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储能电站越建越大,液流电池会成为大型储电站未来的主战场吗?

时间:2022-12-22 21:22:43       点击数:

储能电站越建越大,液流电池会成为大型储电站未来的主战场吗?

 

随着光伏与风电的并网量越来越大,储能也变得迫在眉睫。在并网量还比较小的时候,依赖1~4小时持续供电的磷酸铁锂电池,就可以实现削峰填谷,但如果并网量继续增长,我们会不会急需超过4小时供电的新技术呢?

 

如果我们极限思考,假设某个地区100%的电力来自于太阳能,但一天的光照时间一般只有8小时,那就意味着另外16小时的供电需求,需要全部依赖电池。如果电池的供电时长只有4小时,那么另外12小时就只能停电了。风电这种间歇性能源也类似。

 

当然,现在我们不可能100%依赖于太阳能或风能。但碳中和、改善能源结构的大目标存在,光伏、风电等清洁能源的占比在快速提升,长时储能的概念应运而生。

 

简单来说,长时储能就是指大于4小时,可以实现数天、数月充放电循环的储能系统。而液流电池,基于特殊的构造与工作原理,被视为最适合长时储能的电池技术之一。

 

液流电池(又名氧化还原电池)的技术原理,完全不同于锂电池等一般的离子蓄电池,液流电池是把能量储存在电解液里面,而不是一般锂电池、铅蓄电池的固体正负极。并且,液流电池的正、负极都是液体的,完全独立分离放置在堆栈外部,通过两个循环动力泵,将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中,并持续发生电化学反应。

 

 

液流电池的优缺点非常明显,它的优点是安全性高,可以灵活扩容,循环寿命也非常长,电解液可循环利用。但缺点是能量密度低,初装成本还比较高。但对于长时储能的场景来说,这些缺点不算很难克服的问题,而这些优点则非常宝贵。

 

我们认为液流电池市场规模足够大,各种技术路线未来都会有机会,占据一定的市场空间,我们正在非常积极地跟各类液流电池公司交流,也正在布局整个产业链。下面我们就来分析液流电池的应用场景、优缺点,以及全钒、铁铬等技术路径的不同侧重。

 

 

应用于长时储能的特别技术

 

为什么长时储能需要尝试别的技术?原来的锂电池不可以吗?

 

如果应用于长时储能,锂电池确实有其局限性。其中最突出的问题就是安全性和循环寿命。因为要想增加储电的容量,锂电池就必须增加锂的含量。但锂是一种比较“暴躁”的金属,随着含量的提升,安全性风险就越大。

 

例如在2021年4月16日中午,北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站发生火灾,随后电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸,导致2名消防员牺牲,1名消防员受伤。此次事故过程符合锂离子电池发生热失控的典型特征。

 

特斯拉的Megapack储能单元也发生过类似的事故。2021年7月30日,澳大利亚一个装载有13吨锂离子电池的特斯拉Megapack电池组发生火灾,约有150名消防人员正在现场努力控制火势蔓延至其他电池组。

 

 

据不完全统计,在2022年上半年全球就新增了10多起锂电池储能电站事故,其中约有80%采用的是三元锂离子电池,其次是磷酸铁锂电池。于是,国家能源局在2022年6月发布了新的规定,对电化学储能电站的选址和布局做了明确要求,其中明确将三元锂电、钠硫电池踢出了中大型电化学储能的可选方案,对动力电池梯次利用态度是“不宜选用”。

 

所以对于长时储能来说,通过增加锂含量来增大储电容量是很难的。并且锂电池还有另一个缺陷,就是循环寿命不够长。

 

从技术原理上来看,锂电池的能量主要靠金属锂来存储,每次充放电时,通过锂离子的反应来实现,但在这个过程中,会有一小部分锂生成固体物质,也就是“析锂”,久而久之锂在变少,储电容量也就下降了。

 

一般锂离子储能电池,充放电的循环次数在5000次左右,也就是如果每天满充满放一次,可以用14年左右。这对于电动车的动力电池来说足够了,但对于储能电站来说并不够用,储能电站一般的寿命都是在20年以上,像最传统的抽水蓄能电站都是按照30~70年寿命去设计。

 

特别是对于长时储能来说,还需要考虑锂电池储能系统中电芯一致性的问题,那么系统层面的循环寿命往往更低,此外锂电池的可用容量也会随着循环次数的增加而明显下降。

 

液流电池能够很好地解决这些问题。

 

首先,液流电池非常安全。与一般的固态电池不同,液流电池的正极和负极,是以电解质溶液的形式储存于电池外部的储罐中,通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆的氧化还原反应,来实现电能和化学能的相互转化。

 

简单来说,就是液流电池的正、负极电解液,才是用来储存能量的,由于电解液里面是水,没有有机溶剂,所以不会起火爆炸。

 

并且液流电池不会有热量的堆积。锂电池之所以不安全,很多时候是因为锂电池产生的热量无法散出,但液流电池的热量可以很容易随着电解液,从电池内部转移到外部去。所以液流电池无论是BMS,还是一些额外的消防措施,都可以比锂电池低一个等级,不用太麻烦。

 

第二,液流电池的循环寿命非常长。由于液流电池中的电极不参与反应,属于惰性电极,电极和双极板等材料稳定性好,不涉及更换问题。同时反应过程不涉及相变,所以循环寿命可达1.5万~2万次,例如对于全钒液流电池来说,钒在电解液中仅发生价态变化,基本可以完全回收,且生命周期中容量衰减后可完全恢复。

 

 

第三,是灵活性。由于液流电池的功率单元与能量单元相互独立,这就意味着可以根据不同的应用场景,来灵活设计系统功率与储能时长。

 

一套完整的液流电池储能系统,主要是由功率单元(电堆)、能量单元(电解液和电解液储罐)、电解液输送单元(管路、泵阀、传感器等)、电池管理系统等部分组成,其中功率单元决定系统功率的大小,而能量单元决定系统储能容量的大小,两者相互独立。

 

 

 

所以液流电池的功率只取决于电堆大小,容量只取决于电解液储量和浓度,这意味着可以灵活设计。当需要增大储电容量时,只需要增大电解液储罐容积,或提高电解液浓度即可;如果想增大功率,只需要增加电堆功率或是增加电堆数量即可,适应性很强。

 

当然,由于液流电池的缺点在于能量密度小,所以液流电池的储能电站一般都会占地面积偏大,选址一般在空旷的郊区。但由于安全、散热性好,所以可以建得紧凑一些。毕竟相比于能量密度,电站的循环寿命、供电时长更加重要。

 

 

 

如今,液流电池的单次供电时长能到4小时以上,有的甚至能到10小时以上。这样的时长对于未来大量使用新能源的电网来说,非常合适。

 

 

从应用场景的角度来看,液流电池主要用在两大方向上:一是新能源大型电站配储。从2021年开始,很多地方政府都开始有硬性要求,风光电站必须要配置10%~20%的储能设施,并且供电时长要在4小时以上。一般风电或是光伏电站,设计寿命都是在25年左右,液流电池的使用寿命正好也比较契合。

 

二是电网侧的大型共享储能电站或者调峰电站,类似于抽水蓄能这样的独立储能电站。因为液流电池技术寿命长,30年没有问题,残值高,维护成本低,很多特性其实与抽水蓄能接近,所以中期来看可以作为抽水蓄能的补充。

 

 

当然,由于动力电池对锂电池的拉动作用,目前新增的电化学储能设施中大部分还是磷酸铁锂电池。液流电池还未大面积铺开,所以目前前期投入成本还比较高,但我们看一项技术的前景需要把眼光放长远,特别是那些能通过规模效应来降低的成本。

 

液流电池多条技术路线哪家强?

 

目前液流电池主要有全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池等20多种技术路线,目前全钒和铁铬技术路线讨论较多。

 

这里技术路线的不同,主要是指电解质溶液主要成分的不同。全钒是相对成熟、项目最多的技术路线,全钒液流电池是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原电池,以+4、+5 价态的钒离子溶液作为正极的活性物质,以+2、+3 价态的钒离子溶液作为负极的活性物质,分别储存在各自的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时,正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。

 

 

 

第二种是以锌基为代表的技术路线,即把锌金属作为电解液中的一种,组成像锌溴、锌铁、锌锰等锌基的液流电池。为什么选用锌基?主要是因为锌的氧化还原性比较好,并且锌这种元素也容易获得。

 

第三种是铁基的,比如像铁铬,还有全铁等等,铁的电化学活性比较好,并且储量非常丰富,所以铁铬液流电池也是比较有潜力的一种。

 

 

 

为什么会出现这么多不同的技术路线?主要还是因为储能对成本非常敏感,全钒虽然是其中最为成熟、项目最多的技术路线,但它一直有一个很核心的问题,钒的成本非常高,并且产能有限。

 

从资源的第一性原理上,全钒就存在一定的问题。中国的五氧化二钒产能在十几万吨,其中90%应用在钢铁行业。而1GWh的全钒液流电池,对应需要0.8万~1万吨的五氧化二钒,在目前的钒供应体系下,如果每年全钒液流电池快速上量,钒价必然暴增,并且产能严重跟不上,同时也有资源开采能力的问题。

 

此时就导致产业界去寻找更便宜和易得的金属元素,来作为液流电池的电解质。

 

 

 

无论是全钒还是锌基、铁基,在技术原理上都大同小异,都是通过金属的得到、失去电子,来实现充电放电。

 

但有的会出现沉积效应而导致寿命不足。比如锌基液流电池比较突出的问题就是寿命短,锌元素在充放电时,会发生锌单质跟锌离子之间的转换,锌沉积与溶解生成枝晶,而枝晶会刺破隔膜,导致电池的寿命比较短。而全钒液流电池不会出现这种固态析出问题。

 

此外虽然锌溴液流电池的优点是能量密度较高,但液溴的挥发性、高毒性、强腐蚀性和易渗透性,也都导致电池在实际容量、循环寿命和安全性方面大打折扣。所以国内最近这几年,对锌溴液流电池的研究和市场化都已经不太活跃了。

 

最近市场上越来越热的是铁基液流电池,它主要是铁的二价、三价之间转换。铁基最大的优势,就在于便宜,因为无论是铁还是铬,都在地球中大量存在。

 

 

但铁基也有自己的问题,就是它的电化学活性比较差,所以功率密度弱一些。这也就意味着相同的功率密度,比如都是5000瓦的电堆,全钒可能只需要铁基电池的1/2~1/3 大即可,这样电堆部分的成本就低。同时,铁基的能量效率比较低,相比于全钒要低10%左右。

 

铁铬液流电池有着波折的发展历史。它最早由美国国家航空航天局(NASA)于1974年提出,后来在20世纪80年代,NASA将铁铬液流电池作为“moon project”的一部分,转让给日本。日本新能源产业技术开发机构(NEDO)随后于1984年和1986年推出了10KW和60KW的铁铬液流电池系统原型样机。同期中国科学院大连化学物理研究所在1992年成功开发出270 W的小型铁铬液流电池电堆。

 

但是,由于铁铬液流电池的关键问题——阴极析氢与电解液离子互混,长期得不到解决,研究也一度止步,行业研究热点也转向了全钒液流电池。此后很长一段时间内,铁铬液流电池一度被认为是已经淘汰的技术。

 

直到国家电投集团再次将其拉回人们的视野,他们采用铁、铬离子混合溶液作为电解液,应对正负极铁铬离子互串问题;通过电极催化剂负载,应对负极在充电时的析氢问题;通过在电池中设计安装再平衡系统,有效解决了电池容量衰减问题,极大提高了铁铬液流电池的实际使用寿命。

 

如今也有头部创业公司,针对铁铬液流电池的传统问题,实现了技术突破。例如对于析氢问题,中海储能就基于自由基的量子点沉积技术,大幅度提高电极表面的催化剂沉积水平,使催化剂实现的纳米沉积,大幅降低了潜在的析氢反应。

 

这些技术迭代,保证了铁铬液流电池在享受低成本的同时,不至于综合性能被削弱。

 

如果进行成本测算,针对100MW/400MWH,25年循环寿命周期测算,一天一充一放,铁铬液流电池最为便宜,初装成本在7亿左右,年后续维修成本约千分之三,LCOE(平准化度电成本)差不多在0.2水平。而锂电池受制于5000次循环寿命,25年间最少应更换一次电芯,而电芯成本占总成本60%,所以LCOE将会在0.3左右。全钒液流电池因为钒元素比较贵,会显著高于铁铬,并且略高于锂电池。全钒还有一个不确定因素是,五氧化二钒的价格是否会因产能不足而飙升。

 

所以综合来看,铁铬液流电池在解决了传统的析氢、反应活性等问题之后,是一项非常有潜力的技术路线。

 

近年来,液流电池的落地项目也在快速增多。2022年5月,在辽宁大连,一座大型全矾液流电池储能电站的一期工程,成功并网投运。这座电站目前是全球最大的液流电池储能电站,储电规模达到800兆瓦时,这相当于4000个家庭一个月的用电量。2022年2月,国家电投的“容和一号”铁铬液流电池的第一条量产产线投产。

 

这些落地项目的实际运营数据,将给液流电池带来更加真实的发展路线图。

 

目前储能业界存在几大共识,一是锂电产业链还是最成熟的,也是综合性价比最高的,所以今年下半年新上的储能项目中,锂电还是会占到85%以上,但对于其他长时储能技术,谁越快接近锂电的价格,谁就会越快得到市场关注。

 

 

二是在新能源占比达到15~20%之后,4小时以上的长时储能需求成为刚需。目前在西北等风光电占比高的地方,4小时已经成为真实需求。美国在加州等光伏占比高的地区,已经在上6~8小时的储能,来进行调峰。而能够实现长时、大容量储能的3个主要方向,就是抽水蓄能、空气压缩、液流电池,其中液流电池是唯一比较适合大规模发展的技术,并且在交换膜、电堆、电解液等关键设备上,基本实现了国产化。

 

三是随着储能场景的多元化,会有不同技术的并存。长期来看,随着新能源逐步成为电力系统的主体,储能的应用场景也会有很多,功率范围将涵盖kW级的用户侧场景,到GW级的发电侧、电网侧场景,储能时长则从秒级、分钟级、小时级到跨日、跨季不等。考虑到不同场景的储能需求有很大差距,未来会有多种储能技术并存,共同支撑电力系统的安全与稳定。

 

麦肯锡在2021年底预测,长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长,主要是因为随着可再生能源占比提升,2025年长时储能全球累计装机量将达到30~40 GW(对应储能容量约1TWh),累计投资额约500亿美元。

 

 

 

 

 

液流电池作为有短板,但长板足够长的技术路线,将赶上新能源赛道的爆发期,在长时储能方面对锂电形成挑战。