2022 年の夏は、今世紀を通じて最も暑い季節でした。
あまりの暑さに手足は衰弱し、魂は体から抜け出してしまいました。あまりの暑さに街全体が真っ暗になった。
住民にとって電力が非常に困難だった時期に、四川省は8月15日から5日間、産業用電力を停止することを決定した。停電が導入された後、多くの産業企業が生産を停止し、全従業員に休暇を強いた。
９月末以降、電池の供給不足が続き、蓄電会社が受注を停止する傾向が強まった。エネルギー貯蔵供給の不足により、エネルギー貯蔵回路も最高潮に達しています。
工業省の統計によると、今年上半期の全国のエネルギー蓄電池生産量は32GWhを超えた。 2021年、中国の新たなエネルギー貯蔵量は合計でわずか4.9GWhしか追加されなかった。
エネルギー貯蔵電池の生産能力が大幅に増加していることがわかりますが、なぜ依然として不足しているのでしょうか?
この論文は、中国のエネルギー貯蔵電池不足の原因と、次の 3 つの分野における将来の方向性についての詳細な分析を提供します。
第一に、需要: 不可欠な送電網改革
第二に、供給: 車と競合できない
第三に、将来: 液体フロー電池への移行?
エネルギー貯蔵の必要性を理解するには、1 つの質問に答えてみてください。
なぜ中国では夏場に大規模停電が起こりやすいのでしょうか？
需要側から見ると、産業用と家庭用の両方の電力消費には、「ピーク」と「谷」の時期があり、ある程度の「季節の不均衡」が見られます。ほとんどの場合、送電網の供給は毎日の電力需要を満たすことができます。
しかし、夏の高温により住宅用電化製品の使用が増加します。同時に、多くの企業が業種調整を進めており、電力消費のピークも夏にあります。
供給側から見ると、風力と水力は地理的条件や季節的気象条件により供給が不安定です。たとえば四川省では、電力の 80% が水力発電によるものです。そして今年、四川省はまれに見る高温と干ばつの災害に見舞われ、それが長期間続き、主要な流域で深刻な水不足が発生し、水力発電所の電力供給が逼迫した。さらに、異常気象や風力発電の突然の減少などの要因により、風力タービンが正常に動作しなくなる可能性もあります。
電力の需給ギャップが大きい中、電力網を最大限に活用して電力供給を確保するには、電力システムの柔軟性を高めるためのエネルギー貯蔵が避けられない選択肢となっています。
さらに、中国の電力システムは伝統的なエネルギーから新エネルギーへの転換が進んでおり、光電、風力、太陽エネルギーは自然条件によって非常に不安定であり、エネルギー貯蔵の需要も高い。
国家エネルギー局によると、2021年の中国の設備容量は世界の26.7％で、世界平均を上回っている。
これに対し、国家発展改革委員会と国家エネルギー局は2021年8月、再生可能エネルギー発電事業者に対し、系統接続規模を拡大するために自社で建設またはピーキング容量を購入することを奨励する通知を発表し、次のように提案した。
系統事業者の系統接続保証規模を超える場合は、当初は電力の15％（長さ4時間以上）のペギング比率に応じてピーク容量が割り当てられ、ペギング比率に応じて割り当てられた容量が優先されます。 20％以上。
電力不足の状況を考えると、「放棄された風、放棄された光」問題の解決を遅らせることはできないことがわかります。以前の火力発電が勇気を出して、今度は「ダブルカーボン」政策の圧力に支えられ、定期的に送り出す必要があるが、蓄えた風力発電や光発電は使う場所がなく、他の場所で使われている。
したがって、国の政策は「ピークの割り当て」を明確に奨励し始めました。割り当ての割合が多ければ多いほど、「優先送電網」も得られ、電力市場の取引に参加し、対応する収入を得ることができます。
この中央政策を受けて、各地域は地域の実情に応じて発電所におけるエネルギー貯蔵の開発に多大な努力を払っている。
折しも、発電所の蓄電池不足と空前の新エネルギー車ブームが重なった。発電所と自動車保管庫はどちらもリン酸鉄リチウム電池の需要が大きいですが、入札に注意してください。費用対効果の高い発電所では、どうすれば激しい自動車会社を獲得できるでしょうか?
したがって、発電所の貯蔵庫には以前から存在していたいくつかの問題が表面化しました。
一方で、蓄電システムの初期導入コストは高額です。需要と供給および業界チェーンの原材料価格の上昇の影響を受け、2022年以降、エネルギー貯蔵システム統合全体の価格は、2020年初めの1,500元/kWhから現在の1,800元/kWhまで上昇した。
エネルギー貯蔵産業チェーン全体の価格が上昇し、コア価格は一般に1元/ワット時以上で、インバーターは一般に5％から10％上昇し、EMSも約10％上昇しました。
初期設置コストがエネルギー貯蔵施設の建設を制限する主な要因となっていることがわかります。
一方で、コスト回収サイクルが長く、採算が厳しい。 2021年までに1800元/kWhのエネルギー貯蔵システムのコストを計算すると、エネルギー貯蔵発電所2つを充電して2つ置き、充放電の平均価格差は0.7元/kWh以上で、コストを回収するには少なくとも10年かかります。
同時に、現在の地域的な奨励またはエネルギー貯蔵戦略を伴う新エネルギーの義務化により、固定費が増加する割合は 5% ～ 20% です。
上記の理由に加えて、発電所の貯蔵は、新エネルギー車の燃焼、爆発のようなものであり、確率は非常に低いですが、この安全上の危険は、発電所の非常に低いリスク選好を妨げます。
エネルギー貯蔵の「強力な割り当て」は、必ずしも送電網に接続された取引政策ではないため、注文の需要は多くても、急いで使用する必要はないと言えます。結局のところ、発電所のほとんどは国営企業であり、安全性を最優先に確保するため、財政的な評価も受けているのに、これほど長いプロジェクトの復旧時間を急ぐ人がいるでしょうか？
意思決定の習慣によれば、発電所のエネルギー貯蔵に対する多くの注文は、政策がさらに明確になるまで保留され、保留されるべきである。市場でカニを食べるには大きな口が必要ですが、その勇気を持つ人は結局のところ多くありません。
発電所のエネルギー貯蔵の問題をさらに深く掘り下げると、上流のリチウム価格上昇の一部に加えて、従来の技術的解決策の大部分が発電所のシナリオに完全には適用できないことがわかります。問題を解決すべきでしょうか？
この時点で、液体フロー電池ソリューションが注目を集めました。一部の市場参加者は「リチウムの蓄電率は2021年4月以降低下傾向にあり、市場の増加分は液体フロー電池に移行している」と指摘している。では、この液体フロー電池とは何でしょうか？
簡単に言えば、液体フロー電池には発電所のシナリオに適用できる多くの利点があります。全バナジウム液体フロー電池、亜鉛鉄液体フロー電池などの一般的な液体フロー電池。
全バナジウム液体フロー電池を例に挙げると、その利点は次のとおりです。
まず、サイクル寿命が長く、充放電特性が優れているため、大規模なエネルギー貯蔵シナリオに適しています。全バナジウム液流エネルギー蓄電池の充放電サイクル寿命は13,000回以上、カレンダー寿命は15年以上です。
第二に、バッテリーの電力と容量は互いに「独立」しているため、エネルギー貯蔵容量の規模を簡単に調整できます。全バナジウム液体フロー電池の出力はスタックのサイズと数によって決まり、容量は電解質の濃度と体積によって決まります。電池の出力拡大はリアクトルの出力を増加させ、リアクトルの数を増やすことで達成でき、容量の増加は電解質の体積を増やすことで達成できます。
最後に、原材料はリサイクル可能です。電解液はリサイクルして再利用できます。
しかし、長い間、液体フロー電池のコストは高止まりしており、大規模な商業応用が妨げられてきました。
バナジウム液体フロー電池を例にとると、そのコストは主に電気反応器と電解液から発生します。
電解液のコストはコストの約半分を占め、主にバナジウム価格の影響を受けます。残りはスタックのコストであり、主にイオン交換膜、カーボンフェルト電極、その他の主要なコンポーネント材料から発生します。
電解液中のバナジウムの供給は物議を醸している問題です。中国のバナジウム埋蔵量は世界で3番目に大きいが、この元素はほとんどが他の元素と一緒に存在しており、製錬は汚染度が高く、エネルギーを大量に消費する仕事であり、政策上の制限もある。さらに、バナジウムの需要の大部分は鉄鋼産業が占めており、国内の中核メーカーであるパンガンバナジウム・チタンは、当然ながら鉄鋼生産を第一に供給している。
このように、バナジウム液体フロー電池は、リチウム含有エネルギー貯蔵ソリューションの問題、つまりはるかに大規模な産業で上流の容量を獲得するという問題を繰り返しているように見え、したがってコストは周期的に劇的に変動します。このように、安定した液流電池ソリューションを提供するために、より多くの要素を探す理由があります。
反応器内のイオン交換膜とカーボンフェルト電極は、チップの「ネック」に似ています。
イオン交換膜の材料として国内企業は、非常に高価な米国デュポン社製のナフィオン陽子交換膜を主に使用している。また、電解液中での安定性は高いものの、バナジウムイオンの透過性が高く、劣化しにくいという欠点があります。
カーボンフェルトの電極材料も海外メーカーでは限られています。優れた電極材料は、液体フロー電池の全体的な動作効率と出力を向上させることができます。しかし、現在、カーボンフェルト市場はSGLグループや東レなどの海外メーカーが主に占めている。
総合的に計算すると、バナジウム液体フロー電池のコストはリチウムよりもはるかに高くなります。
エネルギー貯蔵用の新しい高価な液体フロー電池には、まだ長い道のりがあります。
一言で言えば、開発する発電所の蓄電が最も重要ですが、技術的な詳細ではなく、電力市場取引の本体に参加する明確な発電所の蓄電です。
中国の電力網システムは非常に大規模で複雑であるため、オンラインで独立したエネルギー貯蔵を備えた発電所を設置することは簡単な問題ではありませんが、この問題を抑制することはできません。
主要な発電所の場合、エネルギー貯蔵の割り当てがいくつかの補助的なサービスを行うためだけに割り当てられており、独立した市場取引ステータスを持たない場合、つまり、余剰電力を適切な市場価格で他の発電所に販売することができない場合、この勘定を計算するのは常に非常に困難です。
したがって、エネルギー貯蔵を備えた発電所が電力取引市場に積極的に参加できるよう、自立した運転状態に移行するための条件を整備するために可能な限りの努力をすべきである。
市場の普及が進めば、エネルギー貯蔵が直面するコストや技術的問題の多くも解決されると私は信じています。
投稿時間: 2022 年 11 月 7 日