基于“电-氢-电”过程的规模化氢储能经济性分析

在“碳达峰、碳中和”战略背景下,氢能的重要性不断提升。当前,基于“电-氢-电”过程的氢储能总体处于示范应用阶段,储能成本是其形成竞争力的关键,但是关于规模化氢储能平准化成本(LCOES)的针对性研究未见报道。本文首先建立氢储能LCOES模型,对25 MW规模的氢储能电站系统进行了定量分析,而后预测了未来场景下的LCOES水平。结果表明,氢储能系统LCOES为4.758元/kWh,初始投资中制氢系统占比最高(44.66%),运行成本中制氢成本占比最高(42.99%)。电价对氢储能成本有一定影响,其每下降0.1元/kWh,LCOES降幅8.18%。虽然提升发电效率难度较大,但对氢储能的经济性非常关键,其每提升10%,LCOES平均降幅11.88%~12.50%。制氢系统和发电系统设备价格同时下降10%可带来LCOES 6.06%的降幅。储能时长对LCOES的影响较大,尤其是在时长较短时。当储能时长在4~8 h范围时,每增加1 h时长可使LCOES平均下降0.394元/kWh。未来随着水电解制氢和燃料电池设备价格的下降及效率的提升,氢储能有望成为长时、长周期储能领域具有竞争力的技术路线。

锂电池储能成本分析和市场营利探讨

对锂电池储能成本进行分类梳理,提出一种锂电池储能全生命周期成本计算方法,通过考虑影响放电寿命成本的所有技术和经济参数,利用锂电池储能算例直观给出度电成本现值。选取初始投资成本、电池年循环次数、电池年衰减率等若干关键指标,计算对成本的影响程度,给出分析结论。梳理现有支持储能发展的政策内容,总结储能盈利渠道,对锂电池储能的市场盈利能力作测算,对比全生命周期成本,给出了储能发展建议。

基于微电网储能系统的可逆燃料电池经济效益分析

储能系统是微电网的重要组成部分,在微电网中加入储能能够降低微电网的运行成本,同时设置更加经济的储能系统(ESS)是减少电力损耗的重要手段。提出一种技术经济模型,该模型通过使用质子交换膜可逆燃料电池(PEM-RFC)来储存过剩的电力,并构建平准化储能成本(LCOS)模型评估电池的经济性,最后从存储成本、电池降解和系统参数变化三方面对LCOS的影响进行仿真分析。

基于固体填料床的泵热储能系统热-经济性分析

泵热储能技术因其具有大规模化、成本较低且无地理条件限制的优势,在未来电力系统中扮演着十分重要的角色。针对采用固体填料床且基于可逆焦耳-布雷顿循环的泵热储能系统,开展了不同设计参数对系统热-经济性的影响规律研究,结果表明:系统综合效率随着最大充电温度、做功部件多级效率和填料床孔隙率的增加而升高;当选取氦气为工质,磁铁矿为储热介质,且最大充电温度为850 K时,多级效率为92%,填料床孔隙率为46%时,得到最大综合效率72.45%。系统平准化储能成本随着最大充电温度和做功部件多级效率的增加而降低;当选取氦气为工质,磁铁矿为储热介质,且最大充电温度为850 K时,多级效率为92%,填料床孔隙率为40%时,可获得最小平准化储能成本0.211美元(/kW·h)。