储能技术犹纷争 花落谁家未可知

刘国伟

为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，支撑碳达峰碳中和目标实现，4月21日国家发改委和国家能源局就《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》向社会公开征求意见。储能作为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑基础和技术基础，其规模化应用趋势已逐渐呈现，在多种储能技术并存的当下，不同的技术路线在不同的应用领域各有擅长。本文将向您介绍目前国际上部分若干有代表性的储能技术案例和项目——

技术成熟度决定储能技术应用

经过上百年的发展，储能技术如今已经是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。

从技术上看，虽然很多储能技术都具备“可行性”，但无论是规模化后储能技术自身的安全性与能量密度，还是灾害发生后由储能配置引发次生灾害的可能性，目前已有的各项储能技术都还达不到承担超大规模能源战略储备的水平。

许多外媒认为，在面对残酷的市场环境和复杂的利益冲突时，目前能同时满足技术可行、可获得投资和具备市场吸引力这三个条件的储能选择并不多。储能技术的成本和开发周期对开发这些储能技术的企业尤其是严峻的考验，所以开发出一种能够利用电能储存的技术优势来获得经济回报的商业模式是关键。

《环境与生活》杂志记者看到一份2017年前后发布的报告，该报告对20种储能技术的技术成熟度做了比较和分析，这份材料发布至今已经过了快10年了，仅供大家参考。

这份报告认为，称得上完全成熟的储能技术只有抽水蓄能电站（PHS）和铅酸电池，两者为人类服务约有百年了；基本成熟的技术包括锂电池、压缩空气储能、镍镉电池、钠硫电池、几种液流电池、超导磁能、飞轮、电容、储热（冷）等技术，它们已经完成研发并开始商业化，距离大规模普及还有距离；在研技术包括燃料电池、金属-空气电池和太阳能燃料等，虽然在技术上缺乏商业成熟度，但已经通过多家科研机构的研究论证。在能源成本和环境问题的驱动下，它们的商业潜力不容忽视。

在储能技术战国纷争的局面下，各国也不乏共识，那就是太阳能和风能等间歇性的新能源要想和化石能源竞争，就必须和储能技术结合起来，以维持足够长的运营时间。接下来，我们就来看看受到市场青睐的部分储能技术在现实中的部署和运用。

抽水蓄能仍然是低调的王者

作为技术成熟度最高的选择，抽水蓄能电站看似简单，却是目前储能技术中规模最大、应用最广泛的电力储能系统，被应用于能量管理、频率控制和备用电源等多种用途。

19世纪末，第一座抽水蓄能电站在意大利和瑞士投入使用。1929年，第一台大规模商用抽水蓄能电站（洛基河抽水蓄能电站）在美国开始运行，其历史之悠久可见一斑。据美国能源部的“全球能源存储数据库”的统计，截至2020年，全世界的抽水蓄能电站总装机容量高达181吉瓦，储存电量高达16亿度，中国、日本和美国在发电量上遥遥领先其他国家。

目前，世界在运营的抽水蓄能电站中，装机容量3003兆瓦的美国弗吉尼亚州巴斯县抽水蓄能电站仍然是最大的。不过，它的“世界最大号充电宝”头衔很快就要让给中国的河北丰宁抽水蓄能电站（3600兆瓦）。该電站位于河北省丰宁满族自治县境内，2013年5月开工， 2020年11月电站下水库正式实现蓄水。有数据称，预计到2030年，全球抽水蓄能装机容量预计还要增加约78吉瓦，且主要增长量在中国，市场潜力巨大。

德国雄心勃勃的能源转型计划要求可再生能源占比在未来30年要大幅提升（2025年的中期目标为35%～40%，2035年为55%～60%。到2050年提高到80%）。实际上，近些年来，在德国许多地方，白天的太阳能、风能的发电量已经超过了当地的用电量，为了把这些多余的电能存起来留到晚上用，德国从技术上做了很多探索和研究。但由于许多地区缺乏建设抽水蓄能电站所需的地形落差，德国人另辟蹊径，给出了一个别致的解决方案，很好地解决了抽水蓄能电站建设周期长和一次性投资巨大的短板，那就是把煤矿用作储能设施的一部分。

位于德国和荷兰边境附近的北莱茵-威斯特法伦州的普罗斯珀-哈尼尔煤矿在近半个世纪里一直在出产煤炭。但受制于国家能源转型计划，这座煤矿在2018年被关闭了。幸运的是，该煤矿大约26公里长的竖井和上百万立方米的蓄水量给技术人员提供了便利，他们正在将其改建成200兆瓦的抽水蓄能水电站，在电力需求低谷期再把水抽上来，用电高峰期时让水往低处流驱动涡轮机来发电。这些电能足以为40多万个家庭提供日常电力，当地小镇的矿工们不会失业，可以继续在新的岗位发光发热。在把更多的工业革命时期留下的遗迹加以利用、转化成为工业规模的储能设施方面，德国为我们提供了创新的思路。

重力储能曙光初现

如果拓展一下利用机械能来储存能量的思维，把流水换成其他重物是否也可行？循着这个思路，还真有一些机构别出心裁地在这方面做了尝试。

在苏格兰首都爱丁堡市，初创公司“重力三联”（Gravitricity）几年来一直在从事重力储能装置的研发工作，专业的荷兰绞车公司惠斯曼承担了关键部件的制造工作。

“重力三联”的设计初衷是在废弃的矿井里使用上下移动的绞车和配重（1.2万吨）来储存和释放能量，在不到1秒的时间内释放出巨大能量，为国内电网的平稳运行提供支持。在吸引了业界的目光后，“重力三联”2020年通过众筹活动筹集了超过150万英镑，并且还从英国政府的创新机构“创新英国”（Innovate UK）获得了64万英镑的赠款。该公司已经在欧洲确定了许多潜在的安装地点，甚至评估了在南非利用之前废弃的金矿来进行储能的能力。

今年3月，“重力三联”在爱丁堡的重力储能演示装置在爱丁堡阿尔伯特王子码头亮相。这个250千瓦演示装置包括一个15米高的铁塔，两个由钢缆悬挂的重达25吨的配重，以及两个并网的发电机组。工程项目经理弗朗西斯·泰尔尼称：“我们计算出，我们在不到1秒钟的时间内，从零到满功率运行——这在频率响应和备用电源市场中非常有价值。我们将先对单个配重进行测试，先验证较长时间内的平稳能量输出，同时进行其他测试程序以验证和完善系统的全部功能，为今年晚些时候开始的第一个全尺寸4～8兆瓦项目提供有价值的数据。”

锂电储能受到广泛重视

锂电是有最佳能量质量比的电化学类储能技术之一，在不使用时自放电非常慢，所以在大家手边的许多消费类电子产品中广为应用。2019年1月，美国能源信息局预测，风能、太阳能和其他非水电可再生能源将是未来几年间电力组合中增长最快的部分，在对这些能源进行存储的技术中，锂电最终必然会在电网中占据一席之地：锂电很可能是今后5到10年中的主导性技术，不断的技术改进将使电池能够存储可使用4到8小时的能量——这样的时长足够把用太阳能发的电保存到晚间，以满足晚上用电高峰时段使用。

不过，把手机等消费类电子产品使用的锂电升格为千家万户的备用电源，既需要技术支持也需要机遇，前者交给了美国特斯拉公司这样富有创意的公司，后者则出现在澳大利亚。

2016年秋，一场暴风雨使澳大利亚南澳州地区连日大面积断电；次年夏季用电高峰期，当地又因电力不足而实施间歇供电政策饱受批评。南澳州政府随后制定一项新的能源计划，旨在向南澳州提供更清洁、更经济、更可靠的能源，当地州政府很快就收到了90份提案。

这时候，美国特斯拉公司登场了，其给出的方案是在南澳州的号角谷风电场附近建设大型锂电储能设施，储存可再生能源，缓解夏季用电高峰时的压力。该公司老板马斯克更是公开高调宣称，这个输出功率为100兆瓦容量的大电池将在签订合同后100天内交付。如果食言就免费白送。当时世界排名第二的大型锂电储能设备输出功率仅为30兆瓦，特斯拉的这个世界最大号电池确实不是吹的。特斯拉动作极快，2017年9月29日电网合同签订时，部分电池组已经投入运营，到锂电站全部竣工只用了63天，耗资1.61亿美元。

特斯拉在南澳州的大型锂电储能设施输出功率和储能容量分别为100兆瓦和129兆瓦时，这个数字是什么概念呢？根据同时期南澳州电力需求的平均量来看，充满电的电池组大约能保证整个南澳州系统内6.7%的用户1小时不断电。所以，这套储能设施不是用来作为后备电源使用的，其主要任务是快速调频，顺便吸收一下多余的风力发电，从运营商与政府签订的70兆瓦运行10分钟的服务合同可看出这一点。

俗话说“是骡子是马，拉出来溜溜”。在大电池投入使用的14天后，考验随即发生。2017年12月中旬的一个凌晨，号角谷风电场的一个机组跳闸导致风电功率急剧下降，大电池快速做出了反应，在随后的28秒内向电网注入了7.3兆瓦，有效地稳定了系统。然后，昆士兰州格拉德斯通火电厂才做出反应前来“救场”。

有消息称，在大电池投入运营后，估计运营方在电价上涨时将储存的电量卖出就可以每年入账约1800万澳元。到2018年底，估计这套系统就为当地节省了4000万澳元的电网调控成本。2019年，运营方投入5300万欧元将大电池的输出功率扩容到150兆瓦。不过，“世界最大号电池”的头衔在2020年8月已经被美国加州圣迭戈的电池储能项目摘得。

特斯拉公司在南澳州的大电池项目在国际上反响很大，越来越多的国家在该技术方向上展开探索。2017年10月，国家发改委在《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号）里列出的重点任务中，也将100兆瓦级锂离子电池储能系统列为“试验示范一批具有产业化潜力的储能技术和装备”之一。

液流电池渐入佳境

作为锂电池在储能界的有力競争者，液流电池的活性物质是具有流动性的液体电解质溶液，由于大量的电解质溶液可以存储在外部并通过泵输送到电池内反应，液流电池的规模相对于普通蓄电池可以大幅提高，其优点还包括能量转换效率高、循环寿命长、蓄电容量大、选址自由、可深度放电、系统设计灵活、安全环保、维护费用低等。

近年来，国际上发展最好的液流电池是全钒氧化还原液流电池，简称钒电池。钒电池作为储能电源主要应用在电厂（电站）调峰以平衡负荷，大规模光电转换、风能发电的储能电源以及作为边远地区储能系统，不间断电源或应急电源系统。

单从钒电池的应用来看，澳大利亚是初期的领跑者。早期，澳大利亚的新南威尔士大学进行了许多实用化的开发工作。1998年，该大学将相关知识产权出售给了澳大利亚VRB公司，2001年VRB公司又被加拿大VRB电力系统公司收购。

日本住友电气公司（SEI）也是一个钒电池的重要开发商和供应商。2005年，住友公司在日本北海道苫前町建立了4兆瓦的全钒液流电池储能系统，以用于与36兆瓦风力发电站匹配，平滑风电输出。这套全钒液流储能电池工程示范系统在国际上影响很大。据住友公司介绍，三年的应用示范结果表明，液流储能电池技术是最适合风电调峰的储能技术。2015年底，住友在北海道再次出手，部署了迄今全球规模最大的液流电池储能系统，额定输出功率为15兆瓦，容量为60兆瓦时。

2009年11月，美国政府资助恩斯维尔电力公司与俄亥俄州电力管理局合作，在一个32兆瓦的燃煤发电厂进行1兆瓦/8兆瓦时的液流储能电池示范项目，该项目是美国首个兆瓦级全钒液流储能电池项目。

欧洲各国也积极开展液流电池技术的研究和应用示范。西班牙REDES 2025项目，开发智能电网，就用到1兆瓦/2兆瓦时的液流储能电池系统。德国弗劳恩霍夫应用研究促进协会（欧洲最大的应用科研机构）研究了用于离网可再生能源发电储能用1千瓦～10千瓦级液流储能电池系统。奥地利的塞尔斯特罗姆公司研制的10千瓦/100千瓦时全钒液流储能电池系统被用于新能源电动车。

我国从20世纪80年代末开始液流储能系统的基础研究工作。中国地质大学、北京大学、东北大学、中南大学、清华大学等均开展了全钒液流储能电池的研究工作。自2002年开始，中国科学院大连化学物理研究所在关键材料、系统集成、测试方法、工程化开发及应用示范等方面开展了系统深入的研究工作，建成了100千瓦/200千瓦时全钒液流储能电池示范系统，并于2010年开发出国内首套260千瓦全钒液流储能电池系统。

2020年12月，大连液流电池储能调峰电站国家示范项目的220千伏送出工程正式启动。该项目位于大连市西岗区，是国家能源局批准的首个大型化学储能国家示范项目，建设规模达到200兆瓦/800兆瓦时，于2016年11月开工建设，总投资38亿元。其采用国内自主研发、具有自主知识产权的全钒液流电池储能技术，适用于大功率、大容量储能，具有安全性好、循环寿命长、响应速度快、能源转换效率高、绿色环保等优点。

压缩空气储能在洞穴里做文章

除了上述锂电储能技术，压缩空气储能技术（CAES）也被国际上视为基本成熟的储能技术选项。世界上已有两座大型压缩空气储能电站投入商业运行，第一个公用事业规模的压缩空气储能项目1978年建于德国的亨托夫。尽管亨托夫的压缩空气储能电站最初是为了化石燃料发电的负载平衡而开发的，但在全球迈向可再生的间歇性能源之际，这种技术激发了人们的新兴趣。

亨托夫压缩空气储能机组的压缩机功率60兆瓦，释放能量输出功率为290兆瓦，系统将压缩空气存储在地下600米深的废弃矿洞中，矿洞总容积达31万立方米，压缩空气的压力最高可达100Bar。亨托夫的机组可连续充气8小时，连续发电2小时。该电站在1979年至1991年期间运行的数据表明，共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。

第二座投入商业运行的压缩空气储能项目是美国亚拉巴马州的麦金托什压缩空气储能电站，由亚拉巴马州电力公司的能源控制中心进行远程自动控制。该电站的地下储气洞穴位于地下450米，总容积为56万立方米，压缩空气储气压力为7.5兆帕。该储能电站压缩机组功率为50兆瓦，发电功率为110兆瓦，可以实现连续41小时空气压缩和26小时发电。

美国的地质形态，有很大一部分是适合压缩空气储能的层状盐和盐丘地质，这给开展更大规模的压缩空气储能技术项目提供了天然条件。美国俄亥俄州诺顿从2001年起开始建一座2700兆瓦的大型压缩空气储能商业电站，该电站由9台300兆瓦机组组成，压缩空气存储于地下670米的地下岩盐层洞穴内，储气洞穴容积为957万立方米。目前，除德、美、日、瑞士外，俄、法、意、卢森堡、南非、以色列和韩国等也在积极开发压缩空气储能电站。

我国对压缩空气储能系统的研究开发比较晚，但随着电力储能需求的快速增加，相关研究逐渐引起一些大学和科研机构的重视。中国科学院工程热物理研究所、华北电力大学、西安交通大学、华中科技大学等单位已经对压缩空气储能电站开展了研究，但大多集中在理论和小型实验层面，目前还没有投入商业运行的压缩空气储能电站。不过，国家发改委2017年在《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号）里列出的重点任务中，已将10兆瓦/100兆瓦时级超临界压缩空气储能系统列为“试验示范一批具有产业化潜力的储能技术和装备”之一。

熔盐储热可多输出3成电力

在美国联邦层面，美国能源和自然资源委员会推出的《更好的储能技术法案》（BEST）修订版由一系列储能法案构成，包括2019年的《促进电网储能法案》《降低储能成本法案》《联合长时储能法案》等，采购储能系统流程、回收储能系统材料（例如锂、钴、镍和石墨）的激励机制，以及联邦能源管理委员会（FERC）制定的收回储能系统部署成本的规则与流程。

在各州層面，储能市场处于领先地位的州正在审查将储能设备连接到电网的可行性，将储能系统作为未来强大电网的关键组成部分，并对互联过程中储能系统部署有明确规定，以确保灵活性和响应性。税收方面，美国政府为鼓励绿色能源投资，出台了投资税收减免政策，提出先进储能技术都可以申请投资税收减免，可以通过独立方式或并入微电网和可再生能源发电系统等形式运行。在这些激励措施下，部分州在探索和应用储能技术方面迈的步子很大，亚利桑那州的索拉纳太阳能发电站的熔盐储热装置即是一个典型案例。

索拉纳在西班牙语是“阳光明媚之地”的意思，这个名字和电站所在地区的天气条件很匹配，负责承建电站的是著名的西班牙太阳能企业阿本格公司。该电站声名在外，不仅是2013年建成投产时是世界最大的使用槽式太阳能技术（利用槽式聚光镜将太阳光聚在一条线上，集中加热管状集热器，再借助蒸汽的动力循环来发电）的电站，还因为是全美第一家采用熔盐储热技术来进行能量存储的太阳能发电站。

索拉纳太阳能电站运行时，先通过槽式太阳能聚光镜把阳光集中到中央塔上，然后塔将热量转移到塔内的熔盐。这种熔盐的性能优于导热油：油状物只能在最高约400摄氏度的温度下使用，但熔盐在565摄氏度下还能保持稳定。这样一来，就可以在更高的温度下产生蒸汽，能大大提升蒸汽轮机的效率。白天，熔盐在中央塔的吸收器中被太阳的热量加热至565摄氏度之后就流入储藏罐里，在里面停留数小时并保持温度恒定。到了夜间或者是白天云层遮蔽太阳的时候，熔盐会被抽取到蒸汽发生器，在这里熔盐的热量释放出来产生蒸汽推动蒸汽轮机发电，随后熔盐冷却下来完成循环。

从技术难点上来看，熔盐的凝固和和泄漏是其主要风险，一旦熔盐在完成循环返回中央塔的时候温度低于228摄氏度，就会凝固并堵塞在管道里，给正常运营带来巨大风险，危及企业的盈利能力，因此熔盐储热技术对温度管理技术和能力要求很高。

索拉纳太阳能电站运营以来，每年能减排47.5万吨二氧化碳，为7万户当地家庭供电，这套熔盐储热系统功不可没。据计算，这套能量存储装置能够每天为电站提供6个小时的热量存储，一年下来能够让电站多输出38%的额定电量，如此抢眼的性能引起了国际上的普遍关注。我国目前也将大容量新型熔盐储热装置视为“具有产业化潜力的储能技术”，拟开展试验示范工作。

今年4月，国内许多媒体报道了由集中供热企业北京热力集团在北京丰台区投建的熔盐蓄热产业化推广研究与示范项目正在积极推进建设。作为国内落地的首个熔盐储能供蒸汽项目，该项目已在发改委立项备案，并获得了国资委专项资金支持，由北京热力市政工程建设有限公司承建，采用了北京民利储能技术有限公司开发的新型熔盐储能蒸汽系统。据悉，该项目将建设8兆瓦熔盐储能装置一套。主要配置高/低温熔盐储罐、熔盐加热系统、蒸汽发生系统、智慧控制系统等设备，系统建成后将直接为北京西站地区供应饱和蒸汽。该项目已申请绿电补助，建成后单吨蒸汽成本可低至119元/噸。

储能新秀卡诺电池

近10年来，德国政府一直致力于推动本国能源系统转型变革，为此当局部署了大量电化学储能、储热、制氢与燃料电池研发和应用示范项目，使储能技术的发展和应用成为能源转型的支柱之一，卡诺电池就是其中受到重视的并正在迈向应用的一种储能技术。

卡诺电池的名称来自卡诺定理，该定理描述了把电能转化成热能的效率问题。作为一种相对较新的可再生能源技术，热能储存在专门介质中，需要时再转化为电能，这使得它成为可再生能源储存的理想解决方案之一。虽然卡诺电池的效率（40%～70%）低于抽水蓄能电站（65%～80%左右），但胜在运行过程环保而且成本低廉，环境足迹小，预期寿命长达20～30年，而最突出的优点是原有的化石燃料发电厂的部分部件可以用来构建电池。

因为德国规定燃煤发电厂的最终截止运行日期为2038年，到2023年就要关闭装机容量7吉瓦燃煤发电厂，到2030年还要关闭装机容量23吉瓦的燃煤发电厂。由于大量的现有基础设施可以被卡诺电池储能装置重新利用，其许可证和电网连接措施已经到位，因此改造燃煤发电厂的成本预计不会太高。

自2014年以来，德国航天中心（DLR）一直在研究卡诺电池，其主要的挑战在于如何使盐储存和电池适合燃煤电厂。去年9月，最新消息称一套容量为1000兆瓦时的卡诺电池储能装置原型已经开工，由德国航天中心下属的斯图加特工程热力学研究所（ITT）和欧洲可再生压缩热能储存集团合作建设。这套使用了简单和低价材料的系统据称比传统电池更加环保，可以为斯图加特这样规模大小的城市提供稳定的电力供应，并把供热和供电部门有力地联结在一起。

中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人瞩目。据国际知名的能源市场研究咨询机构伍德麦肯兹预测，到2024年中国储能部署基数将增加25倍，储能功率和储电量分别达到12.5吉瓦和32.1吉瓦时，将成为亚太地区最大的储能市场。中国政府在储能领域的积极政策激励是促进行业快速发展的主要原因，也是储能部署的主要推动力。在中国迈向碳中和的当下，合理借鉴上述国外案例对于促进储能技术和产业发展，支撑和推动能源革命无疑是具有重要意义的。

（本文写作中参考了美国环保署、美国《财富》杂志、《凤凰城新时报》、英国《独立报》、德国航天中心、澳大利亚号角谷储能网等网站的信息，在此一并致谢！）