一文看懂储能技术与电网发展前景

哪些储能技术最具发展前景？今后的发展方向如何？

储能技术是人类社会走向低碳经济不可或缺的基础前提，也是推动能源型的必要条件。哪些储能技术最具发展前景？今后的发展方向如何？中国与美国在储能技术发展和应用方面有哪些最新进展？政策与监管如何支持储能技术发展？储能设施如何与电网配合？如何给储能设施应有的市场地位并保证投资运营商有适当的回报？在10月27日，北京国际能源专家俱乐部举办的储能技术与电网发展国际研讨会上，多位专家就以上问题进行了探讨，以下是各位专家的演讲精要。

美国能源监管委员会原主席Jon Wellinghoff先生做了一篇题目为“储能在电网发展中的作用”的演讲，详细介绍了美国的储能技术进展，解释了在联邦和州层面美国是如何利用监管条例对储能技术进行支持，并展望了储能技术在微电网的应用趋势，主要观点总结如下。

1.目前世界上有很多种储能技术，可以提供多种服务。 这些技术包括超级电容（Supercapacitors）、超导磁储能（SMES）、铅酸电池（Lead-Acid）、锂电池（Li-Ion）、钠硫电池（NaS）、液流电池（Redox Flow）、飞轮储能（Flywheels）、压缩空气储能（CAES）、抽水蓄能（Pumped Hydro）等。这些不同技术可以提供多样化供电功率（从kW级到GW级）和供电时长（从秒级到小时级），可以在UPS系统（不间断电源系统）、削峰填谷电网输配系统及大容量电力管理系统等三个层面加以应用。在提供大容量能源服务方面，储能技术可以大幅度提升电网供电能力并使电力运营商通过峰谷电价差获利。另外，储能技术还可以为输电基础设施、配电基础设施、用户能源管理等方面提供诸多辅助服务功能，如：给风光系统补充旋转备用能力、黑启动、配合监管等。

2. 储能技术在电力系统各环节都可以发挥作用。 一是在发电端与传统发电技术配合，提升清洁能源的并网率。在发电端，大容量储能系统可以作为发电厂的辅助服务设施，对太阳能、风电等不稳定电源起到稳压、稳流作用。二是在输配环节，储能技术可以用在变电站上起到削峰填谷的作用。这一环节的应用在美国正变得日益重要。储能技术可以作为配电网中变电站的技术升级，推迟电网的更新换代，降低成本。三是在消费环节，在“电表前”和“电表后”，都有储能技术的应用。就“电表前”而言，在美国东西海岸、尤其是东海岸地区，电网公司在积极投资建设储能设施。因为这些地区容易受到飓风影响，储能设施可以让电网更有弹性，在对抗飓风时更稳定。在“电表后”，储能设施为用户提供服务，比如特斯拉的充电墙。在美国部分地区，每天特定时间内为电动车充电有助于电网调峰，而且还会有所回报。除加州外，伊利诺伊、纽约、新泽西、德州等州也都设立了很好的激励政策，鼓励消费者在电表后设立储能或者自发电设施。

3. 在联邦层面，监管政策做出了及时的调整来支持储能设施的应用。 Jon Wellinghoff先生任主席时，美国能源监管委员会制定了第755号法规，规定 ISO应对那些为其提供调频服务的服务商支付报酬。在服务计量方面，不光要计算总共接收到的电量，还要根据反应速度、调频准确度来计算报酬。这一规定主要考虑到储能技术的需求响应速度比常规发电技术要快很多这一特点。能源监管委员会的第719号法规要求独立电力系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO）接受来自需求侧所提供的辅助服务，这使商业和工业用户利用储能设施作为需求侧响应手段成为可能。能源监管委员会的第745号法规则要求电力公司和零售商支付大客户利用储能来替代电网调峰的费用。

4.在州层面，美国也对储能设施的利用有一定的监管政策激励。 加州电网系统运行商（CAISO）制定了采购灵活电源的政策，鼓励装配和使用具有储能功能的灵活电源，以保证大量清洁能源的并网和有效使用（加州通过立法要求清洁能源的装机在2030年必须达到50% 。）。加州公用事业委员会（ CPUC）制定了储能法规（AB2514），要求加州境内的三家公共电力公司（PG&E，SCE，SGD&E）必须在2020年前采购至少1.325GW的储能设备。这项法规还设立了评估储能服务、成本效益的框架规则，并且制定了可能的电网储能指标。这个法规直接帮助加州上马了一大批储能项目，很多新的储能技术在这些项目中得到了体现。CPUC制定的“自发电奖励激励计划规定”给予储能$2,000/kW补贴，这项补贴每年递减10%。

5. 美国的储能产业发展迅速，非电网系统的工商与居民端储能应用增长尤为迅速。 美国的东、西海岸是储能发展最快的地区，也是美国最富有创新精神的地区。该地区电价较高，使得储能应用更有经济性。目前，美国全国电池储能设施的安装以每年30~40%的速度增长，这个速度接近5年前光伏的增长速度。目前，美国能源部统计的全国电池储能总功率已经超过300MW，预计到2019年会增长到近1GW。目前电池储能绝大多数被用到电网输配环节，但未来工业、商业、尤其是居民储能的增长速度会高过电网储能。

6. 美国风、光发电成本下降迅速，已经具备较强的竞争力。 目前，美国光伏发电的度电成本有的已低于4美分/度（最低的招标价格是3.8美分，包括以税收返还形式的补贴），风力发电成本有的已经直逼2美分/度。这些价格包含了30%的投资免税补贴，但即使扣除这一补贴，美国光伏、风力发电的度电成本已经低于煤电、气电、水电和核电。

7. 储能可以解决光伏输出的不平稳性，解决“鸭子曲线”问题。 在加州因为光伏的快速发展和峰谷特性，造成在光伏出力高峰（如一天的中午）时常规电厂发电越来越少，到了晚上又要完全承担平抑“鸭子形”问题（图1）。储能技术的发展可以填平鸭肚子，削去鸭头，使常规电厂平滑出力，大力增加整个系统的经济性。因此，CPUC要求三大公共电力公司到2020年建立至少1325兆瓦的储能设施。

图1. 加州2012-2020年每年3月某天的负荷曲线

8. 在微电网应用储能技术是一个新趋势。 出于不同的驱动因素，各国都希望大力发展微电网。美国微电网发展吸引了大量投资，2015~2020年发展微电网的投资总额预计将达30亿美元。微电网的主要驱动者包括军事设施，军事基地希望通过微电网与大电网隔离，以保证独立安全的电力供应。此外还有公共设施、大学、岛屿等。加州拥有3.2万名师生的加州大学圣迭戈分校校园就是通过储能、太阳能和燃气发电形成自己的微电网。越来越多的类似社区在发展自己的微电网。

9. 储能系统需要合适的市场结构才能给电网带来价值。 储能技术在各个环节的应用产生了各具特色的价值链，需要合适的市场结构才能使其所提供给电网和用户的服务价值得到认可，实现真正的商业价值。

10. 全球储能技术正处在从科学试验走向商业化普及的初始阶段，政策支持十分重要。 政策支持的目的应该是体现储能在能源系统中的价值，即从化石能源向可再生能源的转型过程中，各环节储能所体现出的价值。

美国西雅图UniEnergy Technologies公司总裁兼首席执行官杨振国博士介绍的“美国电网储能技术的研发与应用”情况，主要观点如下。

1. 储能技术的本质是给能量加上一个时间变量。 传统上电能是即发即用的，没有时间因素。储能技术给电能增加了时间变量，提升了整个电网系统的价值，同时有助于接入清洁能源。

2. 储能技术在电网上应用有五个关键要求：

安全性。 电网储能系统储存巨大的能量，在能量释放过程中可以产生巨大的热量，因此储能系统的散热设计非常关键。美国发生过多起蓄电池起火事故，固态铅酸电池和锂聚合物电池也都发生过重大事故。美国能源部还为此专门设立项目，研究电池的安全性。

性能。 性能包括功率、能量、效率、反应时间，灵活及多功能性等指标。根据储能系统在电网不同环节的应用，对功率的要求从几十千瓦到上百兆瓦不等，放电时间的要求从几秒，几分钟，几十分钟，几小时，甚至几天不等。一个重要的指标是反应时间越短越好，一般要在一秒以内达到系统要求。有些应用比如电压支持甚至要求低于0.1秒。这样的反应时间是传统的抽水蓄能和压缩空气系统不能提供的。功能上的灵活性能够增加储能系统的实用价值。

耐久性，即系统寿命。 传统能源和新能源发电厂的生命周期都在20年以上，与之匹配的储能系统也需要有相同的长寿命。一般需要电网储能系统寿命超过10年，并且可以承受超过4000次深度充放电的考验。

经济性。 不仅要关注电池的成本，还有变电系统、辅助系统等系统性成本；不仅是电池系统成本，还有安装和工程造价（在电池成本上增加30~100%很正常）；不仅是资金成本，还有运营维护成本——因此要比较不同循环寿命周期下的度电成本。同时不仅要看成本，还要看效益，有些贵的电池寿命更长，性价比更高。

可靠性。 电池系统不需要太多的维护和保养。

3. 美国目前电网储能以抽水蓄能为主，未来主要方向为电池等灵活储能系统。 美国发电装机总量在1200GW左右，有大概2%，即20~30GW的储能能力。美国目前电网储能的95%为抽水蓄能，总量超过20GW，基本上都是在1980年以前建造的。抽水蓄能系统成本最低，但由于环境影响大、建造周期长、投资巨大、地理选址受限等原因，未来的发展非常有限。美国未来电网储能的主要发展方向是使用更加柔性化、多功能、灵活的储能系统。电池储能技术由于高效、功能多样、充放电双向反应、响应速度快、清洁而成为了首选。

4. 各种电池储能技术的对比显示，液流电池优势突出。

锂离子电池。 锂离子电池的概念是在1970年代提出的。经过近二十年的材料研发和完善，1991年第一块商业化锂离子电池出现，再经过多年大量的资本投入与发展，锂离子电池的技术已经走向成熟。锂电池最大的优点在于能量密度和效率都很高，所以很快得到了广泛应用。到今天，全球围绕锂电池建成了比较成熟的工业系统。锂电池的缺点在于：1）安全性低，事故多发，如波音787的锂电池事故，锂聚合物电池在亚利桑那州的大型起火事故等。电解液的可燃性使危险永远存在；2）容量随着充电循环次数增加而减少，需要经常换电池；3）基本上放电时间较短，长时间放电对锂电池的挑战很大。

钠电池。 钠电池根据正极情况，一种是钠硫电池，一种是钠-金属氯化物电池。这两种电池的运行温度都需在300~350摄氏度。能量密度与锂电池相当。如果可以长期连续使用，能取得很好的电池效率。电池寿命（充放电20~80%）可以达到4000~5000次。目前这种电池技术已经比较成熟，东京电力、NGK、GE等大公司做了很大的投资。但是安全性还不能完全保证，2011年日本的2MW钠硫电池系统发生大火，对技术推广产生了很大影响。

液流电池（RFB）。 液流电池的能量储存在电解液里，而不是固体电极，电池模块通过氧化还原反应把电解液储存的化学能转变为电能。目前较为成熟的是全钒液流电池。液流电池的优点在于：1）理论上寿命无限长，可循环使用。因为它的工作特点是电极不参加具体反应，所以循环寿命不受限制，也不受放电和充电程度的影响；2）可以根据需求把功率和能量分开来灵活设计，比如说确定了100兆瓦功率，但是需要4小时还是8小时供电可以变化；3）电池结构简单，方便模块化组装，也可以做很大；4）安全性好。因为电解液是水基的，本身就是灭火剂。另外由于水的比热容大，即使充满了瞬间释放，整个系统温度也只上升15~16度；5）平准化成本低于锂电池，适合做大型储能项目。缺点是能量密度较低，目前不适合安装在移动装置上，工程上也需进一步完善。液流电池在电网上的应用最大的项目是中国博融集团下属融科储能在蜗牛石风电场的5MW/10MWh项目，从2012年项目建成至今一直运行稳定。

5. 未来储能电池技术发展还将百花齐放，液流电池将得到更多的重视。 人类还没有发明一种电池可以满足所有的储能需求。将来电网应用储能的市场非常大，不会有一种理想技术覆盖所有需求，未来储能技术一定是百花齐放，在不同领域应用不同技术。其中多功能、灵活化的技术将产生更好的效益和价值，占据更大的市场份额。目前在美国，放电时间较短的电池选择基本是锂电池。原来大家看好的钠硫电池放电时间较长，但由于存在安全问题，而使液流电池渐渐被重视起来。目前储能电池的科研趋势已经很大程度上转向液流电池。一个趋势是使用更安全的水基电解液，另一个是采用更便宜的材料，如锌、铁、硅等。

6. 储能技术产业化面临挑战。 很多储能技术目前尚处于实验室阶段，吸引了大量风险投资，也有了一些原型产品，但离工程化、产业化还较远，高性能和低成本仍是一对矛盾。电力储能系统中，不光电池重要，电转换系统、辅助系统、管理系统、能效管理等都很重要。美国现在投资最多的还是投资少、见效快的能效管理系统。

7. 商务模式创新和政策支持对储能技术及市场发展至关重要。 三个条件的成熟才能使得储能市场走向成熟，并在电力系统得到大规模应用：一是技术成熟，成本降低；二是政策法规的有力支持；三是在结合技术、投资、金融多个领域形成创新的商务模式。

清华大学教授卢强院士介绍了中国储能技术发展及应用情况。主要观点总结如下。

1. 中国应大规模建设储能项目。 中国现在风电总装机容量已经超过100GW，但是70~80%的风能没有很好利用，特别是后半夜的风能全部放弃，损失的能量即使收回50%，也相当于重建三到四个三峡发电站。虽然大规模储能技术中抽水蓄能是首选，但抽水蓄能严格受到地理条件限制，并存在水库漏水和蒸发等问题。所以不能指望抽水蓄能来解决大量弃风和弃光等问题。

2. 废弃电池污染环境是大规模电池储能发展的主要风险。 现在中国大量用的磷酸铁锂电池寿命太短，浅充浅放为八年，深充深放最多四年，废弃电池对环境造成了大量污染。此外，锂电池的工作环境温度要求严格（温度不超过摄氏27度（正负2~4度）的温度区域才能有效运用），这也进一步增加了电池的使用成本。

3. 中国可以大规模部署自主研发的非补燃压缩空气储能技术。 该技术的优点是：1）系统配置灵活，系统效率可以达到70%以上；2）投资成本低，与抽水蓄能几乎相当；3）适用于大规模储能和分散式储能，不发电的时候可以调峰使用；4）碳排放为零；5）可以提供天然的热、电、冷三联供，不但可以提供不间断热水，而且可以提供2~3摄氏度的制冷环境用于保鲜水果和粮食，在东北和中国很多地方都可以使用；6）可以在电压不足时提供自然支撑调压。

由国网公司支持、清华大学研发的“非补燃压缩空气储能”相关技术已经获得中美发明专利受理，一个500kW的示范项目已经在安徽芜湖建成，连续18个月运行效果良好。该项目电对电的转换效率是33%，加上冷热利用的系统效率可达72%。目前，国网和清华团队正在筹划一个20MW的示范项目，并对该技术进行改良，将“电转电”效率从33%提高到55%，系统效率（热+电+冷）达到80%。

与会专家围绕中国的电网、储能建设等问题展开了进一步讨论。主要观点总结如下。

1. 储能技术是第三次工业革命的关键技术，也是能源系统从化石能源向可再生能源过渡的奠基石。 从全球角度来看，能源正在转型，电网正在逐步从大规模长距离运输走向更小规模的社区化微电网，整个电网的结构从高、大、远，向中小型、智能化和区域优化的特征转变。在这一转型过程中，储能起着极为关键的作用。中国从“十五”开始，在中长期规划里已经把储能技术作为一个重要方向提了出来，现在应考虑为储能技术的发展制定专项规划。

2. 储能技术最需要的突破是车用电池技术。 车用动力电池和电网储能电池的要求不尽相同。目前，电池储能技术最迫切需要的突破是电动车电池技术，车用电池技术的突破代表了储能电池真正的市场化。目前中国电力系统还没有到大规模使用储能的阶段。电力系统作为一个整体，进一步调节吸纳风电、太阳能还有很大潜力可以挖掘。储能在电力系统里的应用中，微电网用处更大。应该鼓励示范项目，搞好技术储备。在发电侧大规模的储能，就现在中国而言还是以抽水蓄能为主，还有火电机组的调节。

3.储能技术发展对电网来说意义重大。 中国目前有抽水蓄能，有火电调峰，可以解决电网运行的一些问题。但是搞抽水蓄能要开山、要架线、要通过升压、降压，最后通过电网送到用户，这一系列的工程非常大。如果将来电池的储能规模足够大，并直接装在大城市或者是附近变电站里边，就可以替代抽水蓄能。所以发展用于电网的大规模新型储能技术是未来的方向。同时，电网建设与储能配套设施建设同样重要。现在中国有风、有光的地方电网都很弱，负荷都很小，在没有储能设施条件下，消纳不了就不得不弃电。所以作为电网公司首要的任务是强化电网建设。例如，现在哈密在建800万千瓦的风电，需要通过特高压直流送到郑州，而现在的直流输电送不了可再生能源，因为波动太大，所以如果没有合适的调压手段，电损将不可避免。现在的解决办法是在当地建火电，经过测算，800万千瓦的风电要配700万千瓦的火电，再加300万千瓦的光伏，这样直流送出来的可再生能源能源的电量可以占到30%。但是如果有了储能技术调节，特高压电力传输就会简单的多。所以储能技术对清洁能源发展意义重大。

4. 中国储能产业的发展还需克服诸多挑战。

一是市场机制不健全。 中国储能产业起步晚，最近五年国家才开始重视。北美、日本20年前就有了储能方面的产业政策，也都已经形成了各自的运行机制。目前，国内已经有了一些地区性规定，提供了一些发展机会和市场模式，但离整体产业的健康发展还有很大距离。储能企业希望未来这些规定能够上升到政策层面，真正纳入到电力体制改革，成为一个法规，这样可以提高投资方参与的可靠性，也可以尽量减少投资风险。

二是技术前景尚不明朗。 如何把技术直接变成实际的商业模式，最终能否支持公司真正盈利，也存在风险。目前还没有完全搞清楚在储能方面什么技术最具经济性、最有竞争力，即从商业角度来看最有前景的储能技术还不确定。例如，很长时间以前就大概知道了硅是太阳能发电主要的技术方向，可以提出商业模式。现在储能技术还没有达到那样的阶段，不清楚未来方向是液流电池、压缩空气还是锂电池。因此不知道如何投入资金和精力来降低成本。从未来发展看，或许有两类主要技术方向，一是对长寿命应用来说应该是液流电池，二是对短寿命应用来说应该是锂电池。不过不论哪种技术，只有完成了科学实验阶段，达到可以盈利，才能谈得上大范围的推广应用。

三是储能设备还需要提高可靠性。 如果电池储能不能使用10年以上，对于电力系统调节来讲没有意义。如果寿命问题和安全性解决不了，谈价格也没有意义。在运营风电、光电中，我们不需要1:1的储能配备，按照10~15%配就可以了。如果天气预报预估风电的误差是20%，那么配上15%的储能，就可以提高发电效率，提升电网稳定性。而且，电网调度机构就可以把其他机组进行合理安排。因为风电和太阳能项目一般要运行20年，所以储能设备至少要有10年的寿命期。

有效应对以上挑战需要政府对科研院所增加研发投入，并对企业也要提供适度的研发支持。在成功试点的基础上，政府可以出台扶持政策，制定行业标准。目前，我国已经成立的中关村储能产业联盟可以在这些方面发挥一定作用。