已经开始加大对长期储能技术的支持。作为全球新能源政策风向标的加州，最近宣布了高达50GW的长期储能扩张计划，以实现2060年的碳中和目标。

八个加州社区联合电力管理机构早在2020年底就发出招标，购买500MW/4GWh的储能系统，这些储能系统明显超过8小时。美国能源部已经开始提供低息贷款，希望在未来十年将长期储能的成本降低90%。

由比尔-盖茨领导的突破能源风险投资公司也与能源部一起花费了15亿美元，以公私合作的方式加速长期能源储存的商业化。

 

 

中国的长期储能-现状与启示

 

中国的储能产业经过多年的努力和探索，终于迎来了发展机遇。在分时电价和电力市场等利好政策下，短期储能的经济性刚刚转好。

实现 “双碳 “目标的号角刚刚吹响，建设深度低碳电网（2030-2050）还需要时间。在这个时候谈论长期储能是否有点 “过于雄心勃勃”？

在我看来，现在是增加长期储能投资的时候了。

目前，火电占全国总发电量的68%。2030年，火力发电的比例需要下降近20%。所有新的发电量将由清洁能源来满足。此外，火力发电站的退役和碳封存的改造将加剧极端天气。

这意味着在未来三到五年内，区域电网的供应将出现持续波动。在五年内实现长期储能的商业化，对中国2030年的碳峰值具有重要意义。

 

如何合理衡量长期储能的经济效益，也是中国面临的一个挑战。目前，电力研究所等电力研究机构都有自己的生产模拟软件。这些电力规划分析的结果将直接影响中国长期储能的规模。

我们已经面临着跨区域、多发电类型、双轨并行的市场和计划、分布式和集中式混合的复杂电力系统。因此，有必要加快电力规划的升级和转型，并在模型中考虑更多持续的极端天气。为储能设定合理的经济和技术参数。

严格控制海量电网数据的质量，全年进行8760小时的连续模拟，利用开源模型数据、产学研结合等方式，集思广益，提出最经济可靠的储能配置方案。

 

此外，还需要稳步推进长期储能技术的市场机制和政策支持。国内长期储能技术以液流电池为主，非电化学技术路线的长期储能企业非常少。

随着地缘政治博弈的加剧，我们需要对自己的初创企业更加乐观和耐心。在尽职调查的基础上，我们可以通过公私合作、政策市场顶层设计等多种形式，帮助长期储能技术走出资金困局。，应落实储能技术标准，鼓励更多的电力企业对长期储能需求做出更科学、更系统的规划，并在招标中明确储能的用途和长期需求。

 

 

未来的电力系统将是多能互补的。新能源+储能模式将迎来历史机遇，长期储能也将成为碳中和战略不可或缺的一部分。过去十年，宁德时代作为十大储能电池企业和十大动力电池企业的领军企业，依靠科技创新和艰苦奋斗，在储能和动力电池领域占据了领先地位。未来十年，在长期储能领域，来自中国的领军企业也可能冲到时代的最前沿。