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新能源发电成本大幅下降,储能成本却不降反增,高价锂电池如何反噬储能?

文 | 谢泽锋

将能量储存起来,在需要时再将能量释放出来,大概是人类历史上最伟大的发明之一。

面对能源枯竭、生态恶化、空气污染,新的能源危机与储能革命迎来历史交汇的时点。

按照“双碳宣言”的目标,我国可再生能源的主力军——风电、光伏的总装机量在2030年将达到12亿千瓦以上。

国家能源局更是明确表示,到“十四五”末,可再生能源的发电装机占全国电力总装机的比例将超过一半,可再生能源在全社会用电量增量中的比重将是“三分天下有其二”。

作为一种柔性电力调节系统,在新能源替加速代传统化石能源的历史进程中,具备不可替代的作用,是实现新能源消纳、调峰调频,提升新型电力系统稳定性的刚需。

尽管在急速爆发,但储能产业面临商业模式不清晰的窘境。

作为储能的未来,电化学储能中的锂电被上游资源钳制,且上游原材料在历史级的高位仍在持续上涨。

过高的资源成本,很难撑行业大规模爆发式增长,甚至可能演变为储能产业的巨大隐忧和风险点。

即便是有看似广阔的前景,也只能在解决好成本高昂的前提之下才能实现。

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储能锂电,高度绑定

2020年全球新增的储能装机中,75.1%来自电化学储能,贡献了绝大部分的增量。

目前,我国非石化能源的占比仅有15%左右,风光发电在发电总量中占比不足十分之一,核电不足5%,生物能仅2%。

但随着“双碳”战略的推进,可再生能源发电量将逐渐成为主力军,2060年火电将退出历史舞台,实现碳中和。

但风光等新能源天然自带不稳定性,而且存在需求和发电错配的问题。风力发电,风一会儿大一会儿小;光伏发电,白天电力需求弱,它持续做工,晚上电力需求旺盛,它却无法工作。

随着风光装机量爆发式增长,对电网消纳和柔性调控提出更高的要求,因此在光伏和风电场旁边建设一座储能站势在必行。

截至2020年底,全球储能装机量191.1GW,同比增加3.5%;中国储能装机量35.6GW,同增长9.9%,中国远快于全球平均增速。

而且,我国已经明确到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,新型储能装机规模达3000万千瓦(30GW)以上。到2030年,实现新型储能全面市场化发展。

政策定调下,储能将迎来大爆发。国家能源局此前表示,到2021年底,我国新型储能装机规模将超过4GW。也就是说未来4年,新型储能将急速扩容6.5倍,年复合增长率高达65.49%。

数据统计显示,2021年上半年,国内新增在建的新型储能项目数达到了257个、总装机量11.8GW,分别是2020年同期的1.6倍和9倍,百兆瓦以上大规模的储能项目是2020年同期的8.5倍。

爆发式增长的背后,则是储能增量由传统的抽水蓄能到电化学储能的转变。作为火电、核电及超大型光伏集中电站的配套,抽水蓄能一直是全球储能领域的绝对主力,也是应用最为成熟的储能方式。  

但受制于场地、区位等客观因素的限制,抽水蓄能增长较慢。经过百年的发展,能够满足建设抽水蓄能站的地方已经不多了。

而电化学储能具备高度灵活性的调节特性,在电力系统中的份额快速提升。2020年全球新增的储能装机中,75.1%来自电化学储能,贡献了绝大部分的增量。而电化学储能中,锂电池占比接近九成。

与其他几种类型的储能路线相比,电化学储能兼具较高的能量密度和功率密度,而且不受地域条件限制,更具商业前景。

在能源革命快速推进的历史拐点,传统储能无法承载新能源的消纳问题,电化学储能几乎成为唯一答案。

当前,电化学储能正掀起一场储能革命。

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