物理储能技术的市场现状及发展前景

张 静，李岱昕

（中关村储能产业技术联盟，北京 100022）

最近20年，可再生能源经历着高速发展，2013年可再生能源发电装机容量达到了15.6亿千瓦（含水电），增加了8.3%，含水电可再生能源发电量已占全球发电总量的22.1%[1]。太阳能光伏发电装机容量新增39%，是增长最快的电源。近期，许多国家和地区已经在政府、研究机构等各个层面展望了2020年、2030年和2050年可再生能源的发展前景；据预测，可再生能源将逐步成为主导能源，有些国家的可再生能源利用率甚至有望达到100%。

随着可再生能源并网发电比例的不断增加，人们对能源存储技术的关注度也在不断提高。在我国科技部十三五规划编制中，已经明确要将储能作为一个支持领域；同时国家能源局也在制定相关的大规模储能应用规划；国际上针对储能的政策和支持也比较多，特别是美国加州出台了1.325 GW的储能采购计划，极大地刺激了全球储能产业的发展[2]。

现阶段全球已经实现商用或达到示范应用水平的电力储能主流技术包括：抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池、超级电容器和超导储能等[3]。按照能量转换形式，储能技术可以分为物理储能、化学储能和电磁储能三类，见表1。抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能都属于物理储能，本文将主要介绍物理储能技术的应用和发展。

表1 储能技术分类[4]Table 1 Classification of energy storage technologies[4]

近年，化学储能技术的发展突飞猛进。日本NGK公司的钠硫电池按容量算占据化学电池的半壁江山，锂离子电池在全球市场的安装年增长率超过35%，装机比例近30%，直逼钠硫电池。虽然发展很快，但在相当长的时期内，物理储能，特别是抽水蓄能的装机容量仍占绝对优势，据2013年底中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目统计数据，抽水蓄能在整个储能市场的份额仍保持99%以上，压缩空气储能为0.4%[5]。

高成本、循环寿命短和安全性问题是现阶段化学电池的主要发展瓶颈[6]，与化学储能相比，抽水蓄能、传统压缩空气储能等技术的发展历史长、技术成熟、成本较低，已经实现了商业化应用。由于具备蓄能容量大、寿命长等优点，二者已经作为调峰调频和备用电源广泛地应用于电网侧[7]。但无论是抽水蓄能，还是传统压缩空气储能都对环境、地 理地质条件有较高的要求，极大地制约了技术的普遍推广和应用，这两种技术装机状况见表2。而飞轮技术主要适用于快速、高功率型应用，是提供调频服务的最佳电源。

作为发展较早的储能技术，物理储能正经历着应用模式的变革及传统技术向新兴技术转化的过程。三种物理储能技术虽然在原理、应用领域、安装容量以及未来发展趋势上各不相同，但作为战略新兴技术，都需要技术的突破、政策和资金的支持以及更多的市场应用机会。

1 抽水蓄能

抽水蓄能电站是以一定的水量为能量载体，通过能量转换，向电力系统提供电能的一种特殊形式的水力发电系统[8]。

为了配合火电站及其它电站共同维持电力系统的用电平衡，抽水蓄能电站集抽水与发电两类设施于一体，上、下游均设置水库以容蓄能量转换所需的水体，在电力负荷低谷时或丰水时期，利用火电站及其它电站提供剩余的能量，从高程低的下水库抽水到高程高的上水库中，通过水体这一能量载体将电能转换为位能；在日间出现高峰负荷时或枯水季节，再将上水库的水放出，驱动水轮发电机组发电，并送往电力系统。此时，用以发电的水体又回到下水库。抽水蓄能电站既是一个吸收低谷电能的电力用户（抽水工况），又是一个提供峰荷电力的水电站（发电工况）。

相比于其它储能装置，抽水蓄能是当前技术最成熟、最经济（单位千瓦造价3000～5000元）、使用寿命长（机组使用寿命25年，水工建筑物使用寿命60年以上）的大规模电能储存工具，主要用于电力系统调峰调频及备用。

表2 抽水蓄能与压缩空气储能技术装机状况Table 2 Installation capacity of pumped hydro storage and CAES

经过几十年的发展，抽水蓄能已经实现商业化运行。截至2011年底，全球抽蓄装机规模达到127 GW。鉴于抽水蓄能电站的建设不但投资巨大，还会造成生态破坏和移民问题，欧美等国家在20世纪90年代以后就不再发展这种技术；而日本和中国则持续抽水蓄能电站的建设。截至2013年底，中国已投运抽水蓄能装机21.5 GW，根据国家“十二五”规划，到2015年，达到31 GW，2020年70 GW，未来国内可开发规模潜力为127 GW[9]。

我国的抽水蓄能电站主要由电网企业拥有，如2009年的总装机容量1564.3万千瓦中，国家电网和南方电网就各自拥有1124.3万千瓦和360万千瓦，分别占总装机容量的71.87%和23.01%。另外，中电投集团公司拥有装机容量为60万千瓦，占 3.84%，华电集团公司拥有装机容量为11万千瓦，占0.7%。其中，国网新源控股有限公司负责运营国家电网区域内的抽水蓄能电站，南方电网调峰调频发电公司负责运营南方电网区域内的抽水蓄能电站。

目前在运营的26座抽水蓄能电站的经营模式主要分为5种，各自对应不同的电价机制，具体见表3。

表3 抽水蓄能电站经营模式及电价Table 3 Business model and electricity pricing of pumped hydro storage

但从上述经营模式中可以看出，两部制电价模式中的为可用容量定的容量电价是最接近辅助服务价格概念的电价，能一定程度地体现抽水蓄能电站维护电网安全稳定的功能。根据《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》[10]，前4种模式在2004年后审批的抽水蓄能电站中将不再采用，这对于电网企业以外的电力市场参与人来说，就更难了解抽水蓄能的价值。对于电网企业来说，抽水蓄能电站如果不能通过提供服务而盈利，则势必会影响建设抽水蓄能电站的积极性。因此，仅仅依靠电网建设、运行并承担抽水蓄能电站的成本，肯定不利于抽水蓄能电站的发展。

2009年开始，各区域电网开始试运行电力辅助服务，由于制定了一系列的补偿机制，发电企业参与辅助服务的积极性明显提高，并且部分发电企业还从此间获得了收益，电网的运行水平也因此提 高。如果抽水蓄能电站能够纳入辅助服务实施细则的补偿范畴，逐步进入辅助服务市场，必将促进抽水蓄能的发展，并能够充分发挥抽水蓄能在调频、调峰、系统备用等方面的优势。专家认为，合理的储能电价应该包括三个部分：容量电价、电量电价以及辅助服务电价。这不仅仅适用于抽水蓄能电站，其它储能技术要真正取得发展、实现盈利，也必须要有类似的电价机制出台。

2 压缩空气储能

传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。但与燃气轮机工作原理不同的是压缩空气储能系统的压缩机和透平不同时工作，在储能时，压缩空气储能系统耗用电能将空气压缩并存于储气室中；在释能时，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧后，驱动透平发电[11]。

由于压缩空气储能系统中的主要部件都是成熟产品，包括压缩机、燃气机、发电机等，因此系统设计和运营经验尤其重要。美国和德国有丰富的运营经验，且拥有压缩机、膨胀剂和燃气轮机等成熟产品与完整的产业链，日本拥有世界领先的燃气轮机设计与制造技术且具备一定的研发经验。中国的相关研发工作起步较晚，目前主要停留在理论和小型试验层面。

传统大型压缩空气系统，由于其对储气岩洞的要求较高且依赖石化能源，目前项目较少，全球只有德国Hundtorf电站和美国的Mclntosh电站实现了商业化运行，总规模超过400 MW。为了摆脱常规压缩空气储能系统对大型储气装置以及化石燃料的依赖，带储热的压缩空气储能技术、液态空气储能技术、超临界空气储能技术、与燃气蒸汽联合循环的压缩空气储能技术和与可再生能源耦合的压缩空气储能技术都是目前国内外研发的重点方向。中国科学院工程热物理研究所和SustainX公司在新型压缩空气领域分别实现了一些突破。

中国科学院工程热物理研究所提出并拥有完全自主知识产权的超临界压缩空气储能技术，具有效率高、储能密度大等优点，解决了传统压缩空气储能系统受地理条件限制和需要消耗化石燃料等问题。不同于传统压缩空气储能系统，超临界压缩空气储能系统关键特征之一在于，系统采用高压蓄冷蓄热装置实现压缩热和低温冷能的回收与再利用，从而明显提高了系统效率。储能时，超临界态空气吸收蓄冷介质的低温冷能后转变为高压液态空气，随后降至常压进行存储；释能时，高压液态空气经过蓄冷介质气化后转变为超临界态空气，驱动膨胀机做功发电。因此，在填充床蓄冷蓄热装置中的颗粒堆积狭小孔隙内部存在大量超临界压力下的流动传热以及“拟沸腾”、“拟冷凝”等复杂过程与现象。作为储热过程与储热性能的关键参数，传热流体与储热介质之间的相间传热系数无疑成为整个蓄冷蓄热装置设计研发过程的重点。国际首套1.5 MW级超临界压缩空气储能系统的集成实验系统完成了600 h的试验运行和性能测试；已申请国内外专利76项（包括国际专利6项），已获授权38项（其中日本专利1项），建立了集基础理论、关键技术、部件研制、系统集成及优化为一体的先进压缩空气储能系统研发与设计体系。

2011年美国公司SustainX完成了世界上第一个兆瓦级等温压缩空气储能系统（ICAES）单元，该项技术开始从实验室研究走向开发阶段。该技术采用喷水雾的办法吸收压缩过程中产生的热量，以热水的形式被储存，在膨胀过程中回喷进入气缸。该专利技术通过改变气缸内的温度、压力等条件，使得空气在整个过程中几乎保持恒温。据公司联合创始人Ben Bollinger介绍，该系统使能效从54%提高到95%，最重要的是不需要额外添加燃料。除了能大大降低运行成本外，该方法使得很多油气资源不丰富的国家也能使用该技术。

虽然投运的压缩空气储能电站只有两座，但全球处于规划、建设阶段的压缩空气储能项目的累计装机量约为3.6 GW，投运后，压缩空气储能的装机量将大幅增加；另外新型压缩空气储能技术的日臻完善（容量增大、成本降低）和产业化也将逐步突破地质条件对压缩空气技术发展的限制，推动压缩空气储能的应用；风电等可再生能源的快速增长也将给适合应用于大规模风场的压缩空气储能技术带来更多的机会。未来，压缩空气储能技术可能成为最具成长空间的储能技术之一。

3 飞轮储能技术

飞轮储能是利用互逆式双向电机（电动/发电机）实现电能与高速旋转飞轮的机械能之间相互转换的一种储能技术。飞轮储能和传统的化学储能不同，是一种纯物理的储能技术。在电力富裕条件下，由电能驱动飞轮到高速旋转，电能转变为机械能储存；当系统需要时，飞轮减速，电动机作为发电机运行，将飞轮动能转换成电能，供用户使用。飞轮储能通过转子的加速和减速，实现电能的存储和释放[12]。

20世纪90年代以后，飞轮储能技术得到快速发展，出现许多高性能产品，根据转子旋转速度、转子材料选择、轴承类型的不同，可以分为低速飞轮和高速飞轮，高速飞轮在电力系统中主要用于调频。产业与技术多集中于美国，在调频市场有商业应用；英、法、德、美等国在列车制动能量回收领域有研发与推广。国内在轴承和转子等关键技术的研究中取得了一些成果[13]；一些公司已经开展了飞轮储能系统关键部件中的壳体、转子、轴承以及机组集成系统的自主研发或引进吸收。但大部分停留在小容量的原理验证阶段，还没有成熟的装置和产品。

全球范围内最具有代表性且已具备商业化产品研发和制造能力的公司大部分都在美国，包括专注于大功率应用的AFS Trinity Power公司，开发高速飞轮的Beacon Power公司等。其中，Beacon Power公司的高速飞轮技术已经用于美国和加拿大的调频市场，截止到2014年7月，应用规模达到42 MW。受益于2011年通过的美国755法案，储能调频在美国辅助服务市场将有一定盈利空间。我国飞轮的理论及应用研究与国际先进水平差距较大，尤其是电力储能用飞轮，大部分停留在小容量的原理验证阶段。

4 结 语

虽然较化学及电磁储能技术，物理储能技术具备一定的技术和成本优势，但具备大规模应用优势的抽水蓄能和传统压缩空气储能技术受地理条件和地质要求的限制，发展规模有限。因此对传统技术的创新、管理方式的优化和提高、应用模式的革新就成为下一阶段的努力目标。

我国发展抽蓄技术的方向主要体现在高水头、高转速、大容量化抽水蓄能机组以及分档或连续变速抽水蓄能机组上；同时还发展了抽水蓄能电站无人化管理以及集中式管理控制技术；此外我国还试图通过对电价机制的改革，提高现有抽蓄电站的工作状况。技术革新是压缩空气储能领域近年的发展热点，以国内的超临界压缩空气储能和国外的等温压缩空气储能技术为代表的地上储气类型技术研发正在蓬勃发展，并逐步走向推广应用。低速飞轮储能系统已经逐步应用于通讯、数据中心和轨道交通行业。美国高速飞轮储能电站已经为电力市场提供调频服务，目前我国飞轮储能技术还没有得到量产，清华大学等院校正在进行前期的研发工作。

[1]REN21.Renewables 2014 global status report[R].2014.

[2]California State Legislature.Assembly Bill No.2514 energy storage systems(2009-2010)[R/OL].http://www.storagealliance.org/.2010-09-29.

[3]Su Wei（苏伟），Liu Shinian（刘世念），Zhong Guobin（钟国彬），et al.化学储能技术及其在电力系统中的应用[M].Beijing：Science Press，2013.

[4]中关村储能产业技术联盟.储能产业研究白皮书2011[R].2011.

[5]Zhang Jing（张静），Yue Fen（岳芬），Yu Zhenhua（俞振华），et al.2013年储能政策和产业盘点[J].Energy Storage Science and Technology（储能科学与技术），2014，3（1）：78-80.

[6]Peng Jiayue（彭佳悦），Zu Chenxi（祖晨曦），Li Hong（李泓），et al.Fundamental scientific aspects of lithium batteries(I)—Thermodynamic calculations of theoretical energy densities of chemical energy storage systems[J].Energy Storage Science and Technology（储能科学与技术），2013，2（1）：55-63.

[7]Zhang Wenliang（张文亮），Qiu Ming（丘明），Lai Xiaokang（来小康）.Application of energy storage technologies in power grids[J].Power System Technology（电网技术），2008，32（7）：1-9.

[8]Hao Rongguo（郝荣国）.抽水蓄能电站的发展与规划布局[C]//抽水蓄能电站工程建设文集，2009.

[9]国家发展与改革委员会.《关于印发可再生能源发展“十二五”规划的通知》.发改能源（2012）1207号.2012-07-06.

[10]国家发展与改革委员会.《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》.发改能源（2004）71号.2004-01-12.

[11]Zhang Xinjing（张新敬），Chen Haisheng（陈海生），Liu Jinchao（刘金超），Li Wen（李文），Tan Chunqing（谭春青）.Research progress in compressed air energy storage system：A review[J].Energy Storage Science and Technology（储能科学与技术），2012，1（1）：26-40.

[12]Zhang Weiyu（张维煜），Zhu Huangqiu（朱熀秋）.Key technologies and development status of flywheel energy storage system[J].Transactions of China Electrotechnical Society（电工技术学报），2011，26（7）：141-146.

[13]Dai Xingjian（戴兴建），Zhang Xiaozhang（张小章），Jiang Xinjian（姜新建），et al.Flywheel energy storage technology in Tsinghua University[J].Energy Storage Science and Technology（储能科学与技术），2012，1（1）：64-68.