电源侧储能技术发展现状及应用前景综述

童家麟，洪庆，吕洪坤，吴瑞康，应光耀

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司，浙江绍兴 312072）

0 引言

随着全球能源互联网建设的推进，光伏、风电等可再生能源发电将会迎来高速发展。而“十四五”期间将是我国实现碳达峰的关键期，提高可再生能源在总体能源结构中的比例是“十四五”期间能源行业的重要目标。我国一直是煤炭生产和消费大国，能源体系以化石能源尤其是高碳的煤炭为主［1］。值得欣慰的是，2012 年以来我国煤电装机占总装机的比重逐年下降，从2012年的65.7%下降至2019 年的52.0%，2020 年则历史性地降低至50.0%以下。我国能源动力体系也正由煤炭向多元化转变。到2050 年，我国非化石能源比重有望达到78.0%，但可再生能源大规模并网给电力系统带来前所未有的挑战，传统火电机组也面临着超低负荷深度调峰、频繁启停调峰等新形势［2-4］。

储能技术无疑是有效缓解大规模可再生能源并网压力的一种有效技术手段，其最早于19世纪90年代在意大利和瑞士开始应用，早期多为抽水蓄能方式。近年来，储能技术发展迅速［5］。储能技术涉及领域非常广泛，根据储能过程涉及的用能形式，大致可分为物理储能、化学储能、电磁储能、相变储能；若按储能方式细分，又可分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、锂电池储能、铅酸电池储能、超导储能、超级电容储能、中高温蓄热储能等；根据应用场景，则可分为电网侧储能、电源侧储能、用户侧储能［6］。其中，电源侧储能主要包括集中式新能源利用、调频辅助服务应用、调峰辅助服务应用3种应用模式。集中式新能源利用模式在我国投运最为广泛，主要集中于新能源装机规模较大的省，如青海、甘肃、河北等。调频辅助服务应用模式主要集中应用于火电机组占比较大的省市，最早应用于北京石景山热电厂，目前推广到山西、内蒙古、安徽等地。调峰辅助服务应用模式目前尚无实际应用案例。

主要分析了美国和中国电源侧储能技术近年来的发展趋势，对可商业化的主要电源侧储能技术及国内典型投运项目进行介绍，并对电源侧储能技术在国内的未来发展进行展望。

1 美国电源侧储能市场发展现状

近年来，美国发布一系列政策和税收利好政策，再加上可再生能源并网规模的不断增大，导致美国新增电化学储能装机容量呈井喷式增长［7］。图1 和图2 分别为全球和美国2016—2020 年新增电化学储能装机容量。由图可知，与2018年以来全球新增电化学储能装机容量增幅变缓趋势不同，美国电化学储能装机容量自2017 年开始较多年份均呈现了同比50.0%以上的增长。2020 年美国新增电化学装机容量首次达到了GW 级，LS Power 公司建成了美国目前规模最大的电池储能系统，容量达到250 MW/250 MW·h。

图1 2016—2020年全球新增电化学储能装机容量Fig.1 Global newly installed capacity of electrochemical energy storage from 2016 to 2020

图2 2016—2020年美国新增电化学储能装机容量Fig.2 Newly installed capacity of electrochemical energy storage from 2016 to 2020 in US

电源侧储能和电网侧储能是美国近年来储能容量增长的主力军，与以下几方面密切相关。

（1）电池单位容量造价降低，锂电池组单位容量造价与2010 年相比下降约89.0%，而锂电池储能是目前电化学储能领域中占比最大的储能形式［8］。

（2）2019 年美国可再生能源发电量首次超过燃煤发电，提供了23.0%的发电总量。预计2050 年，可再生能源发电量将占发电总量的38.0%，导致美国近年来电源侧储能技术占比不断增大。2018 年，电源侧新增电池储能装机量就已占到新增电池总装机量的47.0%，这也促使储能产业快速增长。

（3）政策驱动方面，美国出台了涉及战略规划、市场机制、税收补贴等方面的一系列利好政策，部分州甚至直接出台了针对储能系统采购的强制要求。此外，在可再生能源发展政策方面，如加利福尼亚、夏威夷等州都明确了发展目标，确定或提出了100.0%可再生能源的目标，未来可能将间歇性可再生能源转化为全天候发电资源，这也给电源侧储能技术提供了更大的发展动力。电源侧储能技术特别是低温压缩空气储能、水基空气电池等长时储能技术在电力系统中的地位随之提升。

2 中国电源侧储能市场发展现状

与美国近年来储能市场发展迅速相似，随着可再生能源发电的大规模并网，我国近年来新增电化学储能装机容量也有较大规模增长。截至2019 年年底，我国光伏发电装机容量206 GW，风电装机容量210 GW，光热发电装机容量420 MW，新能源装机占比已超过20.0%［9］，正成为电力供应的主力［10］。此外，截至2020 年7 月底，我国投运、在建、中标的火电储能联合调频项目已达58 个。图3 为2013—2019 年我国新增电化学储能装机容量。由图可知，受益于“新能源+储能”、火电储能联合调频等电源侧储能技术的发展，电化学储能装机容量增幅明显。2019 年增幅有所放缓，与以下几方面因素有关。

图3 2013—2020年中国新增电化学储能装机容量Fig.3 Newly installed capacity of electrochemical energy storage from 2016 to 2020 in China

（1）“新能源+储能”模式的收益及投资模式尚不清晰，部分地区为了降低弃光弃风率，将储能作为光伏/风电项目的必备配套设施，而未考虑储能设施的实际收益率，企业投资储能设施的积极性受到影响。

（2）火电储能联合调频技术受制于调频市场政策变化，早期建设的项目投资回报率较好，调频辅助服务补贴达到10 元/MW，投资回报期约为2 年，而近年来投运的火电储能联合调频项目投资周期明显延长。此外，部分省份尚未出台相应的补贴政策，限制了该技术的大规模推广。

（3）电化学储能的安全性问题日益凸显，多次电化学储能设施起火事故，一定程度上影响了企业对电化学储能的应用。

与国外可再生能源发展模式不同，我国更重视基地型规模化可再生能源开发，对大规模电化学储能的需求会更加显著。2018 年国内最大的电源侧电化学储能项目鲁能海西州多能互补集成优化示范工程（50 MW/100 MW·h 磷酸铁锂电池储能系统）成功投运，可有效平滑输出示范工程内200 MW 光伏、400 MW 风电等间歇性能源的功率输出曲线，是纯清洁能源综合利用基地电化学储能的典型项目。

3 国内典型电源侧储能技术

目前，国内可投入商业化应用的储能技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、锂电池储能、铅酸电池储能、蓄热储能等［11］，其中除抽水储能外均可应用于电源侧储能。此外，重力储能也是近年来蓬勃兴起的一种储能技术［12］。

3.1 电化学储能技术

电化学储能是电源侧储能领域最常见的一种储能形式，目前可投入商业化应用的主要是锂电池储能和铅酸电池储能技术。随着近年来国内可再生能源大规模并网和火电机组调频辅助服务的需要，电化学储能迎来高速发展。风电资源的不稳定性导致风机出力具有随机性、波动性、间歇性等特点，有时甚至存在“反调峰特性”。而光伏发电尽管与负荷需求呈现一定的相关性，但无法有效满足夜间增大的负荷需求［13］。图4 和图5 分别为某光伏并网项目配备储能装置前后的24 h 输出功率。由图可见，配备储能设备后，在白天上网电价较低时段，可有效降低项目输出功率；而在夜间上网电价较高时段，可有效提高项目输出功率。配备储能系统后，不仅可平缓项目输出功率，也可根据不同时段上网电价有效调节系统输出功率。若配备合适的储能系统容量，则可获得较为可观的投资收益。

图4 未配备储能装置的光伏并网项目24 h输出功率Fig.4 Output power of grid-connected PV project in 24 h without energy storage devices

图5 配备储能装置的光伏并网项目24 h输出功率Fig.5 Output power of grid-connected PV project in 24 h with energy storage devices

火电机组辅助调频服务是近年来兴起的一种电源侧电化学储能技术的典型应用，在国外电力市场已应用多年，在国内正处于起步阶段［14］。随着国内电力现货市场建设进展加快、火电机组辅助调频服务需求旺盛，部分区域甚至开始尝试建设区域性的调频市场，以便更大程度地辅助配置服务资源［15］。大型火电机组配建设储能系统无疑对推动区域调频市场建设有重大意义。表1为国内已投运的部分火电储能联合调频项目，由表可见，早期项目主要投运在内蒙古、山西等地。

表1 国内已投运的部分火电储能联合调频项目Tab.1 Some in-service frequency modulation projects combined thermal power generation and power storage

近年来随着华中、南方一系列调频辅助服务政策出台，广东、江西等省火电储能联合调频项目得到了快速发展［16-17］。部分机组实际运行表明，耦合储能系统后，调频综合评判指标Kp可由原来的0.7提升至2.0 以上，储能系统长期运行可用率超过98.0%，大幅提高机组在调频市场的竞争力。此外，目前火电机组深度调峰已成为常态，超低负荷一次调频性能可能会有所降低［18］，这就使得储能系统的作用更为明显。现阶段，国内火电机组辅助调峰服务尚属空白，未来随着电化学储能技术的进一步成熟，辅助调峰服务必将开展。如江西新昌电厂调峰调频二期规划建设100 MW/400 MW·h储能项目，建成后可有效提高机组的调峰能力。

3.2 飞轮储能技术

飞轮储能技术具有有功与无功相对独立、负荷响应迅速、无污染等特点［19］，近年来在电力系统中日益受到重视。该技术于20 世纪50 年代被提出，最早应用于电动汽车。从20 世纪90 年代开始，随着转子材料、支撑材料、电能变换技术取得重大突破，飞轮储能技术也随之取得重大进展，并在电力系统中最先被应用于电网侧储能。2011 年，Beacon电力公司20 MW 电网侧飞轮储能项目在纽约投运，是飞轮储能应用史上具有里程碑意义的事件。

目前，飞轮储能技术在国内主要应用于数据中心、应急保障、电网侧储能调频等领域。在电源侧市场方面，2019 年天津大港电厂开始建设国内首个飞轮储能辅助火电机组调频示范项目。一般而言，火电机组的调频收益会随着储能系统的功率和容量增大而增大，但由于目前飞轮储能系统造价高昂，不可能配套超大容量的飞轮储能系统。文献［20］的研究成果表明，按照目前的飞轮储能系统造价，600 MW 火电机组配套3.015 MW/20.374 MW·h的储能系统，可获得最大收益。

3.3 压缩空气储能技术

由于抽水蓄能受到地理因素限制，因此压缩空气储能被认为是最具发展潜力的大规模电力储能技术。传统的压缩空气蓄能是基于燃气轮机开发的技术，目前德国、美国均已有压缩空气储能电站投入商业化运营。世界上首座压缩空气储能电站是德国的Huntdorf 电站，机组容量290 MW，其冷态启 动 至 满 负 荷 仅 需6 min［21］。1991 年 投 产 的McIntosh 电站首次使用了回热系统，存储的压缩空气进入空气透平前经过回热器，吸收燃气轮机排出的高温烟气余热，有效提高了系统循环热效率。但上述2个项目均需依赖天然气等化石燃料补燃。

目前，随着燃气轮机容量的提高，压缩空气储能电站也呈现出大型化趋势。此外，压缩空气储能与联合循环机组耦合利用也是近年来的发展趋势。图6为一种压缩空气储能系统与火电机组耦合利用的发电系统。由图可见，该系统利用压缩空气储能，在电网负荷需求较低时，采用部分中压缸排汽驱动小汽轮机进而带动空气机，以减少低压缸进汽量，快速降低系统输出功率，实现能量在火电机组和压缩空气储能之间传递；在电网负荷需求较高时，释放压缩空气，驱动空气膨胀机快速提高系统输出功率。

图6 一种压缩空气储能与火电机组耦合利用的发电系统Fig.6 A power generation system coupling the compressed air energy storage system with thermal power units

2017 年我国首个盐穴压缩空气储能项目获得批复，该项目一期配套60 MW 非补燃式压缩空气储能发电系统，最终规模可达1 GW，建成后在规模和效率上均为国内压缩空气储能系统的典范。

3.4 蓄热储能技术

中高温蓄热储能技术目前多应用在电源侧，其应用场景主要是太阳能热发电技术中的熔融盐或者导热油储能。我国的太阳能热发电项目均配备了2～16 h 不等的储能系统，可实现24 h 不间断发电［22-23］。预计到2030 年，太阳能热发电成本可与燃煤发电相当，熔融盐蓄热量可达到150 GW·h［24］。此外，近年来火电机组深度调峰已成为常态，其中往往存在负荷调节能力不佳或供热品质不能满足热用户要求等问题，而中高温储能技术可以显著改善机组的负荷调节或者供热能力。

图7为一种蓄热储能系统与火电机组耦合利用的发电系统，不同于现阶段东北地区已投运的电储能技术，该系统在需要快速降低机组负荷时将主蒸汽通过降温降压后存储入蓄热罐，可有效减少高、中、低压缸蒸汽流量；当需要快速提高机组负荷时，则将蓄热罐中存储的蒸汽通过减温减压后进入再热蒸汽管道，可有效增加中、低压缸蒸汽流量，进而提高机组负荷调节能力。此外，蓄热罐中存储的蒸汽可在机组超低负荷运行时提供供热蒸汽，亦可提高机组供热能力。

图7 一种蓄热储能与火电机组耦合的发电系统Fig.7 A power generation system coupling the thermal energy storage system with thermal power units

近年来，低温蓄热储能技术也得到了初步发展，2018 年英国在曼彻斯特投运了1 座5 MW 低温储能设施，但要将其使用在电源侧，仍需假以时日。

3.5 重力储能技术

重力储能是一种简单的物理储能方式，其原理是当电网中电力富余时，驱动电动机将重物移至高处；当电网中需要电力时，利用重物下降驱动发电机发电。其主要优势是储能效率较高、负荷响应速度较快；主要缺点是能量密度较低、建设规模较大。瑞士Energy Vault 公司尝试将该项技术商业化，1 座35 MW 的重力储能系统将在印度投入运营，输出功率峰值为4 MW，可在电网侧提供调频辅助服务。此外，苏格兰Gravitricity 公司也将建设1 座250 kW的重力储能系统。重力储能在电源侧应用方面目前尚无应用实例，但文献［25］提供了一种山体储能系统，只需在电源附近的山体上设置电力车及相应的轨道即可实现。将该系统与风电等间歇性能源耦合利用后，可以根据电网需要有效平滑风电场整体出力，实现电网对风电场的调度要求。该系统若与火电机组耦合利用，则可提高机组的调峰性能，增加机组的可利用小时数。

3.6 典型电源侧储能技术性能比较

从单位造价、负荷响应速度、储能效率、污染、应用安全、市场成熟度等方面对各典型电源侧储能技术性能进行比较，具体结果见表2。

表2 典型电源侧储能技术性能比较Tab.2 Performance comparison of typical power-side energy storage techniques

4 结论与建议

未来国内可再生能源发电将成为主要的电力来源，电力系统需要应用储能技术已成为共识，而电源侧储能无疑将在其中扮演重要角色。随着风电、光伏等新能源发电成本不断降低，未来限制新能源发展的不再是补贴而是消纳，新能源与储能的结合将更为迫切。此外，随着电网对火电机组深度调峰要求及风电/光伏功率控制、一次调频性能的严格考核，也急需耦合储能技术。在国际上，多个国家在电化学储能的基础上开展压缩空气储能等电源侧新技术示范项目，国内也即将开展飞轮储能等示范项目。尽管目前仍存在新材料技术难以突破、储能商业模式不完善、新能源补贴力度下降等不利因素，但在碳达峰、碳中和战略的引导下，电源侧储能行业必将迎来更为快速的发展。

综合考虑电源侧储能行业发展前景，对电源侧储能技术发展方向提出以下建议。

（1）现阶段飞轮储能、重力储能等技术主要受限于新材料研发，新储能材料未来需要在能量密度、单位造价、应用安全性等方面取得突破。

（2）目前诸多电源侧储能项目未考虑到可再生能源的广域自平滑特性，导致出现储能项目布点位置不合理、容量配置过大等问题，未来需要在布点位置选取、容量配置、运行调控等方面进行优化，保障储能项目高效、经济运行。

（3）目前部分火电储能联合调频项目经济性不佳，急需从政策角度予以改善。这需要对电网进行顶层设计，建立更加合理的调频服务购买和付费机制，保障辅助调频项目收益在合理水平，进一步刺激火电储能联合调频乃至联合调峰技术发展。

（4）几种电源侧储能技术除了电化学储能、蓄热储能应用较为广泛外，其他几种技术目前仍处于示范应用阶段。未来需要完善对电源侧储能技术投资引导，应根据不同电源、不同需求为目标，提供相适应的储能技术建议。