电力储能市场分析

电力储能市场分析（精选3篇）

1.电力储能市场分析 篇一

2016年储能技术成本分析报告

目录

摘要……………………………………………………………………………………1

一、概述………………………………………………………………………………1

二、储能技术…………………………………………………………………………6

（一）物理储能………………………………………………………………………7

（二）电化学储能……………………………………………………………………10

图表目录

图表1：全球电化学储能项目累计装机规模………………………………………4 图表2：中国电化学储能项目累计装机规模………………………………………4 图表3：全球储能装机预测……………………………………………………5 图表4：全球各类储能规模预测……………………………………………………5 图表5：电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势………………………………6 图表6：储能在整个电力价值链中的作用…………………………………………6 图表7：抽水储能的特点……………………………………………………9 图表8：压缩空气储能的特点……………………………………………………9 图表9：飞轮储能的特点……………………………………………………10 图表10：热储的特点………………………………………………………………10 图表11：氢储的特点………………………………………………………………10

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摘要：

我们预判分布式电站将在十三五期间有大发展，作为基础性资产的电站上一定规模（有研究表明占比超过10%），其随机性、间歇性和地域性等特征越发突出，导致用电和发电不对称，对电网还会造成一定的冲击，为了促进光伏电站规模持续性增长以及占一次能源消费结构的比重逐步提高，势必会对储能技术和相关设备有所诉求，储能领域将会成为下一片蓝海。

近期，国家能源局先后下发了《国家能源局关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》、《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》(国能监管[2016]164号)和《中国制造2025--能源装备实施方案的通知》，进一步对储能领域进行了战略布局。我们认为，蓄势待发，2016年将是储能领域最突出的表现。

与市场不同的是，基于国外实际的储能落地项目，通过查阅大量资料，我们总结了最近几年储能技术的研究进展和各储能技术的特点、相关成本和应用范围。从各成本要素的角度来看，压缩空气储能的功率转换成本最高（846欧元/kW），相应地，Ni-Cd电池的成本最低，仅只有240欧元/kW。但是，在储能成本方面，电化学储能相对与物理储能的成本要高。氢储和压缩空气储能（地下）相关储能成本仅仅只有4和40欧元/kW。从全生命周期成本的角度来看，物理储能明显低于电化学储能。飞轮储能在电力质量和调频服务方面具有成本优势。但是，物理储能的应用领域受到地理条件的限制明显，因此，随着技术进步的不断加快，未来电化学储能的成本有望持续降低，应用前景更加广泛。

一、概述：储能—2016年是储能元年

2015年11月公布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》（简称《建议》）中，“坚持绿色发展，着力改善生态环境”部分提出了推进能源革命，加快能源技术创新，提高非化石能源比例，加快发展风能、太阳能，加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度，实施新能源汽车推广计划等重点工作。可以说，《建议》明确指出了储能建设的必要性和战略方向。同时，截至2015年底，我国光伏电站的装机规模已经达到43 GW，作为基础资产的电站达到一定规模后，储能的建设势必提上议事日程。根

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据规划，十三五期间，光伏电站累计将达到150 GW，其中分布式电站将达到70 GW，具备10倍的成长空间。同时，近期，国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏出席第九届亚洲太阳能论坛并指出，到2020年全球光伏规模在450至600 GW，到2030年的时候要达到1000至1500 GW。根据GTM Research发布报告称，预计未来5年内，储能系统的成本有望下降41%。因此，作为基础资产的光伏电站而言，光伏电站规模化为储能的建设提供了旷阔的增长空间。

从全球储能领域发展态势来看，目前，国际上储能累计装机有了一定的规模，以抽水储能为主，电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势（见图“蓝点分布区域”），到2015年底全球累计电化学储能装机规模达到890.9 MW。国际上，欧美日等发达国家一直比较重视储能技术的研究和应用。以美国储能产业发展来看，美国2015年第4季度新装储能规模为112 MW，整个2015年达成221 MW，相当于年度增长率为243%。其中，电网级应用占比为85%，主要位于PJM市场（2015年新增储能规模为160 MW）。behind-the-meter部署较少，但是这一领域的增长率最快，2015年增长率高达405%。据GTM的预测，美国储能市场到2019年会超过1 GW，到2020年规模达1.7 GW，市场规模在25亿美元，相当于人民币157亿元左右。

从中国储能领域发展态势来看，我国储能领域应该说只是起步阶段，据CNESA不完全统计，我国电化学储能仅105.5 MW。分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%。对于新的领域，从国际经验来看，储能领域初期技术研发和成本等因素都比较高，会相应地有政府政策扶持，储能领域才能有所发展。据不完全统计，美国联邦和州层面针对储能的法案和政策就达到了21项。欧盟和日本也均有针对储能的扶持政策。储能的政策扶持主要包括：投资方面给予一定的布贴或税收减免；技术研究方面给予一定的补贴；建立相应的储能领域的体制机制。因此，我们认为，初期通过政府政策的配套和资金的扶持是必要的，2016年储能领域的相关配套政策会陆续出台，储能产业将会大发展。

2016年3月10日，能源局印发《国家能源局关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》，鼓励发电、售电企业、电力用户和地理辅助服务提供商等投资建设电储能设施，并可参加发电侧调峰服务市场；鼓

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励各地规划集中式新能源发电基地时，配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行；鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施并作为需求侧资源参与辅助服务市场交易。

2016年6月7日，国家能源局正式发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管[2016]164号），决定开展电储能参与“三北”地区电力辅助补偿（市场）机制试点，挖掘“三北”地区电力系统接纳可再生能源的潜力，同时满足民生供热需求。其目标为“三北”地区各省（区、市）原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量，探索商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。

2016年6月20日，国家发改委、工信部、能源局联合印发了关于《中国制造2025—能源装备实施方案的通知》。《通知》中，确定了储能装备等15个领域的发展任务，并明确资金支持、税收优惠、鼓励国际合作等五大保障措施。其中储能装备方面，涉及了抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、锂电池、超级电容器等方面。同时，《通知》中“在储能装备方面，高性能铅炭电池储能装备就是要进行技术攻关的重点项目之一。其目标为研究高导电率、耐腐蚀的新型电极材料设计、合成和改性技术，以及长寿命铅炭复合电极和新型耐腐蚀正极板栅制备技术，掌握铅炭电池本体制备技术，开发长寿命、低成本铅炭电池储能装置。”对铅碳电池在储能领域内的未来发展方向给予了明确的表述。我们认为，蓄势待发，2016年将是储能领域最突出的表现。

储能在整个电力价值链上起到至关重要的作用。它的作用涉及发电、传输、分配乃至终端用户--包括居民用电以及工业和商业用电。在发电端，储能系统可以用于快速响应的调频服务及可再生能源如风能、太阳能对于终端用户的持续供电，这样扬长避短地利用了可再生能源清洁发电的特点，并且有效地规避了其间断性、不确定性等缺点；在传输端，储能系统可以有效地提高传输系统的可靠性；在分配端，储能系统可以提高电能的质量；在终端用户端，储能系统可以优化使用电价，并且保持电能的高质量。随着分布式电源的发展和智能电网的提出，储能系统的作用将会更加重要。

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图1：全球电化学储能项目累计装机规模

图2：中国电化学储能项目累计装机规模

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图3：全球储能装机预测

图4：全球各类储能规模预测

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图5：电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势

图6：储能在整个电力价值链中的作用

二、储能技术：百家争鸣、百花齐放

储能技术一般分为热储能和电储能，未来应用于全球能源互联网的主要是电储能。电储能技术主要分为物理储能（如抽水蓄能、压缩空气储能）、电化学储能（如铅酸电池、钠硫电池、液流电池）和电磁储能（如超导电磁储能、超级电容器储能）三大类。

与市场不同的是，基于国外实际的储能落地项目，通过查阅大量资料，我们

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总结了最近几年储能技术的研究进展和各储能技术的特点、相关成本和应用范围。

对比各种储能技术，成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能、压缩空气储能、氢储、合成天然气储能，其中抽水蓄能占比最高，达到99%，占全球发电量的3%。

（一）物理储能

抽水蓄能是当前最主要的电力储能技术。抽水储能电站配备上、下游两个水库，负荷低谷时段抽水储能设备工作在电动机状态，将下游水库的水抽到上游水库保存，负荷高峰时抽水储能设备处于发电机的状态，利用储存在上游水库中的水发电。目前，世界范围内抽水蓄能电站主要集中分布在美国、日本和西欧等国家和地区，并网总装机容量超过7000万kW。而美国、日本和西欧等经济发达国家抽水蓄能机组容量占到了世界抽水蓄能电站总装机容量的70%以上。近年来，世界大型抽水蓄能电站的应用案例主要有日本神流川电站（装机282万kW），美国落基山电站（装机76万kW），德国金谷电站（装机106万kW）。目前，日本有41座抽水蓄能电站，装机容量24.65 GW，占日本发电总装机容量10%以上。在日本抽水蓄能电站主要功能在于调峰、调频、填谷、瞬时运行的事故备用能力以及经济性蓄水。美国抽水蓄能电站年发电利用小时数差别很大，部分电站年发电利用小时数较高,最高达1953h，在系统中主要承担调峰填谷、促进电力系统合理经济运行的任务。有一半抽水蓄能电站年发电利用小时数少于1000h，最少的全年仅34h，它们在系统中除参加调峰，主要担负调频、调相、提高电压稳定性和供电质量并承担事故备用。

压缩空气储能也是一种物理储能形式。储能时，压缩机将空气压缩并存于储气室中，储存室一般由钢瓶、岩洞、废弃矿洞充当。释能时，高压空气从储气室释放，做功发电。目前全球压缩空气储能装机约40万kW。压缩空气储能技术研究始于20世纪40年代，70年代后，德、美等国相继投运压缩空气储能系统，将几十至一百多个大气压的空气储存于矿洞或地下洞穴，释能时采用天然气补燃的方式通过燃气轮机发电。压缩空气储能技术术比较成熟，但大规模的应用需要洞穴储气，选址有一定困难，2000年后全球无新增商业化运营的案例。

飞轮储能主要应用于为蓄电池系统作补充，如用于不间断电源/应急电源、电网调峰和频率控制。飞轮储能利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化成机

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械能储存起来，在需要时飞轮带动发电机发电。近年来，一些新技术和新材料的应用，使飞轮储能技术取得了突破性进展，例如：磁悬浮技术、真空技术、高性能永磁技术和高温超导技术的发展，极大地降低了机械轴承摩擦与风阻损耗；高强度纤维复合材料的应用，飞轮允许线速度大幅提高，大大增加了单位质量的动能储量；电力电子技术的飞速发展，使飞轮储存的能量交换更为灵活高效。

氢储能是近两年受德国等欧洲国家氢能综合利用后提出的新概念。氢储已被证明是最有前途的储能技术之一，因为它适用范围较为广泛，如交通和电力。同时，结合可再生能源或低碳能源技术，氢储可以减少温室气体排放。此外，氢储能够有效地整合了大量的间歇性风能。氢储能可看作是一种化学储能的延伸，其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气。以风电制氢储能技术为例，其核心思想是当风电充足但无法上网、需要弃风时，利用风电将水电解制成氢气（和氧气），将氢气储存起来；当需要电能时，将储存的氢气通过不同方式（内燃机、燃料电池或其他方式）转换为电能输送上网。通常所指的氢储能系统是电-氢-电的循环，且不同于常规的锂电池、铅酸电池。其前端的电解水环节，多以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“充电”功率；后端的燃料电池环节，也以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“放电”功率；中间的储氢环节，多以氢气的体积（标准立方米Nm3）计算容量，如换算成电能容量，1Nm3氢气大约可产生1.25kWh电能，储氢环节的容量大小决定了氢储能系统可持续“充电”或“放电”的时长。

目前欧、美、日等都制定了氢能发展战略和详细的计划，并在迅速而有步骤地推进。

欧盟实现不依赖化石能源的可持续发展目标的其中重要一环就是实现Power-to-Gas（P2G）技术路线，即把可再生能源以氢气或甲烷等方式大规模储存起来并加以应用。根据德国制定的《氢能与燃料电池计划》中的“氢的生产和配送”部分分析，德国目前的发展进度已经大大提前。德国一些大型能源电力公司，如EON和ENERTRAG等都在政府的宏观指导和具体支持下积极实施P2G项目，以期最终实现利用风能等可再生能源的大规模制氢，这将是今后大规模利用风能最有前景的技术路线之一。下一步德国计划开展更大规模的20-50MW风力发电制氢的P2G示范项目，为未来的氢能源经济培育基础。

日本可能是世界上最接近氢社会的国家。这并不单单是因为燃料电池汽车

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（FCV）的产业化，而是因为全世界燃料电池进入千家万户的国家只有日本。2009年，家用燃料电池“ENE-FARM”的上市在全球开了先河。这种电池利用煤气和煤油提取氢气，注入燃料电池中发电。发电时产生的废热用来烧水、泡澡和地暖使用，能源效率超过9成。ENE-FARM的主机由松下和东芝制造，通过东京瓦斯、大阪燃气、吉坤日矿日石能源等公司销售。截至2015年1月底，松下在日本全国已累计出货约5.2万台ENE-FARM。

公开的相关研究资料也分析了氢储的技术领域的适用性问题。氢储技术在选择、设计、建造和运营等方面具有一系列标准，具体包括：安全标准、终端使用标准、运营标准以及经济性标准。

从目前储能技术研究的角度看，大量的热储研究领域集中在熔盐存储、矿层存储、低温储能，室温离子液体储能，并利用相变材料储能。典型的热储能是熔盐储能。熔盐储能技术早于1995年在美国的Solar Two塔式示范电站上进行了示范应用，并在2009年西班牙装机50 MW的Andasol1槽式电站上进行了首次成功的商业化应用，自此开启了熔盐储热的商业化之门。虽然其技术仍在发展之中，但熔盐技术固有的缺陷看起来比较难以克服，如有成熟应用的二元太阳盐的凝固点过高，导致其寄生性能源消耗过高；熔盐的腐蚀性对熔盐系统的设备材料要求较高，导致系统投资成本较高等。目前，熔盐技术正从两个方面发力来寻求更大的突破，一方面即革新熔盐的成分配比，采用低熔点熔盐等，另一方面即推进熔盐工质直接吸热传热技术的研发。

表7：抽水储能的特点

表8：压缩空气储能的特点

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表9：飞轮储能的特点

表10：热储的特点

表11：氢储的特点

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2.电力储能市场分析 篇二

传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化,极大地促进了新能源的发展,其发电规模也快速攀升。以传统化石能源为基础的火电等常规能源通常按照用电需求进行发电、输电、配电、用电的调度;而以风能、太阳能为基础的新能源发电取决于自然资源条件,具有波动性和间歇性,其调节控制困难,大规模并网运行会给电网的安全稳定运行带来显著影响。储能技术的应用可在很大程度上解决新能源发电的随机性和波动性问题,使间歇性的、低密度的可再生清洁能源得以广泛、有效地利用,并且逐步成为经济上有竞争力的能源。

传统电网的运行时刻处于发电与负荷之间的动态平衡状态,也就是通常所说的“即发即用”状态。因此,电网的规划、运行和控制等都基于“供需平衡”的原则进行,即所发出的电力必须即时传输,用电和发电也必须实时平衡。这种规划和建设思路随着经济和社会的发展越来越显现出缺陷和不足,电网的调度、控制、管理也因此变得日益困难和复杂[1]。

由于电网中的高峰负荷不断增加,电网公司必须不断投资输配电设备以满足尖峰负荷容量的需求,导致系统的整体负荷率偏低,结果使电力资产的综合利用率很低。为解决这些问题,传统电网急需进一步升级甚至变革。先进高效的大规模储能技术为传统电网的升级改造乃至变革提供了全新的思路和有效的技术手段。

在大容量、高性能、规模化储能技术应用之后,电力将成为可以储存的商品,这将给电力系统运行所必须遵行的发电、输电、配电、用电同时完成的概念以及基于这一概念的运行管理模式带来根本性变化。储能技术把发电与用电从时间和空间上分隔开来,发出的电力不再需要即时传输,用电和发电也不再需要实时平衡,这将促进电网的结构形态、规划设计、调度管理、运行控制以及使用方式等发生根本性变革[2,3,4]。

储能技术的应用将贯穿于电力系统发电、输电、配电、用电的各个环节,可以缓解高峰负荷供电需求,提高现有电网设备的利用率和电网的运行效率;可以有效应对电网故障的发生,可以提高电能质量和用电效率,满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电和高效用电的要求;储能系统的规模化应用还将有效延缓和减少电源和电网建设,提高电网的整体资产利用率,彻底改变现有电力系统的建设模式,促进其从外延扩张型向内涵增效型的转变[5]。

2 储能技术国内外发展现状

2.1 储能技术的分类

根据能量类型的不同,储能技术基本可分为四大类别,包括基础燃料的存储(如煤、石油、天然气等)、中级燃料的存储(如氢气、煤气、太阳能燃料等)、电能的存储和后消费能量的存储(相变储能等)。本文重点分析电能存储技术,按照所存储能量的形式,可大致分为物理储能和化学储能,物理储能又可以分为机械储能和电磁场储能,如图1所示。

由于储能技术具有极高的战略地位,世界各国一直都在不断支持储能技术的研究和应用。日本NEDO(New Energy and Industrial Technology Development Organization)于2009年针对各种电池储能技术进行了详细的发展路线规划,其中尤其关注锂离子电池、钠硫电池以及新型电池等技术的发展;美国能源部也于2010年底围绕各种新型与先进电池的发展与应用发布了相关技术报告,未来20年将重点关注超级铅酸与先进铅酸电池、锂离子电池、硫基电池、液流电池、功率型储能电池以及金属空气电池、先进压缩空气储能技术等研究方向。以下将简单介绍上述几种储能技术的基本原理、特点、发展现状、目前存在的主要问题及关键技术。

2.2 机械储能

2.2.1 抽水蓄能

抽水蓄能电站通常由上水库、下水库和输水及发电系统组成,上下水库之间存在一定的落差。在电力负荷低谷时段把下水库的水抽到上水库内,以水力势能的形式蓄能;在负荷高峰时段,再从上水库放水至下水库进行发电,将水力势能转换为电能。

抽水蓄能技术相对成熟,设备寿命可达30~40年,功率和储能容量规模可以非常大,仅受水库库容的限制,通常在100~2 000MW之间。抽水蓄能在电力系统中可以起到调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动和为系统提供备用容量等多重作用。抽水蓄能的最大局限性是受地理条件的限制,必须具有合适建造上下水库的地理条件。抽水蓄能电站的关键技术主要包括抽水蓄能电站主要参数的选择、工程地质技术问题以及抽水蓄能机组技术等。

2.2.2 压缩空气储能

压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统,其工作原理是:当电力系统的用电处于低谷时,利用富余电量驱动空气压缩机,把能量以高压空气的形式存储起来;当用电负荷处于高峰时,将储气空间内的高压空气释放出来,驱动发电机发电。

自1949年Stal Laval提出利用地下洞穴实现压缩空气储能以来,国内外学者围绕压缩空气储能发电技术开展了大量的研究和实践工作,目前已有2座大型电站分别在德国和美国投入商业运行,积累了大量成熟的运行经验。

近年来,关于压缩空气储能系统的研究和开发一直非常活跃,先后出现了多种形式的压缩空气储能系统。根据压缩空气储能系统的热源不同及应用规模,可以分为:(1)传统使用天然气和利用地下洞穴的大型压缩空气储能电站,单台机组规模通常在100 MW级及以上;(2)不使用天然气和地下洞穴的新型压缩空气储能系统,单台机组规模通常在10 MW级及以下。根据压缩空气储能系统是否同其他热力循环系统耦合,可以将其分为压缩空气储能—燃气轮机耦合系统、压缩空气储能—燃气蒸汽联合循环耦合系统、压缩空气储能—内燃机耦合系统、压缩空气储能—制冷循环耦合系统等。

总体来说,目前传统使用天然气并利用地下洞穴的压缩空气储能技术已经比较成熟,效率可达70%,但存在对特殊地理条件和化石燃料的依赖问题。其他几种压缩空气储能技术尚处于研究、实验室样机示范发展阶段,目前的主要问题是储能效率较低、能量密度低,其关键技术主要包括压缩机、膨胀机、储气设备、储热装置等。

2.2.3 飞轮储能

飞轮储能的基本原理是把电能转换成旋转体(飞轮)的动能进行存储。在储能阶段,通过电动机拖动飞轮,使飞轮本体加速到一定的转速,将电能转化为动能;在能量释放阶段,飞轮减速,电动机作发电机运行,将动能转化为电能。

飞轮储能具有功率密度很高、能量转换效率高、使用寿命长、对环境友好等优点,缺点主要是储能能量密度低、自放电率较高。

目前,中小容量的飞轮储能系统已实现商品化,大容量的飞轮储能系统也已进入工业试运行阶段。飞轮储能的关键部件包括高速、高储能密度飞轮,高可靠性、长寿命、低损耗轴承,高速电机及其控制系统等。

2.3 电化学储能

电化学储能是通过化学反应将化学能和电能进行相互转换以存储能量的技术。电池是能量转换的主要载体。电池的类型很多,其内部材料体系和电化学反应机理各异,但是,它们内部的核心结构却基本相同,都是由正极、负极、隔膜和电解质组成。电池内部电势较高的一极称为正极,电势较低的一极称为负极。在充电过程中,电池正极上的活性材料发生氧化反应,失去电子。同时,阳离子通过电解质在电场的作用下向负极移动。失去的电子沿着外电路流向负极,并在负极上与负极活性材料结合,发生还原反应。电池的放电过程与充电过程正好相反。

电化学储能作为电能存储方式的一个重要分支,其特点在于功率和能量可根据不同应用需求灵活配置,响应速度快,不受地理等外部条件的限制,适合大规模应用和批量化生产。但这种储能技术目前存在的主要问题是电池的使用寿命有限、成本高,这也是电化学储能技术目前需要重点突破的方向。

不同的电池类型有各自的特点,这就为大规模储能应用的不同需求提供了多样化的选择,目前研究得较多的主要有锂离子电池、钠硫电池、全钒液流电池、钠/氯化镍电池、铅酸电池、镍氢电池、锂硫电池、锂空气电池等。

传统的电化学电池以铅酸电池为代表,具有150多年的发展和应用历史,是目前备用电源领域应用规模最大的电池类型,其技术和产业发展已非常成熟。随着电动汽车以及大规模储能产业的兴起,铅酸电池技术也有了新的发展,典型代表有铅碳电池。

随着可再生能源发电的快速发展,对大规模储能技术提出了更高要求,出现了以钠硫电池和全钒液流电池为代表的针对大规模储能应用而开发的电池。钠/氯化镍电池则是在钠硫电池的基础上发展起来的。随着便携电子产品的发展,出现了镍氢电池和锂离子电池,目前这种电池的产业发展已相对成熟。随着当前电动汽车的发展,锂离子电池在材料和制造工艺上有了很大的发展。这也促进了锂离子电池技术的进步,为大规模储能应用奠定了坚实的技术基础和产业基础。此外,为满足电动汽车未来发展需求而开发的锂硫电池和锂空气电池,也有可能成为未来大规模储能应用中潜在的或备选的技术。

最近,美国麻省理工大学一个研究团队提出了一种新的化学储能技术,研究出液态金属电池。实验室的研究结果表明,这种电池具有成本低、寿命长、效率高、储能密度大的优点,可望满足电网能量存储的要求。这项技术目前在国际上得到了广泛关注。

2.4 电磁场储能

2.4.1 超导磁储能系统

超导磁储能系统是利用超导线圈通过变流器将电网能量以电磁能的形式存储起来,需要时再通过变流器将存储的能量转换并馈送给电网或其他电力装置的储能系统。超导磁储能系统主要组成单元包括超导储能磁体、低温系统、电力电子变流系统和监控保护系统。超导磁储能系统是一种利用超导体(线圈)直接存储电磁能的系统,在超导状态下超导线圈无焦耳热损耗,其电流密度比一般常规线圈高1至2个数量级,因此具有响应速度快、转换效率高(不小于95%)、功率密度高等优点,可以实现与电力系统的实时大容量能量交换和功率补偿。

超导磁储能系统不仅可用于解决电网瞬间断电对用电设备的影响,而且可用于降低和消除电网的低频功率振荡,改善电网的电压和频率特性,进行功率因数的调节,实现输配电系统的动态管理和电能质量管理,提高电网应对紧急事故和稳定性的能力。

超导磁储能目前存在的主要问题如下:一是目前超导材料成本仍然很高;二是用于产生超导态低温条件的冷却装置等关键设备还没有完全实现国产化;三是还存在超导磁体的失超保护等关键技术问题,尚需深入研究和解决。

2.4.2 超级电容器储能

超级电容器是近年来受到国内外研究人员广泛关注的一种新型储能元件。按照储能原理可以分为双电层电容器和法拉第准电容器两大类,其中,后者目前通常被称作电化学电容器。

双电层电容器的基本原理是利用电极和电解质之间形成的界面双电层来存储电能。当电极和电解质溶液接触时,由于库伦力、分子间力或者原子间力的作用,使固液界面出现稳定的、符号相反的两层电荷,称为界面双电层。双电层电容器的储能是通过使电解质溶液进行电化学极化来实现的,因此,这种电容器工作时并没有发生电化学反应。

法拉第准电容器是在电极表面或体相中的二维或准二维空间上,进行电活性物质欠电位沉积,产生化学吸脱或氧化还原反应,产生与电极充电电位有关的电容。对于法拉第准电容器,其存储电荷不仅包括存储在双电层上的电荷,而且包括电解质溶液中离子在电极活性物质中由于氧化还原反应而存储于电极中的电荷。

超级电容器具有充放电速度快、功率密度高、循环使用寿命长、环境友好、工作温度范围宽等优点。这种电池目前的主要问题是能量密度低、成本高。关键技术主要包括电极材料及电解质溶液关键材料技术、电压均衡技术等。

2.5 熔融盐蓄热储能

熔融盐蓄热储能是利用熔融盐使用温区大、比热容高、换热性能好等特点,通过传热工质和换热器加热熔融盐将热量存储起来,需要时再通过换热器、传热工质和动力泵等设备将存储的热量取出以供使用的储能方法。

熔融盐蓄热储能主要应用在太阳能热发电系统中。由于中国太阳能资源丰富的西部地区受地理条件、气候特征的限制,存在低温下的熔融盐工质保温等技术难题,因此熔融盐蓄热储能的发展和应用具有相当大的不确定性,主要问题包括熔融盐工质的选用和熔融盐蓄热关键设备的制造。

3 大规模储能技术的评价指标

储能技术能否在电力系统中得到推广应用,取决于是否能够达到一定的储能规模等级、是否具备适合工程化应用的设备形态,以及是否具有较高的安全可靠性和技术经济性[6,7,8]。

未来广泛应用于电力系统的储能技术,至少需达到兆瓦级/兆瓦时级的储能规模。目前,抽水蓄能、压缩空气储能和电化学电池储能可达到兆瓦级/兆瓦时级的储能规模,而飞轮储能、超导磁储能及超级电容器等功率型储能技术很难达到兆瓦时级。具体来说,抽水蓄能和大型压缩空气储能可达到数百兆瓦级/数百兆瓦时级;电池储能和不采用地下洞穴和天然气的新型压缩空气储能能够达到兆瓦级/兆瓦时级。因此,抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能等能量型储能技术是大规模发展储能技术的首选。

储能系统能否以设备形态运用于电力系统是决定其能否得到大规模推广应用的重要因素。也就是说,投入应用的储能系统应易于批量化和标准化生产,便于控制与维护,可以作为电力系统中的一类设备,而不是以工程形态出现。在众多储能方式中,电池储能是契合设备形态需求较好的一种储能技术。

安全与可靠始终是电力系统运行的基本要求,兆瓦级/兆瓦时级规模的储能系统对其安全与可靠性提出了更高的要求。能否在此规模及更大规模下安全、可靠地运行,将是评价一种储能技术能否大规模应用的指标之一。储能系统的安全问题与储能系统本身的材料体系、结构布局以及系统设计中所考虑的安全措施等因素相关。

技术经济性是衡量储能技术能否得到推广应用的另一个根本性因素。以下分析不同类型储能的技术水平和经济成本。

3.1 技术水平

要评判一种储能技术是否能够得到推广应用,首先应看该技术在主要技术指标上能否实现突破。转换效率和循环寿命是2个重要参数,它们影响储能系统的总成本。抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器储能、液流电池储能等具有较长的循环寿命;超导磁储能、钠硫电池储能、锂离子电池储能等具有较高的转换效率;铅碳电池作为在传统铅酸电池基础上发展起来的新型铅酸电池,也有望在循环寿命上实现较大的突破。

其次,在具体应用中,影响储能系统比能量的储能设备体积和质量也是应该考虑的因素。体积能量密度影响占地面积和空间,质量能量密度则反映了对设备载体的要求。在对土地资源要求不高的场合,如风电场,能量密度不是主要考虑的因素,在这种情况下,具备频繁充放电切换响应能力的全钒液流电池体系就可以胜任;但在电动汽车及城市商业设施等土地资源紧张的应用场合,能量密度的大小就是重要的必须考虑的因素。锂离子电池和钠硫电池具有较好的比能量密度,其他化学电池次之,而超导磁储能、超级电容器、飞轮储能在这方面的性能则偏低。

3.2 经济成本

在现有电价机制和政策环境下,单就储能技术的成本而言,远不能满足商业化应用的要求。以风电应用为例,配套的储能设施单位千瓦投资成本几乎都超出了风电的单位千瓦投资成本,同时,大规模储能系统的应用还要考虑相应的运行维护成本。因此,所关注的规模化推广的储能技术必须具备经济前瞻性,也就是说应该具备大幅降价的空间,或者从长期来看具有一定的显性经济效益,否则很难推广普及。对于隐性经济效益,由于缺乏具体实例,目前暂时无法给出定量的分析结论。对于显性经济效益分析,如果大规模储能系统应用于削峰填谷,可以采用峰谷电价差收益与单位循环寿命造价两者之间的差值关系来衡量储能技术的经济性。单位循环寿命造价由单位千瓦时储能系统造价、储能系统全周期循环的寿命损耗、储能系统的能量转换效率、储能系统运营成本以及储能系统外围平衡费用等构成。

初步估算,当储能系统的初始投资降至1 500元/(kW·h)及以下时,全周期循环寿命可达5 000次以上,峰谷电价差达到0.5元/(kW·h)或更高时,可以达到盈亏点。如果是针对新能源接入,以风电为例,则其显性经济效益可以通过因配置储能系统而减小的弃风量所带来的风电场发电收益与单位循环寿命造价两者之间的差值关系来衡量。

对于液流电池,随着国产化进程包括对国外公司的收购,预计全钒液流电池的成本在2015年可降至8 000元/kW,全周期寿命可大于15 000次,而每千瓦时的成本会随着容量规模的增大而下降得更快,预期目标为600~1 000元/(kW·h)。近2年锂离子电池成本下降较快,随着技术进步和规模化应用,2015—2020年的预期目标为初始成本降至1 500元/(kW·h),全充放电循环寿命不小于5 000次。铅酸电池具有产业链完整、回收价值高、原材料丰富等优势,因此铅碳电池等新型铅酸电池一旦技术成熟,预期未来在经济性上将具备一定的优势。对于钠硫电池,考虑到生产厂家很少,不利于形成竞争格局,因此很难判断其成本的变化趋势,预计短期内价格不会有太大的降幅[9]。

4 大规模储能技术发展及应用路线图

根据以上对大规模储能技术发展及应用前景的分析,以及适合规模化应用的储能技术评价指标和选择依据的分析,本文总结出了大规模储能技术在中国发展及应用的路线图,如图2所示。

对于抽水蓄能技术,国内抽水蓄能电站的土建设计和施工技术已经处于世界先进水平,机组的设备国产化进程正在加快,设备安装水平也在大幅度提高。因此,从技术、设备和材料等方面来看,已经不存在制约国内抽水蓄能电站快速发展的因素。抽水蓄能电站的技术路线主要体现在机组设备国产化制造方面。从路线图上看,中国短期内还无法掌握高水头、大容量抽水蓄能机组的制造技术,但从国内抽水蓄能电站的资源储备情况来看,只有少数几个电站涉及高水头、大容量机组设备制造技术,绝大部分电站的机组设备都在技术成熟范畴之内。

对于压缩空气储能技术,常规压缩空气储能技术已经比较成熟,但存在对大型储气室、化石燃料依赖等问题,必须在地形条件和供气有保障的情况下才可能得到大规模应用,未来发展主要是探索适宜建设压缩空气储能电站的地理资源。不采用地下洞穴和天然气的新型压缩空气储能系统结构简单,功能灵活,能够摆脱传统压缩空气储能系统对特殊地形的依赖,可以用于备用电源和分布式供能系统等,未来可开展相应的示范应用,对其功能、性能等作进一步探索、验证和评估。另外,根据国家工商联储能专委会《储能产业白皮书2010》的预测,由于常规压缩空气储能系统已商业运行30多年,其设计、加工、安装和运行均比较成熟,其成本在未来短期内大幅下降的可能性很小,将保持在2 500~5 500元/kW的水平。

对于电化学电池储能技术,根据前面的分析,传统铅酸电池和镍氢电池很难满足以可再生能源发电为代表的大规模储能应用的需求。钠硫电池、钠/氯化镍电池、锂硫电池和锂空气电池的应用前景还不明确。而锂离子电池、全钒液流电池和铅碳电池等新型铅酸电池在未来的10~20年间将逐步满足电力系统的要求,并进入广泛的工程示范应用阶段,技术路线图给出了这3种电池储能当前、2020年和2030年的寿命与成本预期目标。

对于飞轮储能、超导磁储能和超级电容器等功率型储能技术,未来的发展目标主要是不断提高能量密度以及降低成本,技术路线图中重点给出了其能量密度的预期目标。

对于熔融盐蓄热储能技术,其未来发展和应用前景与太阳能热发电密切相关。目前的太阳能热电站一般都采用蓄热和化石能源发电互补的方式实现24h连续运行,其中,熔融盐蓄热维持满负荷发电运行的时间在3~8h。对于一个50 MW的槽式太阳能热电站,维持太阳下山后连续发电7.5h需要的蓄热量大约是1 000 MW·h。按照这种配置方式,结合中国太阳能热发电的相关发展规划,技术路线图给出了熔融盐蓄热在国内太阳能热电站中的应用情况:在2020年熔融盐蓄热量将达到60 000 MW·h,在2030年将达到150 000 MW·h,届时,熔融盐蓄热及太阳能热发电也将开始具备市场竞争力。

综上所述,从技术路线图可看出:在近10年内,中国大规模储能技术仍然主要依靠抽水蓄能;在未来10~20年间,电化学储能中的锂离子电池、液流电池和铅酸电池将逐渐发挥重要作用并进入商业应用阶段,飞轮储能将在改善电能质量方面实现商业化应用;到2030年,超导储能将在改善电能质量、增强电力系统稳定性方面得到商业化应用,超级电容器储能将在改善电能质量、微电网方面得到商业化应用;不采用地下洞穴和天然气的新型压缩空气储能将在储能领域占一席之地,大型压缩空气储能将在具备地理条件的地区获得示范应用,而熔融盐蓄热也将和太阳能热发电一起开始具备市场竞争力。

5 结论

1)储能技术是未来能源结构转变和电力生产消费方式变革的战略性支撑技术,可以解决可再生能源发电的间歇性和随机波动性问题,缓解高峰负荷供电的需求,提高现有电网设备的利用率和电网运行效率;还可以用来应对电网的突发性故障,提高电能质量,满足经济社会发展对优质、安全、可靠供电的要求。

2)目前,大容量储能技术除抽水蓄能技术相对成熟外,其他储能方式大多处于实验示范阶段甚至起步研究阶段,尚有诸多关键技术问题亟待突破。

3)规模等级、设备形态、技术水平、经济成本是评价储能技术能否得到推广应用的主要评价指标。从技术角度来看,储能技术的长寿命、低成本、高安全性是目前更为关注的问题。

4)综合考虑各种因素,电化学电池储能和新型压缩空气储能是具有广泛应用前景和值得重点关注的储能技术类型。其中,锂离子电池、全钒液流电池、铅碳电池和其他新型电池是应该重点攻关的大容量储能技术类型。

参考文献

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3.储能技术在电力系统中的应用 篇三

关键词：储能技术,电力系统,输电系统

所谓储能,是指电力系统中电能的储存。电力系统中的储能技术,具有调节能量供需和电池存储时间等功能。电力系统中,储能不仅可以运用于电力系统发电环节,还可以用于电力系统配电等环节。随着科学技术的迅猛发展以及信息技术发展脚步的加快,新型能源逐步开发,给电力系统带来了一定程度的挑战,电力系统和输电系统的发展对能源的需求加大。目前,我国电力系统中供需矛盾日益严重,现已形成“西电东送”“南北互供”“全国联网”的格局。这种格局使得储能技术成为电网运行中的重要组成部分。将新型储能技术引入智能电网系统中,不仅可以大大提升电池储能功率,还可以保障电力系统和输电系统安全稳定运行。

1 电池储能应用

电池储能是智能电网体系中运用最为广泛的一种技术。无论是在智能电网发电、输电环节,还是在智能电网配电和用电环节,电池储能系统都得到广泛运用。总体而言,储能技术具有发电功能、保障电力系统稳定性、供电功能和促进再生能源利用等功能。作用表现为削峰填谷、备用电源、提高新能源并网能力和电网调频。

第一,电池储能在发电环节的应用。将电池储能系统运用到智能电网体系中,可以大大提升电网运输的安全性和高效性。电池储能系统的容量配置需要根据智能电网运行方式和运用目标进行综合评估与核算。就目前我国示范工程智能电网储能容量而言,平滑风电功率储能容量为一般风电的25%左右;智能电网体系中的稳定功率储能系统容量为一般风电的65%左右。由此可见,智能电网储能体系中大规模风/光发电场储能容量一般在几十兆瓦上,存储时间较长。电池储能通过接入35k V电压等级线路接入职能电网储能系统,如图1所示。

第二,输电环节的应用。将电池储能系统引入智能电网体系中,不仅可以有效提高输电线路的稳定性和安全性,还可以降低维修成本和管理成本。智能电网体系中的储能系统可以用作容量较大的调频电站,延长容量存储时间,提高输电运输效率。储能系统通过35k V或者110k V电压等级线路接入电网,如图2所示。

第三,变电环节的应用。将电池储能系统引入职能电网体系中,可以提升职能电网存储系统容量和电功率。一般情况下,智能电网存储系统中,电池存储时间大约为7个小时,将变电侧储能装置10KV母线接入输电线路系统中,确保并网运行,如图3所示。

2 混合储能系统

混合储能系统主要是蓄电池和超级电容量储能体系。蓄电池和超级电容量由于在技术特性方面具有互补性,因此将其结合可以使职能电网系统产生巨大功效。就蓄电池系统而言,具有密度大、寿命短、功率小、效率低、充电功率较差等特点;就超级电容量系统而言,具有密度低、寿命长、功率大、效率高、充电功率性能良好等特点。因此,将超级电容量与蓄电池系统进行有机结合,可以起到优势互补的作用,因此其在电力系统中应用较为广泛。但是,蓄电池与超级电容量在电力系统中不能同时使用,否则会大大降低电池电容器功率和使用寿命,破坏电池储存系统的性能。

3 飞轮储能技术的应用

将飞轮储能技术引入智能电网系统中,不仅可以提高电可再生能源接纳能力,还可以保障电网系统的安全与稳定运行。随着科学技术的不断发展以及现代信息技术发展脚步的加快,可再生能源被大量引入智能电网系统和输电系统,给输电系统的安全稳定运行带来了一定挑战。将飞轮储能技术与风力发电技术进行有机结合,不仅可以大大提升风能利用效率,还可以降低发电成本,有利于电力企业实现经济可持续发展。比如,澳大利亚的Sand Bay、Coral Bay、Nine Miles Beach、Denham;日本的Dogo Island;美国的Alaska等一系列岛屿电网,都采用了风轮储能技术,以达到降低运输风险和减少系统运行故障等目的。电力系统中故障问题和运输风险问题都是“暂态稳定性”问题,对智能电网储能系统影响较大。而飞轮储能系统可以灵活处理职能电网系统中的故障问题,从而保障电力系统安全、稳定、快速运行。飞轮储能技术具有速度快、容量大、密度小等优势。事实上,在同样容量下采用风轮储能技术可以获得双倍调节效果。

4 未来展望

储能系统虽然可以提高电池存储时间,但是成本要远远高于其他系统。因此,成本问题和能量转换问题是电力企业考虑的主要问题。无论是电池储能技术、飞轮储能技术还是混合储能技术,都有各自的优缺点。如果对其自身的固有技术特性进行改良,会大大增加改造成本。因此,将不同储能技术进行有机结合,可以起到取长补短、优势互补的作用,还能够将不同储能技术自身的特性和性能得到最大化发挥。不仅可以满足电力储能系统的需求,还可以大大延长储能系统电池的使用寿命。这也是电力系统储能领域探讨的最新问题。

就我国液流储能系统而言,已经拥有钒溴、全钒、多硫化钠/溴等诸多体系。其电化学极化较小,能够储备容量较大的能量,可以快速完成充电。电力系统中的储能系统容量得到增加,可以延长电池使用寿命。随着信息技术的快速发展,全钒液流储能系统更加自动化、智能化、商业化和市场化,在电力系统中取得了广泛运用。作为智能电网系统中的配套系统,这种氧化电池具有效率高、成本低和寿命长等优势,市场前景可观。

5 结束语

随着城市化脚步的加快,国家电网对新型能源的需求加大,风能和太阳能等可再生能源被逐步开发。与此同时,为进一步提高电力系统的安全性、稳定性和高效性,需要将新型储技术引入电力系统中,在保障电力系统安全稳定运行基础上降低温室气体的排放量,促进电力企业经济可持续发展,以构建智能化和多元化的电力系统。

参考文献

[1]方彤,王乾坤,周原冰.电池储能技术在电力系统中的应用评价及发展建议[J].能源技术经济,2011,(11):32-36.

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