电力系统中电化学储能技术应用分析及成本预测

邹贵林 黄琰 王伟

　　今年7月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出“将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。”还提出储能发展目标：“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。”

　　笔者针对目前电力系统中主要应用的锂离子电池、铅碳电池、液流电池等新型电化学储能技术应用，尤其是储能技术进步趋势和市场需求预期，进行了技术经济分析，提出了未来电化学储能的成本下降趋势为“三个5”——“每5年，循环寿命将提升50%，成本将下降50%”。到2030年，电化学储能循环寿命将超过当前水平的2倍以上，功率成本和能量成本将下降到当前水平的1/3以下，度电成本低于0.1元/千瓦时·次。

　　“常胜将军”的锂离子电池，当前已具备规模化应用能力，适用于电力系统调峰、调频、新能源消纳、紧急事故备用、黑启动等大部分应用场景，是电力系统优质的灵活调节资源。

　　锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，其材料体系丰富多样，其中适合用于电力储能的主要有磷酸铁锂、三元（镍钴锰酸锂）、钛酸锂等，此外近年来还发展了一些高能量密度的新型锂离子电池体系。锂离子电池充电时锂离子从正极脱出，通过电解质和隔膜向负极迁移，并在负极嵌入负极材料；放电时整个过程逆转。

　　“后起之秀”的铅炭电池，当前充放电深度较低，系统可靠性较差，出力特性难以掌握，仅在部分用户侧储能项目中得到应用，对于电力系统的适应性还需加强。

　　铅炭电池是在铅酸电池的铅负极中以“内并”或“内混”的形式引入具有电容特性的碳材料而形成的新型储能装置。铅炭电池的正极是二氧化铅，负极是铅—炭复合电极。目前，铅炭电池负极中加入的炭材料主要有石墨、炭黑、活性炭、碳纳米管、石墨烯等。目前，铅炭电池储能系统的能量成本约为1300元~1800元/千瓦时，但由于充放电深度一般低于80%，因此实际成本略高。

　　“扬长避短”的液流电池，从技术原理上讲，液流电池储能系统在实际工程应用时存在能量转换效率低（约为60%~65%）、能量密度低的缺陷，但由于其循环寿命长的显著优势，在特定场景中具备较好的应用前景。

　　全钒液流电池，其包括正负两极的电解液罐、水泵以及中间的电堆，电堆中包括端片（绝缘框架）、集流体（主要为铜）、石墨片、碳/石墨毡电极及离子交换膜。正负极电解液是分别含有V4+、V5+和V2+、V3+的水溶液，在充放电过程中电解液流过电极表面发生化学反应，其内部的电荷平衡是通过溶液中的H+在离子交换膜两侧迁移来完成。目前，全钒液流电池关键材料和部件还未实现大规模商业化，生产成本较高。

　　电化学储能技术未来前景可期。以锂离子电池为代表的电化学储能技术近年来在本体研发、系统集成、工程验证等关键技术领域持续提升，初步具备了规模化应用的条件，将成为“双碳”进程中发展速度最快，应用前景最广的储能技术。

　　以磷酸铁锂电池为代表的电化学储能技术拥有85%左右的高能量转化效率、百毫秒级的四象限功率快速响应能力以及建设灵活性等优势，是理想的储能资源。得益于电动汽车动力电池的蓬勃发展，锂离子电池在生产成本、能量密度、模块化集成等方面取得了长足的进步，给电化学储能应用奠定了良好的基础。

　　而面向电力储能应用需求，电化学储能技术近年来也在多个领域取得了关键性的突破，在规模化集成方面，实现了电化学储能由兆瓦级向百兆瓦级集成规模的突破；而在功能实现与工程验证方面，通过国家风光储输、江苏、河南、广东等地电网侧储能等一系列电化学储能示范工程，验证了其在调峰、调频、新能源消纳、紧急功率支撑等多场景中的功能与应用价值。

　　总之，电化学储能技术已通过了规模化应用功能验证。面向未来，锂电池循环次数仍有一定提升空间，且能量成本仍将进一步下降，到2030年其单位容量建设成本将低于抽水蓄能，且随着固态电池、高安全集成等电池制备与系统集成技术的突破提升，其在应用安全性与灵活性等方面的优势将进一步凸显。

　　（作者系中国南方电网能源发展研究院有限责任公司）