储能系统的未来

- 1 - 2022!11"4# $43% &$562% 储能系统的未来 !"#$%2022年6月，麻省理工学院发布《储能系统的未来》研究报告。本报告是麻省理工学院能源计划未来系列研究中的第九个研究项目，该项目旨在阐明涉及能源和环境的一系列复杂而重要的问题。报告指出到本世纪中叶，可再生能源发电有望取代化石燃料发电，部署不同的储能技术可以优化和利用不断增长的可再生能源发电。报告研究和分析了各种储能技术（电化学储能、储热、化学储能和机械储能）关键性能、应用领域和成本指标等，呼吁应积极支持长时储能技术、多类型电化学储能技术，以实现到2050年电网系统完全脱碳。赛迪智库节能与环保研究所对该报告进行了编译，期望对我国有关部门有所帮助。 !&'(%长时储能 可再生能源发电 电力系统脱碳 )) - 2 - '()*+,-./0123 （一）储能技术的基本类型 目前有四种基本类型的储能技术（电化学、化学、热能和机械能）处在不同的技术发展水平。在可变可再生能源发电量充足且批发供应价格相对较低时，以及发电量不足批发价格相对较高时，储能系统都可以发挥重要功作用电。储能系统的这种灵活性为电力系统提供了一系列好处。 储能系统的规模可以通过其装机容量（最大瞬时功率）来表征，以兆瓦(MW)为单位；其储能容量以兆瓦时(MWh)为单位；以及往返效率（RTE）用于衡量充放电的效率。 储能系统的储能容量与装机容量的比值就是持续时间，以小时为单位——这是储能系统从充满电开始提供最大功率的时间长度。目前大多数部署的电池储能的持续时间为4小时或更短；大多数现有抽水蓄能(PSH)设施的持续时间为8到12小时或更长时间。储能技术的能量密度也有所不同（能量密度是单位体积可以存储的最大能量）。具有高能量密度的电池技术特别适用于电动汽车(EV)和移动电子产品；尽管如此，能量密度较低的电池技术仍可用于电力系统应用中的存储，而在这些应用中，空间的有效利用通常不太重要。储能技术在其他属性上也有所不同，包括 - 3 - 特定储能系统规模经济的程度（地理足迹和模块化）以及其性能随使用而下降的程度。 本报告中考虑的技术根据其电力和能源容量成本分为三大类（见图1）。一般来说，储能容量成本较低和装机容量成本高（图中蓝色区域）的储能技术最适合作为长时储能（持续时间最多可达数天），这些储能技术的充放电不太频繁，例如热储能、化学储能、金属空气电池和抽水蓄能设施等。而棕色区域的储能技术（其中包括锂离子电池储能系统），更适合持续时间较短的储能应用（持续时间为几个小时）和更频繁的充放电。具有中等能力的储能技术（包括液流电池）处于绿色区域。 *+,-./01234567289:;) 来源：麻省理工学院 功率容量成本（美元/千瓦）能量容量成本（美元/千瓦时） - 4 - （二）电力系统采用的储能技术 这项研究从电化学、热储能、化学储以和机械储能四个方面考察和研究储能技术。但没有对这些类别中的所有选项进行编目，更不用说进行评估。与其相反的是，研究人员重点放在每个类别中储能技术的示例上，并试图突出这些储能技术应用的问题。研究团队考虑的一些储能技术都经过验证，可用于商业部署，例如锂离子电池储能系统、抽水蓄能发电设施和一些热储能系统。而另一些储能技术则需要进一步的研究、开发和示范，直到本世纪30年代或20世纪40年代才有可能大规模上市或应用。表1总结了到2030年各种储能技术和储能支持技术及实践可用性的评估。在这份研究报告中考虑的储能技术都可能在2050年前实现商业化运营。 <+,=>?&@67289ABCDEFGHIJKI)储能技术 当前创新状况 电化学储能 锂离子电池 ② ④ ⑤ 液流电池（无机溶液） ② ④ ⑤ 液流电池（有机溶液） ① ② ③ 硫化钠（NaS）电池 ④ ⑤ - 5 - 储能技术 当前创新状况 金属-空气电池 ② ③ 关键材料供应（金属和稀土） ① ② ③ 电池回收利用 ① ② ③ ④ 电池二次使用 ① ② 先进的电力电子技术 ② ③ ④ 抽水蓄能技术 ④ ⑤ 热储能技术 ② ③ ④ 氢气 制造、运输、储存 ① ② ④ 制氢方法包括光电制氢、天然气高温重整制氢、先进的电解制氢 ② 来源：麻省理工学院 能源相关的技术创新通常需要经过五个阶段：①概念提出；②技术研发；③一定规模的工程试验；④技术示范；⑤部署应用。表1涵盖了各种储能技术当前创新阶段。随着脱碳要求变得更为严格和对波动性可再生能源发电的依赖不断增加，长时储能技术具有更广泛的应用前景。例如在波动性可再生能源发电供应低谷期或由于极端天气导致异常高水平的电力需求，而此时电网运营商被禁止使用未装碳捕集装置的天然气发电时，长时储能技术至 - 6 - 关重要。 4(567+, 电化学储能能量密度通常比机械储能和储热系统高，但比化学储能（氢储能）系统要低。电化学储能由于占地空间小，不受地理环境和资源的限制等特点成为一种通用且高度可扩展的技术，其应用领域涵盖发电厂到住宅等多种场景。 其中，锂离子电池因具有高能量密度、高功率密度和高往返效率，在电动汽车领域广泛应用，并在短时（通常为4小时或更短）电力系统储能领域广泛使用。目前用于电池制造的关键材料成本和可获取性决定了锂离子电池的应用成本，并可能限制其未来部署规模，而这一挑战将促使电化学储能从高性能锂离子电池的研发转向化学原料更为丰富的其他新型电化学储能技术。 目前，锂离子电池正在朝向低成本和高性能方向发展。基于其自身储能容量成本的限制，锂离子电池不太可能大规模应用于长时（大于12小时）电力储能系统中。为了实现更具经济效益的长时储能，美国能源部应支持该方向技术的研发和示范，以推进使用储量更为丰富的材料来替代锂离子电池技术。 - 7 - 长时储能的成本、使用年限和制造规模使研究人员探索新型电化学储能技术，例如氧化还原液流电池、金属-空气电池，这类电池使用更为廉价的充放电材料，更具有长时储能的特点。虽然这几种新型电化学储能技术已展现其应用前景，但在关键科学、工程和制造方面仍存在短板，这意味着政府需要加大力度进行投资协调予以支持。其他国家，尤其是中国正在积极探索该类技术的创新突破。 8(+9 储热技术是利用低成本材料储存热量，是一种适合长时储能需求的技术，这类技术的主要挑战是如何高效且经济地将热量转化为电力。为解决这一挑战，目前有3种方法：①将现有发电厂中的燃气轮机替代传统化石燃料锅炉，并在其旁配备储热设施，从而降低热能转化为电能的成本；②开发动力循环替代系统，即闭式布雷顿循环，在中温（550-1000 °C）下具有更高的热能转换效率；③推进耐高温材料和高功率转换装置的研发，以达到更高的热能转换效率、提高高温材料使用寿命、降低电力成本。 :(67+,;<+,= - 8 - 氢气被普遍认为是一种先进的化学储能介质，因为其可以通过较为简便的方式生产，同时可以作为发电燃料或其他工业过程的原料或热源。化学储能技术领域主要关注氢储能。氢储能作为一种电力系统储能形式，其发挥的作用取决于氢气在整个经济领域中的采用程度，以及未来氢气生产、运输和储存的成本。目前，制氢的主要方法依赖于化石燃料，而这一过程将产生大量的碳排放。利用低碳电力电解水制氢将推动工业和交通运输等行业实现脱碳目标。通过电解水产生的氢气在波动性可再生能源发电量降低的时间段用作工业和发电的低碳燃料，将提高波动性可再生能源的利用率，从而降低电力系统脱碳成本。 *L,MNO/0PQR6&S*) 来源：麻省理工学院 研究团队致力支持美国能源部为制定解决氢气生产、运输和电网电解氢气需求（工业）氢气储存氢气发电电网 - 9 - 储存问题的国家战略所做的努力。特别是，现有的天然气输送管道是否能够在不受影响的情况下输送氢气，无论是在减压下，还是在氢气与天然气或其他化合物混合的情况下，安全性仍然是一个悬而未决的问题，需要美国能源部和美国交通部开展政府支持的研究。朝着这个方向迈出的重要一步是最近的立法呼吁美国至少建立四个氢气生产枢纽。 >(?@+, 电能可转化为包括重力势能、动能等多种形式在内的机械能。机械储能包括多种技术，其共同特点是它们的能量密度远低于化学储能或电化学储能的能量密度。因此，机械储能系统往往占地面积大，并需要一定的地势条件，不太适用于在小型设施中应用。 抽水蓄能是一种成熟且已广泛部署的技术，占全球和美国现有的电网级储能装机规模90%以上。但自20世纪90年代以来，抽水蓄能在美国和其他许多国家部署进度显著放缓（特别是中国）。此外，抽水蓄能项目的初始成本较高，规模较大、选址要求较高。该技术虽然不是严格意义上的利用电能或电能之间转换的储能技术，但现有的带有蓄水池的传统水电系统可以在平衡严 - 10 - 重依赖波动性可再生能源发电的电力系统供需方面发挥更大的作用。 压缩空气储能系统将压缩的空气储存在地下的洞穴或地上的储气罐中，一些压缩空气储能系统还存储压缩空气时产生的热量。该技术作为潜在的电网级大规模储能技术被广泛研究。尽管压缩空气储能系统的成本估算受到多种不确定因素的影响，但该技术的能源成本通常高于未来可用的其他储能技术的成本。 A(BC+,D,/EFGHI,J5KLMNOPQR(STUVWX/YZ 本节探讨了储能系统在发达国家和新兴市场发展中经济国家背景下的潜在作用。美国和印度三个不同地区的结果分别说明了这两个国家的储能部署情况。 （一）对美国建模分析结果及建议 研究团队对美国电力部门的建模集中在三个地区：东北部地区（纽约州和新英格兰地区）、东南部地区以及德克萨斯州在2050年最新部署的储能系统。这些地区在电力需求概况、风力发电和太阳能发电资源以及水电和现有核电资源的可用性方面存在显著差异。这些差异会影响在没有碳排放限制的情况下成本最低的 - 11 - 发电组合以及实现不同程度脱碳的成本。2050年每个地区在两种政策情景下的年发电量、可交付能源容量和电力系统电力成本的模拟预测：无碳限制和排放限制在5克碳排放量/kWh。如果2050年的电力需求与2018年的水平相同，那么将美国电力部门的平均碳强度降低到5克碳排放量/kWh，将使2050年的碳排放量与2005年相比降低99.2%。另一方面，如果2050年用电量增长的需求大于2018年，正如该项研究用于模拟储能系统影响的电力需求情景中所预测的那样。美国各行业的平均碳排放量与2005年相比，电力部门排放量减少了98.7%。 储能技术能够替代或补充电力系统的所有其他要素（包括发电、输电和需求响应），再加上气候变化对电力需求和供应的不确定性影响，意味着需要采用更复杂的分析工具。需要规划、操作和规范未来的电力系统，并确保电力系统的可靠性和效率。重要的关注领域包括电力系统稳定性和调度（包括在系统调度和批发市场中实现分布式存储和发电资产的参与和补偿）、资源充足性和零售率设计。新分析工具的开发必须伴随着对监管机构补充人员配备和技能提升计划的额外支持。这项工作应由美国能源部与独立系统运营商和区域输电组织(ISO/RTO)合作开展。 在深度脱碳的电力系统中，每小时批发价格或能源边际价值的分布将会发生变化，与目前的批发市场相比，电力的零价格或 - 12 - 极低价格的时间要多得多，高价格的时间也要多得多。 这是因为，与目前主要依赖火力发电设施的电力系统相比，以可再生能源为主的部署储能系统的电力系统将具有相对较高的固定投资成本和相对较低的边际运营成本。增加对可再生能源发电设施的依赖，边际成本为零。随着碳限制变得更加严格（即允许的排放量逐渐降低），这种影响会增加。在价格最高的时段，如柱形顶部和图中的分解部分所示，模拟价格明显高于当前德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)市场的价格。 （二）对印度建模分析结果及建议 同许多其他新兴市场和发展中经济体一样，印度的电力需求正持续快速增长。在峰值需求增长速度快于整体需求的住宅配电系统中，需要峰值负荷提供服务，这为储能提供了一个重要