势银发布《氢储能成本竞争力分析》:氢储能发电何时何场景将具备成本竞争力?发表时间:2022-10-03 13:46 摘要:本文内容均来自势银最新发布的《氢储能成本竞争力分析》 在“双碳”目标的推进下,我国可再生能源装机规模持续扩大。未来电力系统能否在高比例波动可再生能源的情况下灵活运行,对于确保现代电力系统的安全性至关重要。 势银(TrendBank)分析认为,间歇性可再生能源发电量占比超过50%时将需要季节性储能技术。其中,氢储能因众多****的优势而受到广泛关注。然而,氢储能发电系统目前的成本结构、平准化度电成本、未来降本空间、与锂电池储能相比的成本竞争力等诸多影响其未来发展趋势的经济性因素尚未清晰。
一、目前氢储能(使用PEM电解槽)LCOS高达8.42元/kWh,2030年有望降至1元/kWh以下本篇报告中,势银(TrendBank)选择PEM电解槽、储氢瓶气态储氢以及PEM燃料电池作为氢储能系统构建的基础,并基于全生命周期建模的储能平准化度电成本(LCOS)来分析氢储能的成本竞争力。 图1 氢储能平准化度电成本模型图片来源:《氢储能成本竞争力分析》 结果显示,1MW/5MWh氢储能电站的平准化度电成本高达8.42元/kWh(功率成本、容量成本、运维成本、替换成本、替换周期、折现率、储能效率、调峰利用小时数等关键参数详见报告),远高于锂电池储能的0.77元/kWh。 究其原因,目前PEM电解槽以及发电用PEM燃料电池尚未规模化生产,单位造价较高;且由于技术尚未成熟,目前相关设备的维护费用也较高;此外,较低的能量转换效率、设备配置不合理等因素进一步推高了氢储能发电系统的平准化度电成本。 势银(TrendBank)根据关键设备的降本空间、能量转换效率的上升空间等一系列假设预测2030年氢储能LCOS有望降至1元/kWh以下。 二、储能时长对氢储能LCOS的影响不显著图2 2030年100MW氢储能电站50小时以上储能时长下LCOS图片来源:《氢储能成本竞争力分析》 据势银(TrendBank)测算,储能时长增加5倍,氢储能LCOS仅增加一倍不到。 三、氢储能整体能量转换效率提高10%, LCOS将降低11%本报告基于2030年100MW/20小时储能的氢储能电站,以能量转换效率、调峰利用小时数、单位功率成本、单位电价、单位容量成本等关键参数对LCOS进行敏感性分析。分析结果显示,氢储能LCOS对能量转换效率及调峰利用小时数最为敏感。 图3 2030年氢储能平准化度电成本敏感性分析(100MW/20小时储能)图片来源:《氢储能成本竞争力分析》 如上图所示,中部的绿色坐标轴表示空白对照组的平准化度电成本(0.92元/kWh);柱形图表示各个影响因子增加或减少10%比例后, 100MW/20小时储能的氢储能平准化度电成本的变化幅度。当“电-氢-电”综合能量转换效率在51%的基础上减少10%,氢储能平准化度电成本相比对照组将提升至1.02元/kWh,增幅达11%;相应地,氢储能LCOS对10%调峰利用小时数变动的敏感性为9%。 四、设备配置优化可降低氢储能LCOS图片来源:《氢储能成本竞争力分析》 |