点击蓝字 关注我们
欧洲工业对热能的需求量极大，每年各类生产流程的热能消耗高达1900 TWh。工业用热涵盖的范围广泛，从高温工艺（800-1500°C），如玻璃和钢铁的熔炼、陶瓷的烧制，到较低温度工艺（<200°C），如为化工、食品和饮料加工等行业提供热水和蒸汽等。这些工业生产流程的热能消耗大致相当于欧洲50%的建筑空间供暖和热水供应方面的能源需求。
热能电气化正逐渐成为欧洲工业脱碳、实现现代化和提升竞争力的主要路径，能够充分利用日益低碳化的电网，并通过提升能效实现显著节能，从而减少对进口化石燃料的依赖。目前，欧洲工艺热能的电气化率仅有3%-4%。然而，借助现有的商业可用技术，60%的工艺过程用热有望实现电气化转型。
工艺热能电气化解决方案的广泛应用面临着多重阻碍，特别是电价相较于化石燃料仍然偏高，且电力基础设施尚不完善。此外，许多工业用热企业对当前市面上已有的各类商用电气化解决方案缺乏了解。
工业热能电气化不仅是实现脱碳、现代化和提升竞争力的关键，还能为电力系统释放巨大的需求侧灵活性潜力，这对于实现经济高效的可再生能源整合至关重要。由于工业生产流程通常需要持续的热力供应，因此电气化还需要与储能相结合，以便能够及时调整用电需求（即需求响应）。
大规模部署电热储能（ETES）可为公共和私人领域创造双重收益。对于工业而言，不仅有望通过灵活购电降低平均用电成本，还能通过提供辅助服务和灵活性服务获得额外收入，并以更低的成本灵活接入电网。此外，当与本地可再生能源结合时，电热储能可以增强工业设施应对能源供应和价格波动时的韧性。提高工业需求侧灵活性有助于减少可再生能源弃电、降低电网升级需求及系统管理成本，进而降低整体的系统成本，最终使所有用户受益。
电热储能（ETES）技术有时也被称为“热电池”，其原理是利用电力来生产并储存热能（见图 1）。热能通常由电阻加热器产生，然后存储在低成本的介质中，如岩石、砖块、低品位金属、沙子和/或盐类。ETES主要用于将波动性可再生能源电力或低谷时段的电力转化为热能储存起来以备后用，随后根据需求释放热量用于工艺加热，通常以蒸汽、导热油、热水或热空气的形式供应。当从电网取电（充电）时，ETES技术可以利用电价最低时段的谷电，避开电价高峰时段，从而有效降低终端用户的平均用电成本。
图1. 工业领域电热储能的应用（示意图）
电热储能（ETES）有望成为工业电气化的关键解决方案，因为它能够在不中断热力供应的情况下，提高电力需求的灵活性。
未来十年，随着工业热力生产逐步实现电气化，其提供需求侧灵活性（DSF）的潜力将大幅提升。工业用电需求的转移方式主要有两种。第一种是通过直接的需求侧灵活性，即临时调低（或增加）热力需求来减少（或增加）电力需求，例如安排调度生产线仅在一天或一周中的特定时段运行，或者让设备以较低或较高的容量运行（调节）。第二种方式需要在生产流程中整合电能或热能存储装置，这样既能满足持续的热能需求，又能在电力系统资源紧张的情况下减少用电需求。
工业领域长期以来一直通过生产调度或调节来提供直接的需求侧灵活性，特别是在那些采用非连续（“批量”）工艺的高耗电行业，例如用于钢铁回收的电弧炉等，以利用低谷时段的电价优势。然而，对于那些需要持续热力供应或难以调节生产计划的工艺而言，这种方法并不适用。此外，一些对电价不太敏感的行业，考虑到灵活运行可能增加的复杂性和成本，这种方式的经济效益也十分有限。
然而，第二种方法则更具有广泛的适用性，可在各类工业领域推广实施——通过将蓄电储能（如锂离子电池）与热能电气化设备（如热泵或电锅炉等）结合起来。但是，电热储能的整体效益可能更大，因为与采用电气化供热方案的电储能系统相比，它的总安装成本通常更低。这是由于其使用低成本材料作为存储介质，使用寿命更长，能量密度更高，并且在供热（而非供电）时能效通常高于电池。
长期以来，储热主要通过储热水罐的形式，广泛适用于各类低温场景，如家用热水、空间供暖，或工业领域的短期存储（缓冲）。但由于热水存储的能量密度有限且最高温度较低，工业领域需要更多的储热方案。
电热储能技术正在改变这一现状。目前，能够提供200-300°C热能的电热储能系统部署日益广泛，而能够提供高达400°C热能的系统也已成功实现商业化应用。这些电热储能系统不仅能将能量以热能形式存储数小时甚至数天，还能提供满足众多工业生产流程所需规模和温度要求的高温热能。当前的电热储能系统尤其适用于轻工业领域的蒸汽或热水供应，因为其能轻松整合到食品饮料生产、造纸和纺织等行业常见的生产流程中。电热储能也同样适用于化工和氧化铝精炼等蒸汽消耗较大的重工业领域。然而，在较低的温度范围（<160°C）内，电热储能与工业热泵存在竞争，工业热泵虽效率更高，但灵活性较差，且并非适用于所有场景。
电热储能在提供需求侧灵活性方面有着巨大的技术潜力。哪怕只是通过储热来满足10%的工业热能需求，就能释放出相当于80 GW的需求侧灵活性潜力，这几乎是2024年欧洲电力储能总装机容量（35 GW）的2.5倍。工业需求响应的实际技术潜力可能会更高。有研究表明，按当前前景预测，到2050年，全球20%-30%的工艺热能有望实现灵活生产；而在储电、储热部署高渗透率的情景下，其灵活性潜力还将进一步提升。
此外，如果不部署储能，热能电气化的灵活性潜力将极大受限，因为工业企业通常希望尽可能提高生产线的年运行时间。例如，有研究发现，如果不推进热能电气化，到2030年工业需求侧响应潜力仅约为22 GW。
热能电气化和提高需求侧灵活性能够带来诸多益处，包括为工业节约成本，然而目前要论证ETES系统与电网供电相结合的商业可行性仍存在困难。热能电气化不仅可以节约燃料成本和排放配额成本，还能通过提供电力系统服务为工业终端用户创造额外收入。然而，总体来看，在欧洲各地，热能电气化带来的收益仍无法抵消电力与化石燃料之间存在的（巨大的）成本差距，尤其是单位能量的电力所承担的税费和附加费通常远高于天然气或石油。
此外，叠加新设备的融资初始成本相对较高，电价居高不下等因素，使得热能电气化解决方案的投资回报期过长。尽管在许多欧洲国家，像工业热泵这类低温热利用技术已经凭借其极高的效率比化石燃料锅炉更具成本效益，但对于ETES这类需要更多电力且容量更大的高温解决方案而言，情况却并非如此。
工业企业可以通过安装太阳能光伏、风电机组等分布式可再生能源设备，并搭配储能系统来降低用电成本。在这种情况下，ETES可以在分布式可再生能源发电量较高的时段充电，如图2所示。以太阳能光伏系统为例，ETES充电高峰通常在晴日的中午左右，热量被存储起来供以后使用（见图3），而当可再生能源发电量不足时，则可以从电网补电。这样不仅可以利用现场发电的低成本优势，节省从电网取电的开支，而且还能避开电价高峰时段，从而大幅降低平均用电成本。综合来看，这些回报能够超过分布式可再生能源发电的投资成本。不过，并非每个工业场所都有空间来安装（足够的）分布式可再生能源发电设备。
图2. 利用来自分布式太阳能和电网的电力为ETES充电（示意图）
当从电网取电时，通过优化充电曲线也同样可以降低电力成本。电价在一天中可能会出现大幅波动。通过在电价较低甚至负电价时段从电网取电，而在电价较高时减少用电，转而利用储能来满足工业用热需求，可有效降低充电成本（图4）。尽管从技术角度看，热能可以储存数天，但要实现经济可行性，ETES系统可能需要每天运行多个充放循环，实际可以实现约4-8小时的负荷转移。
图3. 仅使用来自电网的电力为ETES充电（示意图）
尽管电热储能的灵活运用意味着可以在更少的时段从电网取用更多电力，这与持续稳定用电相比，需要接入更大容量的电网，但灵活接入协议（“非固定合同”）有望缓解这一约束。根据此类协议，终端用户并不能持续以相同的容量接入电网，不过这类协议可与工业场所的共享接入模式相结合，从而加快电网接入。例如，当某个终端用户在特定时段有剩余电网容量时，可将其出租或共享给场地内的其他终端用户。另一种可行的折中方案是混合系统，即在现有的化石燃料供热技术基础上加装ETES，这仍能显著减少化石燃料消耗和排放（见下面文本框）。
最后，电热储能的灵活运用能为终端用户带来额外收入，具体可通过提供调频服务、辅助服务、本地电网灵活性服务，以及参与容量补偿机制等方式实现。尽管大多数超大型工业用户已参与这类计划，而电热储能可以让更广泛的工业终端用户参与进来，尤其是通过聚合服务商和“热能即服务” （heat-as-a-service）模式实现。
电热储能有望以与化石燃料相当甚至更低的成本实现工业供热电气化，因为一天中至少有部分时段可获取低成本电力。然而，在太阳能和风能发电量较高的地区，尽管低电价或负电价现象日益频繁，但批发电价仍可能在较长时间内（甚至长达数周）维持高位。在此期间，使用低成本网电给ETES充电的机会极少，这会对全部依靠电力的ETES系统的商业可行性造成不利影响。
因此，在现有化石燃料供热设备基础上加装ETES是一种合理的折中方案。这种混合模式能够让场地运营商根据市场价格灵活选择供热系统（见图4）：在阳光充足或风力强劲、电价接近零的时候，可让ETES系统满功率充电；当燃气调峰电厂被调用以平衡电网、应对电价上涨时，可切换使用燃气锅炉，从而避开电价高峰。这不仅能带来经济效益，还可能降低整个系统层面的排放量，尤其是对于那些在电力结构中化石燃料占比较高的国家。
图4. 混合ETES系统的应用（示意图）
要推动电热储能（ETES）的安装部署，提升工业需求侧灵活性，需要采取一系列行之有效的政策措施，解决经济、监管和基础设施方面的重重障碍。但在此过程中，必须保障系统整体的运行效率，以确保将所有终端用户的用能成本降至最低。以下四个关键领域值得重点关注：
1
优先推进工业热能电气化
实施有针对性的计划，提高工业热能电气化率，解决相关的经济、基础设施、技术和认知方面的障碍。
在欧盟国家援助和各国政府计划中，确保包括ETES在内的所有电气化技术都能公平地获得公共支持。可考虑为工业领域的需求侧灵活性制定专门政策。
2
缩小电力与化石燃料的价格差距
重新平衡电力与天然气系统之间的税费和附加费，以降低电价与气价的比值。此外，可考虑对与能效措施配套用于供热的电力给予税收减免。
3
激励灵活用电
对电网税费和电价进行改革，使其体现时间（分时电价）甚至空间上的差异。这将激励灵活用电，同时确保在对系统最有利的时间和地点提供需求侧灵活性。
4
将灵活负荷接入电网
允许签订灵活接入协议，并考虑根据协议创造的收益提供折扣电价。例如，电网运营商可向那些允许在预先约定的时间或在收到充分通知后暂时调低接入容量的终端用户提供折扣。
确保需求侧灵活性能够便捷地进入市场，包括小型终端用户，以及通过聚合商进入市场的用户。
（来源：睿博能源智库）
声明：本文为公开渠道发表的文章，仅用于交流和学习，不构成任何投资及应用建议。文章版权归原作者及原出处所有，若有侵权或异议请联系我们删除。010-58892027
中国电子装备技术开发协会
【中国电子装备技术开发协会】