联盟观点
本文转载于《储能科学与技术》2017年1月刊
作者：李琼慧1，王彩霞1，张 静2，宁 娜2
（1国网能源研究院，北京 102209；2中关村储能产业技术联盟，北京 100022）
随着能源转型的加快推进，接入高比例可再生能源已成为电网发展的必然趋势，先进大容量储能技术成为电网适应高比例可再生能源接入的重要选择。与此同时，随着储能技术的发展，新的先进大容量储能技术不断涌现，储能技术在电网的应用领域日益广泛。本文着眼于电网应用，首先分析了储能技术及发展现状，其次分析了先进大容量储能技术及其技术经济特性，在此基础上，采用专家研讨会、调查问卷或面访等多种形式，结合国内外相关研究成果以及调研访谈数据，从储能技术应用规模、技术特性、经济性等方面，提出2016—2020、2021—2030及2030年以后我国适用于电网的先进大容量储能技术发展路线图。
在过去相当长一段时间，储能在电网的应用技术主要是抽水蓄能，应用领域主要是移峰填谷、调频及辅助服务等。近年来，随着新能源发电技术的发展，风电、太阳能光伏发电等波动性电源接入电网的规模不断扩大，以及分布式电源在配网应用规模的扩大，储能及其在电网的应用领域和应用技术都发生了很大变化。从应用技术来看，出现了适用于电网的集成功率达到兆瓦级的电池储能技术；从应用领域来看，储能技术在电网的应用已扩大到分布式发电及微网、可再生能源并网、电力输配（主要指延缓输配电投资）等领域；此外，出现了基于分布式发电的储能应用新模式。未来，随着储能技术的发展及其经济特性的进一步改善，适用于高比例可再生能源接入的现代电网的先进大容量储能技术的市场潜力巨大。
据中关村储能产业技术联盟（CNESA）不完全统计[1]，截至2015年底，全球累计运行的储能项目装机规模144.8 GW，其中抽水蓄能为142.1 GW，位居第一；电化学储能等其它储能技术累计投运规模为947 MW。其中，电化学储能市场中，锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池市场份额分别为39%、38%、12%和5%。
截至2015年底，我国储能市场规模约为23 GW，其中抽水蓄能为22.71 GW；压缩空气储能已建 成1.5 MW示范项目；电化学储能项目装机容量 106 MW。我国电化学储能市场中，锂离子电池市场份额最大，达到66%，其次是铅蓄电池和液流电池，占比分别为15%和13%。
从应用市场来看，目前全球已投运的储能项目在电网中的应用主要集中在移峰填谷、可再生能源并网、调频及辅助服务、分布式电源及微电网等领域。2015年，不考虑抽水蓄能，在国际储能技术应用市场中，风电等可再生能源并网约占43%，调频及辅助服务约占24%，电力输配占19%，分布式发电及微网约占13%。在我国储能技术应用市场中，分布式发电及微网约占56%，可再生能源并网应用约占35%，调频及辅助服务约占2%，其它约占7%。新能源并网、分布式发电及微网领域的应用约占我国储能应用市场份额的九成。
1.2 适用于电网的先进大容量储能技术
关于适用于电网的先进大容量储能技术，目前没有明确定义，考虑未来高比例新能源电网发展的需要，针对储能在系统调频辅助服务、分布式发电及微网、可再生能源并网、延缓输配电设备投资等领域应用的需要，从集成功率等级、技术进步潜力、能量转化效率、功率/能量成本等四个维度进行选择。
从功率/能量特性来看，储能在电网中的应用主要分为功率型和容量型两大类，为满足高比例新能源接入的需要，要求储能集成功率等级达到兆瓦级；从技术进步的潜力来看，着眼于先进性，要求储能技术在未来有较大技术进步的潜力；从能量转化效率来看，系统能量转效率应不低于60%。从功率/能量成本看，应基本具备示范应用条件。
目前抽水蓄能技术已完全成熟，在电网已有成熟应用，故不作为本课题研究的重点。压缩空气储能、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、超级电容、超导储能已处于示范或商业应用阶段，能量转换效率均超过60%，具备兆瓦级应用条件，未来技术进步潜力很大，是本文研究的重点。石墨烯锂电池、锂/锌/铝-空气等金属空气电池、钠/铝离子电池、镁锑液态金属电池等储能技术处于实验室研发阶段；石墨烯超级电容电池、双碳电池、纳米微电池、有机电池等尚处于概念设计阶段[2]，目前技术经济性能指标不明确，不作为本课题研究的重点。
基于以上四个维度以及技术发展现状的综合比选，选择压缩空气储能、飞轮储能，铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容、超导储能等八类储能技术，作为先进大容量储能的代表。
2 先进大容量储能技术经济特性分析
现阶段，储能技术种类多，技术经济特性差异大，各类技术各有其优缺点，适用于不同的应用场景，还没有一种储能技术在技术经济特性方面具有绝对的优势。短期来看，储能领域多种技术并存的格局很难改变。
储能技术特性指标包括质量功率密度、体积功率密度、质量能量密度、体积能量密度、输出功率上限、输出功率下限、最大充电速度、最大放电速度、能量自放电率、能量转换效率、循环寿命、服役年限、启动时间、响应速度、运行温度等，为便于比较，重点选择基于电网应用的四个关键指标，即功率/能量密度、持续发电时间、循环次数/循环寿命以及响应速度进行比较。八类典型储能技术的技术特性指标对比见表1。
从功率密度看，超级电容器、飞轮储能、超导储能功率密度高；从能量密度看，钠硫电池、液流电池、铅炭电池具有较高的能量密度，特别是近年来，铅炭电池功率密度和能量密度均得到大幅提升（增幅20%～50%）；锂离子电池的功率密度和能量密度均比较高，并在不断提升。
超临界压缩空气储能持续发电时间可达1～24 h，适合电网能量型应用；铅炭电池、锂离子电池、全钒液流电池和钠硫电池持续发电时间为秒至小时级，适用于微电网能量型和功率型应用；飞轮储能、超级电容器和超导储能持续发电时间仅为秒级和分钟级，仅适用于功率型应用。
表1 八类典型储能技术经济指标现状对比
电化学类储能由于长时间运行的电极材料性能下降程度不同，液流电池、钠硫电池的循环次数远高于铅酸电池和锂离子电池；机械类储能如压缩空气储能和飞轮储能系统的寿命主要取决于系统中机械部件的寿命，受传统机械工程技术的影响很大；电磁类储能的循环次数较高，都可达数万次以上。
压缩空气储能响应速度为分钟级，不适用于电网调频和电压支持；铅蓄电池响应速度小于10毫秒，飞轮储能响应速度小于2毫秒，锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容、超导储能响应速度均为毫秒级，均满足电网各种应用场景对响应速度的要求。
常用的储能经济特性指标包括功率成本、能量成本、运维成本、单次循环能量成本。为便于比较，重点选择功率成本、能量成本两个关键指标进行比较。八类典型储能技术经济特性指标对比见表1
液流电池、钠硫电池功率成本相对较高，目前功率成本均超过10000元/kW，其中液流电池功率成本最高接近2万元/kW；其次为铅炭电池、压缩空气储能和超导储能，功率成本为6000～10000 元/kW；锂离子电池和飞轮储能功率成本可低于3000元/kW；超级电容器功率成本低于500元/kW。
2.2.2 能量成本
超级电容器储能和超导储能的能量成本很高，目前能量成本均超过10000元/(kW·h)，超导储能甚至达到90000元/(kW·h)；飞轮储能、液流电池能量成本相对也比较高，3500～4500元/(kW·h)；压缩空气储能、钠硫电池能量成本为2000～3000元/(kW·h)；铅炭电池能量成本最低，为800～1300元/(kW·h)。
路线图是一种重要的战略规划工具[3]，通常包括技术性目标、经济性目标和应用目标三大要素，路线图应明确不同时间节点应取得的目标。
从国内外相关研究来看，一些国际机构和国家发布了储能相关路线图，欧洲能源存储协会（简称EASE）与欧洲能源研究联盟（简称EERA）联合发布了“欧洲储能技术发展路线图2030”；日本发布高性能储能技术路线图；中国国家发改委、国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》，其中提出了我国先进储能技术创新路线图。从一些研究机构的研究成果来看，Lazzard咨询公司研究认为[4]，未来不同储能技术成本下降速度不同，锂离子电池和液流电池投资成本的下降速度最快；美国电力科学研究院（EPRI）[5]研究表明，未来大容量储能技术在市场实现规模化应用的临界值为 200美元/(kW·h)[约1500元/(kW·h)]左右；世界能源委员会研究成果表明[6]，2015—2030年电池比能量成本将由70～700欧元/(kW·h)降至50～190欧元/(kW·h)。
为全面了解国内储能技术研究应用进展，课题组采用专家研讨会、调查问卷或面访等多种形式，对储能技术领域的重点专家及企业进行了调研访谈，专家分别来自中国电力科学研究院、中国科学院物理研究所、中国科学院大连化学物理研究所、中信国安盟固利动力科技有限公司、浙江南都电源动力股份有限公司、三星SDI等。
结合国内外相关研究成果以及调研访谈数据的汇总分析，课题组形成了最终的中国先进大容量储能技术发展路线图。
3.1 应用目标
2016—2020年：“十三五”期间，先进大容量储能技术以示范应用为主，并由示范应用开始向商业化迈进，探索建立成熟商业模式。应用重点领域依次为分布式发电及微网、调频辅助服务、可再生能源并网，应用场景主要集中在配网和电源侧。预计2020年我国储能市场规模有望达到15 GW，其中分布式发电及微电网、调频辅助服务、可再生能源并网分别占50%、20%、20%。
2021—2030年：这一时期，先进大容量储能技术在电网的应用领域除分布式发电及微网、调频辅助服务、可再生能源并网外，进一步向延缓输配电设备投资、需求侧响应市场扩展。预计2030年我国储能市场规模有望达到40 GW，其中分布式发电及微电网应用、调频辅助服务应用、可再生能源并网、延缓输配电设备投资和需求侧响应市场分别占30%、20%、20%、18%和12%。
2030年之后：先进大容量储能技术在集成功率等级、能量密度和比能量成本方面有望取得质的突破，一批新型先进大容量储能技术将会涌现。大容量储能在电网的应用领域进一步扩大，有望参与电网移峰填谷，对电网的运营管理模式产生根本改变。预计2050年我国储能市场规模有望超过100 GW。
2016—2020年，实现10 MW/100 MW·h超临界压缩空气储能系统的集成与示范，开展100 MW/800 MW·h超临界压缩空气储能系统集成的核心技术攻关工作，到2020年，成本降至1000～1500元/(kW·h)，系统效率提升至60%～70%。2021—2030年，实现10 MW级先进压缩空气储能系统的产业应用；实现百兆瓦级先进压缩空气储能系统的集成与示范，到2030年，成本降至800～1000元/(kW·h)。
2016—2020年，重点突破10 MW/1000 MJ 飞轮储能单机及阵列装备制造关键技术，到2020年，比功率提升至8000 W/kg，能量转换效率保持在95%以上，成本降至1600元/kW左右。2021—2030年，实现兆瓦级飞轮系统在调频辅助服务等领域的示范，到2030年，功率密度提升至24000 W/kg。
2016—2020年，突破高性能铅炭电池关键技术，到2020年，能量密度提升至40～50 W·h/kg，循环次数升至2500～4000次，成本降至700～800元/(kW·h)；实现高性能铅炭电池在分布式微网、可再生能源并网领域示范应用。2021—2030年，实现高性能铅炭电池在分布式微网、可再生能源并网领域商业化应用，到2030年，能量密度提升至 55 W·h/kg以上，循环次数提升至4000～5000次，成本降至500～600元/(kW·h)。
2016—2020年，突破100MW高安全性、低成本、长寿命的固态锂离子电池技术，到2020年，能量密度提升至140～300 W·h/kg，循环次数提升至6000～7000次，成本降至1000～2800元/(kW·h)，实现兆瓦级储能系统的商业化。2021—2030年，实现高性能、长寿命锂离子电池的规模化批量生产，到2030年，能量密度提升至300～350 W·h/kg，循环次数达到7000～8000次，成本降至1000～1500 元/(kW·h)，实现百兆瓦级储能系统的示范到商业化 过渡。
2016—2020年，完善液流电池材料、电解液等关键技术，突破基于大规模应用的液流电池管理技术，开展兆瓦级系统的工程示范，到2020年，全钒液流电池的能量密度提升至10～15 W·h/kg，系统效率提升至75%～80%，循环次数大于10000次，成本降至2800～3000元/(kW·h)。2021—2030年，完善液流电池工艺技术和基于大规模应用的液流电池管理技术，到2030年，钒电池能量密度提升至15～20 W·h/kg，系统效率提升至82%，循环次数大于12000次，能量成本降至2200～2500元/(kW·h)；推进10 MW级至百兆瓦级储能系统的示范，逐步实现商业化推广应用。
2016—2020年，突破10 MW低温化钠硫电池关键技术，开展兆瓦级系统的工程示范。2021—2030年，完善钠硫电池工艺技术，大幅度降低电池成本，实现十兆瓦级钠硫电池的工程示范，2030年，能量密度达到100 W·h/kg，能量转换效率87%，循环次数4500次，成本2200～2300元/(kW·h)，达到并超过NGK公司2015年钠硫电池的性能水平。
2016—2020年，开发新型电极材料、电解质材料及超级电容器新体系，突破10 MW级超级电容器储能装置系统集成关键技术，到2020年，功率密度达到5000～15000 W/kg，成本降至350～400 元/kW。2021—2030年，突破长循环寿命超级电容器单体技术以及大容量超级电容器串并联成组技术，开展兆瓦级超级电容器的工程示范及推广应用，到2030年，功率密度达到5000 W/kg，成本降至300～350元/kW。
2016—2020年，探索高温超导储能系统的设计新型原理，研究高温超导储能系统关键技术，进行MW/MJ级定制电能质量超导产品研究。2021—2030年，突破2.5 MW/5 MJ 以上高温超导储能磁体关键技术，到2030年，功率密度5800 W/kg，成本5800～6000元/kW。
我国先进大容量储能技术发展路线图如图1所示。
2016—2020年：示范推广10 MW/100 MW·h超临界压缩空气储能系统；实现1 MW/1000 MW飞轮储能阵列机组在调频辅助服务等领域的示范；示 范推广100 MW级全钒液流电池、锂离子电池，以及10 MW级钠硫电池和先进铅炭电池储能系统。2020年，我国大容量储能的电网应用规模达到15 GW。
2021—2030年：实现10 MW/100 MW·h超临界压缩空气储能系统的产业应用；开展兆瓦级飞轮系统的商业化应用；研究10 MW 级超级电容器储能装置系统集成关键技术，突破大容量超级电容器应用于电力系统稳定控制和电能质量改善等的设计与集成技术。突破2.5 MW/5 MJ以上高温超导储能磁体设计技术；突破液态金属电池关键技术，开展兆瓦级液态金属电池储能系统的示范应用。布局以钠离子电池、镁基电池等为代表的新概念电池技术，创新电池材料、突破电池集成与管理技术。2030年，我国大容量储能的电网应用规模达到40 GW。
2030年以后：实现百兆瓦级超临界压缩空气储能系统的工程示范与产业化；实现兆瓦级飞轮系统的商业化应用；实现百兆瓦级全钒液流电池、锂离子电池储能系统商业化应用；实现10 MW级钠硫电池和铅炭电池储能系统商业化应用；推进兆瓦级超级电容器的示范。突破基于超导磁和电化学及其它大规模物理储能的多功能全新混合储能技术；开发大型高温超导储能装置及挂网示范运行。示范推广兆瓦级液态金属电池储能系统，实现新概念电池产品化。到2050年我国储能系统应用规模有望超过100 GW。
先进大容量储能技术在我国还处于多种技术并存的发展初期，每类技术都有各自的优点和缺点，并没有形成主导性的技术路线，均面临着关键材料、制造工艺和能量转化效率等的共同挑战，未来规模化应用还需进一步解决稳定性、可靠性、安全性等问题。着眼于接入高比例可再生能源的电网应用，应超前开展先进大容量储能技术的布局和研发。