行业漫谈 | 储能技术及应用场景全解析

储能产业作为未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，目前已发展成物理储能、电化学储能、储热、储氢等在内的多种技术类型，在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程等不同应用场景下，展露出巨大的发展潜力，市场前景非常广阔。相关技术发展如何？快来跟随小编盘点一番

储能技术百花齐放：已具推广基础

储能可以包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等多种类型，不同类型下有各种细分的储能技术。从技术成熟的角度看，抽水蓄能发展了100多年，其技术最为成熟，应用规模最大，锂电池随着电动汽车的发展也已经大规模商业化，铅蓄电池则是经历了从铅酸到铅炭的技术进化，目前铅炭电池在电化学储能制造成本方面具有优势。不同的储能技术具有不同的特点，如抽水蓄能装机容量大、技术成熟可靠、适合调峰;而化学电池储能技术由于响应时间短，同时可以快速攀升到最大功率，因此很适合调频;高温超导技术需要极低的温度，对于设备要求高，同时因为要保持极低的温度，因此缺乏经济性，但是氢气的储存需要超低温，将制氢和高温超导技术结合就能发挥比较好的作用。因此，总体上看各种技术都有各自的应用场景。

（易事特储能示范项目）

抽水蓄能—最成熟的储能技术

截至2016年4月，全球储能总装机容量为145.92吉瓦，其中抽水蓄能为142吉瓦，占全部装机容量的97.16%，化学电池储能只占了总装机容量的不到1%。

抽水蓄能已经有100年的应用历史了，是目前最成熟、最经济、使用寿命最长的储能模式，目前主要应用于系统调峰、调频及备用电源领域。

截止2016年底，全国抽水蓄能装机容量达到2669万千瓦，占全部电源装机容量的1.62%，而根据国务院《能源发展“十三五”规划》提出，加快大型抽水蓄能电站建设，新增开工规模6000万千瓦，2020年在运规模达到4000万千瓦。国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》提出到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。

抽水蓄能的特点主要表现为储能容量大(百兆瓦起步)，响应时间相对燃气机组及火电机组要短，充放电时间长，循环寿命是所有储能技术中最长的，因此可以用于能量时移、调频、调相、黑启动等。

相较于其他储能技术，抽水蓄能对地理位置要求高，初始投资资金大，但是由于水轮机组的使用寿命较长，同时抽水蓄能的技术成熟，设备的运营和维护简单，由于装机容量大，因此实际度电运维成本极低，因此抽水蓄能总的度电成本是现有技术中最低的。

压缩空气—系统效率有待提升

传统的压缩空气储能是用电动机驱动多级压缩机将空气压缩并存于储气单元中，在能量释放时，将高压气体从储气单元释放。随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换。其特点是容量大(可达100MW以上)、充放电时间长、单位建造成本和运行成本较低、系统寿命长等。但是由于空气储能需要和燃气轮机电站配套使用，效率只能达到60%左右，因此大大限制了其应用范围，同时，启动时间较长(仅比火电启动时间要短)也限制了其应用场景。如德国在1978年就建成了290MW装机容量的压缩空气储能电站，其充气时间为8h，放电时间为2h，将补燃所消耗的能量算在内时系统效率只有46%。美国在1991年建成的空气压缩储能电站装机容量为110MW，充气时间为41h，放电时间为26h，将补燃所消耗的能量算在内时系统效率为54%。

飞轮储能—降低成本是关键

飞轮储能的特点在于充电时将电能转化成动能，放电时将动能再驱动电机产生电能。根据其动能方程E=Jω2/2可知，飞轮的动能与其转速有关。相较于其他技术，飞轮储能的特点在于：几乎无摩擦损耗、风阻小;比功率可达8kW/kg以上，远远高于传统电化学储能技术;其寿命主要取决于飞轮材料的疲劳寿命及系统中电子元器件的寿命，目前飞轮储能的使用寿命可达15年以上;使用寿命不受充放电深度影响;运行过程中无有害物质产生;运行过程中几乎不需要维护;工况环境适应性好，-20℃~50℃下都能正常工作。

但是飞轮储能的主要缺点在于其空载下的能量损失大，每小时超过2.5%。尽管飞轮储能理论能量密度高达200-400Wh/kg，但是在实际应用过程中，限于材料的因素，安全稳定运行的飞轮的储能密度通常不高于100Wh/kg，此外，价格昂贵也是影响飞轮储能推广的因素之一。从技术研发的角度看，一方面将飞轮国产化以降低成本是大势所趋，另一方面寻求新型飞轮材料以提升能量密度或者降低成本是飞轮储能应用推广的关键。总体上来说，由于飞轮储能属于功率型储能，其应用场景在于调频，平滑新能源输出波动上，同时由于其放电时间较短(属于分秒级应用)，目前主要应用在UPS中。

铅蓄电池—技术成熟，商业化应用有先发优势

铅蓄电池是指电极由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的一种蓄电池。目前市场上应用最广的是铅酸电池和铅炭电池。相较而言，铅炭电池具有传统铅酸电池的特点，同时大幅改善传统铅酸电池各方面的性能，铅炭电池的优点主要有充电倍率高、循环寿命长(是普通铅酸电池的4~5倍)、安全性好、可再生利用率高(可达97%，远高于其他化学电池)、技术成熟、原材料资源丰富、成本较低(投资成本为1200~1600元/Wh，是普通铅酸电池的1.5倍左右)。

但是因为铅是有毒材料，对于废旧铅蓄电池需要进行回收利用，2015年我国再生铅产量约186万吨，在铅总产量中的占比由13.8%提升至47.9%，但是与国外发达国家超过80%的再生铅消费比例相比，我国的铅回收比例还有很大的提升空间。铅炭电池的特性决定当铅炭电池的放电倍率过高时，其DOD无法达到100%，因此铅炭电池更适合于能量型应用，同时其最佳使用DOD在60%左右。此外铅蓄电池的能量密度低，循环次数少也是其主要缺点。

总体来看，铅蓄电池由于有着低成本、安全的优势;此外，由于铅蓄电池在通信领域早已用于备用电源，其技术成熟程度仅次于抽水蓄能，可以非常迅速地应用到储能场景中，因此在商业化应用上有着先发优势。

锂离子电池—发展最快，成本优势渐显

锂离子电池指以含锂的化合物制成的蓄电池，其充放电的过程中只有锂离子，而没有金属锂的存在。目前锂电池根据材料不同可以分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂(负)等。相较于其他化学电池，锂电池的特点在于：能量密度高(如三元锂可达200Wh/kg);循环寿命较长(普遍能达到2000次以上);低自放电率(月自放电2%);能量转化率高;无记忆效应，可以进行不同深度的充放电循环;充放电倍率较高，可以进行快速充放。

相比其他化学储能技术，锂电池目前在国内电动汽车和储能领域得到了广泛的应用，从全球范围来看，除去抽水蓄能后，锂离子电池的项目数占比和装机容量占比最大，是增长幅度最快的电化学储能技术。但是因为目前成本还相对较高(至少在1500元/kwh以上，根据材料不同实际价格变化范围很大)，实际应用中循环寿命还达不到经济性应用(DOD在90%以上时会影响电池寿命，因此实际使用中DOD在80%~90%)，因此使用范围受到了一定的限制。

锂电池最早的规模化应用在IT领域(如手机、笔记本电池)，尽管用量大，但是单体所含能量少(Wh级别)因此技术相对简单。自电动汽车产业大力发展以来，由于锂电池作为电动汽车的主要动力源，其kWh级别的应用以及频繁大功率的充放电使得锂电池在技术和成本上有了显著的突破。随着储能时代的到来，锂电池的应用规模也将再上一个台阶，而MWh级别的应用将促进锂电池成本的进一步下降。

目前限制锂电池的主要因素之一是锂资源有限，目前全球大约有1300万吨的锂资源，中国有大约350万吨，根据锂电池技术不同，对锂资源的需求有一定的差异，但是即使采用消耗量最少的钴酸锂，每辆电动车安装40kWh的电池计算，全中国拥有的锂资源只能生产约4亿辆汽车，而全世界也仅能生产约16亿辆电动汽车，因此锂资源的限制要求产业进行锂回收。

此外，限制锂电池应用的另一个主要因素在于安全性，因此舍弃能量密度和功率密度，专注提升长寿命、低成本、高安全为突出特征的储能电池成为目前主要研究方向之一。具体到锂离子电池分类中，钛酸锂电池是较为典型的代表，其特点在于寿命长(普遍能达到10000次以上)、功率密度高(如美国Altairnano公司的钛酸锂电池功率密度达到1760W/kg，对比铅炭电池只有500~600Wh/kg)、充放电倍率高，因此很适合功率型应用场景。但是目前限制钛酸锂电池的最大因素在于其成本过高，普遍是磷酸铁锂电池的3~5倍。总体来看，由于锂电池早期应用于IT领域(如手机)，此后随着新能源汽车行业的发展而迅速成熟，随着锂电池价格的快速下降，我们认为在3~5年内锂电池即可满足一些企业的内部投资收益率从而进行商业化推广。

液流电池—全钒主导，安全第一

液流电池是以具有流动性的电解质溶液作为活性物质的电池，活性物质分装在两个储液罐中，各由一个泵使溶液流经液流电池电堆，在离子交换膜两侧的电极上分别发生氧化和还原反应。其最大的特点在于输出功率和储能容量相互独立，其功率的大小取决于电堆，而容量大小取决于电解液容量。液流电池研究体系包括：多硫化钠/溴体系、全钒体系、锌/溴体系和铁/铬体系等，目前全钒液流电池是液流电池中发展最快的，技术也是最成熟的，其特点是循环寿命长、安全性高、充放电效率可达70%，系统响应时间在20毫秒左右，工作温度为5℃~45℃。但是全钒液流电池的溶液有毒性、不环保、放电倍率低、能量密度低、电池制造成本相对较高(3000元/kWh以上)，目前全钒液流电池还处于项目示范阶段，距离商业化还需一段时间。

与全钒电池相比，铁铬电池有其独到的优势，其中阳离子交换膜成本低是其最突出的特点，相比全钒电池的膜成本占电堆成本的约1/2，铁铬电池的膜成本只占电堆成本的10%。同时工作温度广，电池更稳定。目前已有公司可以将铁铬电池系统成本降到2000元/kWh以下，有一定成本优势，但是由于尚未规模化应用，技术有效性尚需进行实际验证。

燃料电池—高成本制约大规模商业化

燃料电池是指把燃料中的化学能通过电化学反应直接转换为电能的发电装置，在燃料电池中，氢燃料电池是目前进展最快的技术，氢能的商业化主要集中在氢燃料电池汽车上。氢燃料电池的特点是通过化学能直接转换为电能，中间不需要进行燃烧，反应产生的产物是水，可以拿来继续制氢，保证了循环使用，除了有一些氮氧化物的排放以外不会产生气体如一氧化碳、二氧化碳等有害物质，保证了对环境的友好，能量密度高，理论上限在10000~20000Wh/kg，应用于汽车上时加氢速度快(和燃油车类似，3分钟左右即可加满)。但是目前氢燃料电池也存在着发电效率不高(65%左右)，反应催化剂是铂，其成本昂贵的问题。总体上看，氢燃料电池燃烧时清洁，产物为水，可以循环使用，其发电机组结构简单、维修方便、启动迅速、即开即停，以应用于削峰填谷场景中为例，在电网低负荷的谷电时可以利用多余的电进行电解水，生产氢和氧，在高峰时反应进行发电，因此从长远的未来看，氢燃料电池是解决能源及环境问题的最佳解决方案，因此最为被市场所看好。

储热

储热技术主要有三种方式，包括显热储热、相变储热和热化学储热，其特点是其性能受储热介质?密度等状态量以及热交换过程和转化中性能的影响。

显热储热是利用材料所固有的热熔进行的热量储存形式，其特点是盐成本占总成本的近一半，而储热密度低(0.2GJ/m3)，显热储热的研究时间最长，成本相对较低，在国外也有少量商业化应用，但是国内由于起步晚，还未进入大规模商业化运行阶段，实际上光热发电中使用的熔融盐以及太阳能热水器其本质就是显热储热。

相变储热是利用箱变材料在物态变化时，吸收或放出大量潜热而进行储能。根据相变形式不同可以分为固-固相变、固-液相变和气液相变，而依据相变材料不同可以分为有机相变材料和无机相变材料，每种类型下还可细分不同类型。理想的相变材料应该具有以下性质：高焓值、导热系数高、有合适的相变点、高比热容、体积膨胀率小、无相分离和过冷现象、循环稳定性高、腐蚀性小、不然、无毒、低成本，目前还没有相变材料可以同时满足上述所有条件。

热化学储热主要基于化学反应中化学键的生成和破坏需要吸收和释放能量，其特点在于储能密度高、可长距离运输、热损失小，但是由于系统复杂、技术难度大、可操作性不强，目前还处于研究阶段。

储能技术经济性评价：效益逐体现

储能技术的经济性评价方法有多种，由于储能带来的社会效益无法被企业所量化获得，因此我们只按现有机制计算储能的投资回报。实际上，由于不同的应用场景、不同的区域以及不同的储能技术需要考虑的变量因素不同，在现行电力体制下，可能存在区域性的盈利机会。以辅助服务为例，由于有不同的标准和政策，实际计算中需要做相应调整。如各区域的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》中规定了电力辅助服务交易的承付、辅助服务种类、考核补偿方式等。各区域调频补偿办法不同，其中华北电网的补偿在考虑了容量补偿和可用时间补偿以外还考虑了调节性能，一定程度上使得性能更优的储能电站可以获得更多的补偿。

由于目前实际应用中储能大多用于削峰填谷，我们以10MWh的铅炭电池用于削峰填谷来进行投资回报的测算。目前初始的系统成本在1200元/kWh左右，项目运行假设如下：

1.折旧年限以8年计，总体系统寿命短板在于电池，因此我们假设电池以30%的残值率，系统以20%的残值率，以直线法折旧;

2.电池容量以年3%的速度衰减，到第8年时衰减到79%，低于最佳使用阈值;

3.以江苏省110KV大工业用电计算，因为受限于电池特性，实际运行中峰8h，谷6.4h，平1.6h，系统效率90%，平均峰谷价差0.6762元/kWh计，日循环次数1次，实际年利用时间为330天;

根据上述假设我们用折现现金流保守测算得到项目的税后IRR为5.2%，已经具有一定的经济可行性，而如果公司在此基础上加一定比例的杠杠，实际投资回报率可以超过10%。

在现有的储能技术和应用场景下，我们认为储能已经具备了一定的商业化运行能力，行业内生需求与经济性已到一定的临界点，实际制约产业发展的瓶颈在于国家政策和标准，我们认为相关政策落地之日即储能产业爆发之时。

结合前文分析，我们看好工商业削峰填谷、新能源发电用电等应用端，看好锂电池、铅炭电池等产品在储能上的应用。

作为智慧城市和智慧能源系统解决方案供应商，易事特是国内率先布局储能技术、开展智能微网等示范性应用的企业之一，通过持续多年的自主创新，易事特掌握了储能变流器关键控制、微网能量管理系统经济优化调度等核心应用技术，处于行业领先地位。