现代储能技术应用概况及展望

林海雪

（中国电力科学研究院，北京100192）

引言

我国当前电网运营面临着用电负荷持续增加、间歇性能源接入占比扩大、调峰手段有限等诸多挑战，储能技术尤其是大规模储能技术的诸多优点使其可以在发电、输电、配电、用电等环节得到广泛应用。这不仅会对传统电力生产和应用起到优化的作用，有效提高电网能源资源优化配置能力，而且也将给电网的规划、设计、布局以及运行管理等带来革命性的变化。

1 现代储能技术的作用和特点

储能技术是智能电网、可再生能源接入、分布式发电、微网系统及电动汽车发展必不可少的支撑技术之一，不但可以有效地实现需求侧管理、消除峰谷差和平滑负荷，而且可以提高电力设备运行效率、降低供电成本，还可以作为促进可再生能源应用、提高电网运行稳定性和可靠性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段；此外储能技术还可以协助系统在灾害事故后重新启动与快速恢复，提高系统的自愈能力。近年来，储能技术的研究和发展一直受到各国重视，世界各国都投入了大量的人力、物力进行了很多的应用研究。特别是随着智能电网的构建，储能技术更是发展迅猛，已从小容量小规模的研究和应用发展为大容量与规模化储能系统的研究和应用［1］。到目前为止，已经探索和开发了多种形式的电能存储方式，可分为机械储能、电磁储能、电化学储能和相变储能4大类型。其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能；电磁储能包括超导磁储能和超级电容器储能；电化学储能包括铅酸电池、镍氢电池、镍镉电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等电池储能；相变储能包括冰蓄冷储能、热电相变蓄热储能等。

各种储能技术在其能量密度和功率密度、储能效率、使用寿命、环境特性以及成本性能方面均有不同的表现，尚无一种储能技术可以完全胜任在电力系统中的各种应用。各种储能技术的特点和应用场合［2］见表1。目前各类储能装置的功率等级及其使用成熟度如图1所示［3］。

表1 主要储能技术的特点和应用场合Tab.1 Characteristics and application scope of main EST types

图1 各类储能装置的功率等级及其使用成熟度Fig.1 Capacity grades and employ perfectness of various EST

2 储能产业的发展动态

储能技术对电网的影响广泛而深远。近年来，国内外工程界和学术界的研究热度持续增长，成果频出。美国、日本、欧盟与中国等国家从资金支持研发与示范、制定相关储能政策等方面促进与推动储能技术的产业化发展。

根据GTM研究公司和储能协会最新发布的美国储能市场监测报告，美国正处在储能市场爆发。2015年，美国预计部署220 MW储能，增长250%，并且此后的增长会持续快速上升。2014年，180个并网电化学、机电式储能安装上线，约占电力容量61.9 MW。这相较于2013年完成的44.2 MW增长了40%。GTM预测，到2019年，美国储能市场大、将达861 MW，价值15亿美元，约是2014年规模的 11 倍［3］。

2.1 国内外MW级储能示范工程基本概况

在诸多储能技术中，抽水蓄能仍是目前技术成熟、应用最广泛的大规模储能技术。在可再生能源发电与智能电网技术发展的驱动下，除抽水蓄能外的多种新型储能技术逐步受到业界关注，并建成了多项大规模储能示范工程［4,5］。

根据美国能源部信息中心的项目库不完全统计，近10年来，由美国、日本、欧盟、韩国、智利、澳大利亚及中国等实施的MW级及以上规模的储能示范工程达180余项，其中，电化学储能示范数量近百项，非电化学储能形式的示范数量超过80项，如图2所示。

图2 MW级储能示范工程项目数Fig.2 Numbers of energy storage demonstration project with capacities in MWs

从已建或在建的MW级及以上储能示范项目国家分布上看，美国在储能装机规模和示范项目数量上都处于领先地位，项目数量占全球总项目数量的44%，主要为电化学储能项目；西班牙次之，项目数占14%，主要为太阳能热发电熔融盐储能项目；日本占8%，主要为电化学储能项目；我国占8%，全部为电化学储能项目。主要储能示范国家的规模化储能项目数量逐年增长趋势如图3所示。由图可见，美国的增长速度最为明显，西班牙次之。

图3 MW级储能项目（数量）地域分布情况Fig.3 Region distribution and numbers of energy storage projects with capacities in MWs

2.2 国内外MW级储能示范工程应用概况

1）MW级储能示范工程类型

从储能类型上看，MW级规模储能示范项目中电化学储能项目数占比为53%，相变储能占比34%，飞轮占比6%，其他类型涉及压缩空气、电磁储能和氢储能等。其中，在电化学储能示范项目数量中，锂离子电池所占比重最高，达48%；其次为钠硫电池和铅酸电池，分别占比18%和11%，各类型储能项目数自2010年后逐年增长幅度以锂离子电池储能为最大，钠硫电池次之，如图4所示。

图4 MW级储能项目中各储能类型项目增长趋势Fig.4 Growth trend of each type energy storage project with capacities in MWs

在电化学储能装机容量分析中，锂离子电池储能前期装机容量小。自2011年开始，其装机容量得到大幅提升，在电池储能中位列最高；铅酸电池自2012年后处于停滞状态；钠流电池装机容量在2011年之前位居第一，之后增长缓慢，如图5所示。

图5 MW级储能项目中各类型储能总装机增长趋势Fig.5 Total installed growth trend of each type energy storage project with capacities in MWs

2）各应用领域的储能技术示范工程

从全球已有示范工程的功能应用上看，较多项目中储能应用于风电场/光伏电站等可再生能源并网，项目数占比为39%；其次为输配电与辅助服务的项目数占比分别为18%和12%。

储能技术在各应用领域的项目数逐年增长趋势如图6所示。在2010年，储能在分布式与微网领域应用最少，其他3个领域相当；自2011年后，储能在可再生能源发电领域的应用增长最快，居于领先地位；储能在分布式发电与微电网领域的应用呈现抬头态势，并在2012年超过在辅助服务的应用项目数。

图6 MW级储能项目各应用领域项目数增长趋势Fig.6 Growth trend of energy storage project with capacities in MWs in various application areas

储能技术在各应用领域中的总装机容量增长趋势如图7所示。由图7可见，储能技术在可再生能源发电领域中的装机容量由2010年的最小跃居到2012年后的最高；2012年前在输配电与辅助服务领域的装机容量大小相当；其在分布式发电与微网中的应用项目数上增长明显，但目前的装机容量较小。

由此，大规模储能在可再生能源发电领域的应用，在项目数与装机容量上均处于快速增长的态势；储能技术在分布式发电与微电网领域的应用项目数量也有较快增长，逐渐受到关注。

图7 MW级储能项目在各应用领域装机容量增长趋势Fig.7 Total installed growth trend of energy storage project with capacities in MWs in various application areas

3 储能容量的配置、经济成本及市场规模

3.1 关于储能容量的合理配置

解决电能质量问题不需要太大的储能容量，削峰填谷及跟踪电网出力曲线则需要较大的储能容量，但电网智能化程度越高，风光储容量配比合适则跟踪电网出力曲线所需的储能容量也下降。

大容量储能装置目前还难以实现，而大规模长期储存能量成本昂贵，如由国家电网公司和财政部、科技部共同实施的位于河北省张家口市张北县和尚义县境内的国家风光储输综合示范项目，开发规模为风力发电50万kW，光伏发电10万kW，电化学储能11万kW，预计约3年完成，项目投资为200亿元。其中蓄电池成本占风光储输综合示范项目造价的20%～30%。因此储能容量的合理配置［6］及优化十分重要。

一般而言，风光储联合发电系统既要满足用户的负载需求，又要使风光储联合发电系统配置的储能容量合理或优化，因而在全年电能平衡中，风力发电和光伏发电部分所发电量应等于所供电负载的电量；在月度平衡时，发、用电之间会存在不匹配的情况，当在风光储联合发电系统中有发电盈余时，将多余的电能储存在储能单元中；在风光储联合发电系统电能不足时，用储能单元输出来保证供电的连续性和可靠性。因此，必须按照一定的配置关系，将风力发电［7］、光伏发电组件和蓄电池进行组合，综合考虑风光储联合发电系统配置的性能和储能成本，获得合理的系统配置。

按风光储联合发电系统与主电网的关系可分为离网型风光储联合发电系统和并网型风光储联合发电系统，这两种风光储联合发电系统中储能容量合理配置的计算有多种［8］。一般在离网型风光储联合发电系统中，蓄电池等储能元件容量确定方法有年能量平衡法、年最长或平均连续无效能平衡法、电量盈亏平衡法、基本负荷连续供电保障小时计算法等。

年能量平衡法确定储能元件容量的方法如下。

（1）风力发电与光伏发电系统要满足年度电量平衡原则，即

式中，EWG、EPG、EL分别为风力发电、光伏发电及负荷的电量。

（2）月度平衡：设某i月，风光储联合发电系统有发电盈余时应保证储能单元能充至满容量（额定容量）EN为

式中， EWG，i、EPG，i、EL，i分别为某 i月风力发电、 光伏发电及负荷的电量。

（3）设某k月，风光储联合发电系统在发电量不足且处于不利条件（如无风、无太阳光）时能保证负载的完全可靠供电，即

式中，EWG，k、EPG，k、EL，k分别为某 k 月风力发电、光伏发电及负荷的电量。

（4）还要满足储能元件如蓄电池的约束条件，包括最大可充电电流、最大可放电电流和放电深度。在实际设计中，用发电盈余量和亏损量最大的2个月来设计储能单元的容量，以保证其余各月负荷的用电需求，但也有以日夜的用发电盈余量和亏损量最大进行设计的。

（5）储能容量合理配置还需要考虑其经济性，设定为目标函数储能单元的一次性投资最小、系统全年运行成本最低、综合考虑系统一次性投资最小与全年系统运行管理成本最低等，并进行方案计算以及分析比较。

并网型风光储联合发电系统中有小型、简单微网及大型、复杂微网。有关容量的配置计算有多种方法。在优化计算方面，由于风能资源、光照强度及负荷的随机性，风力发电和光伏发电系统具有很强的非线性，用传统的方法难以进行优化。有关文献表明了优化的方法有多种：典型的如切线法多目标优化配置光伏发电、储能的容量；用遗传算法优化容量配置；用蒙特-卡罗模拟法进行可靠性评估法等。决策变量既有传统算法中的光伏电池和容量蓄电池，还增加了风力发电机的类型、容量（台数）以及光伏电池和容量蓄电池的倾角等。限于篇幅这里就不介绍了。

3.2 经济成本

在现有电价机制和政策环境下，单就储能技术成本而言，远不能满足商业化应用的需求。以风电应用为例配套的储能设施单位kW投资成本几乎都超过了风电的单位kW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，也就是说具备大幅度降价的空间，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kW·h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。［9-10］

初步估算，当储能系统的初始投资降至1 500元/kW及以下时，全周期循环寿命可达5 000次以上；当峰谷电价差达到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少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。

3.3 市场规模

抽水储能由于具有规模大、寿命长、运行费用低以及技术成熟等优点，是目前唯一的大规模储能方式，主要用于电力系统的调峰、调频、非常时期备用等。但抽水储能电站的建设容易受地形和水资源制约，建设周期也长，只能因地制宜适当发展。［11］

风电方面，根据国家能源局、工业与信息化部等多个部委参与的《新兴能源产业发展规划》，我国风电装机在2020年将达到150 GW。若配套储能功率按风电装机容量的20%计算，约为30 GW。如果储能装置单位kW造价按照3 000元/kW计算，至2020年的近10年间，储能电池的市场规模约为900亿元。

光电方面。虽然已出台的《光伏“十二五”计划》中未提及我国光伏产业的装机目标，但根据我国现有的光伏能源，预计到2020年，国内的光伏容量装机目标将达到30 GW。若配套储能功率按照风电装机容量的20%计算，约为6 GW。如果储能装置单位kW造价按照3 000元/kW计算，至2020年储能电池的市场规模约为150亿元。

到2020年，仅风电和光电领域，储能电池的市场规模就将超过1 000亿元。

4 我国储能产业的相关政策和发展前景

2010年以来我国相继出台了一些与储能相关的法规、规划和办法等，并给与资金支持发展储能产业。2010年的《可再生能源法修正案》中第一次提到储能的发展，2011年发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中提出依托储能等先进技术，推进智能电网建设。从2013年起，国家能源局的《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》中鼓励业界各单位和个人投资建设和经营分布式光伏发电项目。财政部发布了分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加费等政策，旨在降低用户自发自用成本。分布式发电相关政策与补贴的陆续出台为光储模式打下了基础。国务院办公厅2014年11月份印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》中指出，通过科学安排调峰、调频、储能配套能力，切实解决弃风与弃光等问题，作为影响未来能源大格局的前沿技术，储能在我国已获得前所未有的高度关注。［4］

最近，《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》报告（以下简称《报告》）已经完成［12］。这项研究由美国基金会发起并提供资金支持、国家能源局的指导、国家发改委能源研究所牵头组织并联合多家机构共同参与。其目的是通过远期的情景分析，为我国能源转型战略提供参考和支撑。

根据《报告》，未来伴随技术的突破和成本的降低以及全面深化电力改革，2020-2040年间风能和太阳能发电将得到迅猛发展，平均年度装机接近1亿kW。2050年将实现风电装机24亿kW，实现太阳能发电装机27亿kW，两者发电合计为9.66万亿kW·h，风电和太阳能发电将成为未来绿色电力系统的主要电力供应来源。在高比例可再生能源发展情景中，储能是必不可少的。一方面需建设抽水蓄能电站这一成熟的储能方式，提高电网安全、稳定、经济的运行水平和抵御事故的能力，另一方面发展先进电池、压缩空气储能、电动汽车等新型储能，逐步普及先进储能技术。

为实现2050年高比例可再生能源的使用，未来需要3亿kW的储能，包括1.6亿的化学储能和1.4亿的抽水储能。另外指出，电动汽车是非常好的储能方式，并预计2050年电动汽车保有量将达到4亿辆。如果其中的1.5亿辆能够提供储能，根据系统要求提供充电服务，将能够实现10亿kW负荷的转移。

5 结论

（1）储能技术是未来能源结构的转变和电力生产消费方式变革带来的战略性支撑技术，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，还可以用来应付电网的突发性故障，提高电能质量，满足社会经济发展对优质、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储能示范阶段甚至起步研究阶段，尚有诸多关键技术问题亟待解决。

（3）通过对各种储能技术形式在当前国内外的实际应用进行总结，可以看到，电化学储能因为具有转换效率高、能量高密度化和应用低成本化等优点，正在成为大规模储能系统应用和示范的主要形式，在全球范围内已有不少的实际工程项目，成功应用于电力系统的各个领域。但电力系统的复杂性使得单一的储能技术很难满足所有的要求，在电力系统应用中，必须根据实际要求，将不同的储能技术结合使用，充分发挥各种储能技术的特点，使其优势互补，从而提高储能系统的灵活实用性和技术经济性。因此，未来大规模多类型混合储能系统有望在电网中发挥更大的作用。

（4）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。

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［2］刘振亚.智能电网知识读本［M］.北京：中国电力出版社,2011.

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