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0 引言
受全球新能源發電、電動汽車及新興儲能產業的大力推動，多類型儲能技術於近年來取得長足進步。除了早已商業化應用的抽水蓄能及洞穴式壓縮空氣儲能技術，以鋰離子電池為首的電池儲能技術在源網荷側已初具商業應用潛力[1-2]。
電池儲能技術利用電能和化學能之間的轉換實現電能的存儲和輸出，不僅具有快速響應和雙向調節的技術特點，還具有環境適應性強、小型分散配置且建設周期短的技術優點，顛覆了源網荷的傳統概念，打破了電力發輸配用各環節同時完成的固有屬性，可在電力系統電源側、電網側、用戶側承擔不同的角色，發揮不同的作用[3-4]。截至2018 年底，全球電池儲能技術裝機規模6 058.9 MW，其中，中國裝機規模1 033.7 MW，美國、中國、韓國排名前三位。
本文結合產業發展實際，剖析主要電池儲能技術水平、市場應用、問題與挑戰以及未來發展趨勢，為電池儲能技術發展提供多維度視角及基礎數據。
1 典型電池儲能技術
電池儲能技術主要包括鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、鈉基電池和其它類型電池儲能技術，細分技術如圖1 所示。
圖1 已商用或示範電池儲能技術分類
1.1 鉛蓄電池
應用於儲能工程的鉛蓄電池包括鉛酸電池和鉛炭電池。鉛炭電池是在傳統鉛酸電池基礎上對負極材料進行了電容式改進[5]，結合了鉛酸電池和超級電容器兩者的優勢，由於加了碳材料，阻止了負極硫酸鹽化現象，顯著提升了電池的循環壽命。從鉛酸電池的500～1 000 次（60%～70%DOD，DOD 為放電深度）增加到鉛炭電池的3 700～4 200次（60%～70%DOD），儲能系統投資成本1 000～1 300 元/kWh，度電成本為0.5～0.7 元/kWh。近年來，鉛蓄電池在儲能領域的應用多數以度電成本更低的鉛炭電池為主，尤其是針對工商業峰谷電價差較高的江蘇、廣東、北京等地已初步具備商業化應用的條件。
1.2 鋰離子電池
應用於儲能工程的鋰離子電池種類繁多，包括2011—2015 年投運較多的聚合物鋰電池、錳酸鋰電池、以及鈦酸鋰電池，以及近年來發展迅猛的磷酸鐵電池、三元鋰電池和梯次利用鋰電池。從一次性投資成本、循環壽命、安全性角度來說，磷酸鐵鋰無疑是儲能領域綜合特性最為優異的鋰離子電池儲能體系，廣泛應用於電力系統發輸配用的各個環節[6]。磷酸鐵鋰電池具有穩定性高、循環壽命長等優點，是國內電力儲能系統的熱門及應用最多的鋰離子電池技術，儲能用磷酸鐵鋰電池能量密度120～150 Wh/kg，系統能量轉換效率85%～88%，小倍率充放電循環壽命3 500～5 000 次，儲能系統投資成本1 600～2 000元/kWh，度電成本0.7～1.0 元/kWh。近年來，受磷酸鐵鋰成本下降及綜合性能提升的影響，該技術被廣泛應用在電力系統發輸配用各個環節。
1.3 鈉基電池
應用於儲能工程的鈉基電池包括高溫鈉硫電池、鈉鎳電池以及室溫水系鈉離子電池。鈉硫電池是鈉基電池的典型代表，是高溫運行儲能體系中發展最成熟的儲能技術（350～400 ℃）。以日本NGK 為首的產業公司於2015 年之前在日本、美國、阿聯、德國、義大利、法國等國家實施建設了超過430 MW 的儲能項目。2011 年9 月設置於日本茨城縣三菱材料筑波製作所內的鈉硫電池（NGK 產品）起火引發火災，歷時2 周之久。而且鈉硫電池固態陶瓷電解質核心技術門檻過高，核心智慧財產權主要掌握在日本NGK 等少數企業當中，智慧財產權封鎖嚴重，產業推動緩慢，市場應用於近年來停滯不前。鈉鎳電池是相對溫和的高溫電池體系，採用氯化鎳替代了正極硫，GE Energy Storage[7]和FIAMM Energy Storage Solutions等產業公司於2011—2014 年在美國、義大利等國家實施建設了共計約19 MW 的儲能項目。水系鈉離子電池是以水溶液為電解液的室溫電池儲能體系，美國Aquion Energy 公司於2013 年開始將其產品逐步推廣至小容量分布式及微網儲能市場，2017 年中國泰坦能源科技集團收購了Aquion Energy 公司，業務轉向中國。近年來，受全球新興儲能市場的帶動，高安全、潛在低成本、環境友好型水基儲能體系備受關注，中國泰坦能源科技集團、中國恩力能源科技有限公司的水系離子電池儲能產品進入市場[8]，中科院物理所、中聚電池有限公司的三元鈉離子電池已進入電池模塊攻堅階段，寧德時代新能源科技有限公司、瑞海泊（青島）能源科技有限公司等產業公司正在積極布局水系電池（水系鈉離子電池、水系鋅鋰電池[9]）。
1.4 梯次利用鋰電池
梯次利用鋰電池主要指大批量電動汽車動力鋰電池服役至初始容量80%後退役的鋰離子電池，退役後通過分選、重組、集成，在部分儲能應用領域具備再利用價值。
目前，我國梯次利用鋰電池仍以磷酸鐵鋰電池為主，後續隨著高能量密度三元鋰電池的大規模應用，三元鋰電池也將逐步進入梯次利用市場。考慮到80%容量之後退役鋰電池的狀態參數離散度較大且具有極大不可預測性，梯次利用鋰電池的集成設計難度較大，其應用多以小型分散式應用場景為主，如通信基站備用電源、終端削峰填谷、小型光伏配置儲能等。
1.5 其它類型電池
除上述電池儲能技術，還包括超級電容器、鎳基電池以及鋅空氣電池。超級電容器屬功率型儲能技術，在調頻兼容量型儲能需求主導的應用場景中，超級電容器較低的能量密度及較短的充放電時間限制了其在儲能領域的應用[10]。鋅空氣電池是現階段唯一一類應用於儲能工程的空氣電池儲能技術[11]，典型產業公司如EOS Energy Storage 和Fluidic Energy。鋅空氣電池基本以大於2 h率的能量型產品為主。據報導，1 MWh 儲能系統成本約200 $/kWh（約合1371 元/kWh），與鉛炭電池儲能系統相當。目前來看，鋅空氣電池的缺點是系統設計過於複雜，產品生產自動化程度較低，系統效率仍然偏低（低於75%）。
2 電池儲能技術特性
在電池儲能技術特性方面，受產業規模、系統成本、能量及功率特性、服役特性、可回收性等綜合影響，目前鋰離子電池（磷酸鐵鋰和三元鋰電池）優勢突出，鉛炭電池[12]、全釩液流電池及梯次利用鋰電池特定場景下具備競爭力[13]。鉛酸電池服役壽命過短、鈦酸鋰電池一次性投資成本過高、鈉硫電池安全問題突出且技術進步緩慢、超級電容器能量成本過高，後幾類技術現階段市場競爭力不足。
（1）產業規模決定了儲能綜合技術參數提升速度
產業規模方面，從大到小依次為：鋰離子電池、鉛炭電池、全釩液流電池。消費類、交通類鋰離子電池產業體量能夠很好支撐鋰離子電池儲能市場的發展，近年來磷酸鐵鋰及三元鋰電池的快速進步正是得益於此；與之相比，曾經發展勢頭良好的高溫鈉硫電池因技術門檻較高、儲能企業參與度不夠導致技術進步緩慢，已逐步淡出儲能市場。
如圖2 所示，鋰離子電池儲能系統供應商數量遙遙領先於其它電池儲能技術，高達110 家，考慮到每個儲能工程項目還涉及儲能電池、電源管理系統、儲能變流器、消防裝備、監控裝備等核心裝備，全套供應商體系極其龐大。而且，伴隨著儲能市場的逐步釋放，將會有更大體量的產業公司參與其中。鋰離子電池之後，緊隨的是鉛蓄電池（43 家）和液流電池（25 家）。
圖2 電池儲能項目各類技術供應商數量
（2）系統成本關乎項目投資回報期及其利潤空間
儲能系統成本有2 個核心參數，即一次性投資成本和全壽命周期度電成本。在具有特定收益模式的應用場景下，一次性投資成本越低，投資回報期越短，全壽命周期度電成本越低，利潤空間越大。
一次性投資成本指初始設備總投資，對於電池儲能系統來說，包含儲能變流器、電源管理系統、儲能電池、消防裝備、監控系統等。除鉛酸電池之外，鉛炭電池一次性投資成本1 000～1 300元/kWh，為各類技術最低。磷酸鐵鋰和三元鋰電池受電動汽車產業的推動，成本下降速度極快。磷酸鐵鋰一次性投資成本1 600～2 000 元/kWh，多數供應商出廠成本約1 800 元/kWh，見圖3。
圖3 電池儲能系統一次性投資成本
不考慮運營維護成本的前提下，全壽命周期度電成本=全壽命周期內設備總投資/全壽命周期內可存儲電量=[PCS+BMS+電池成本+其它-電池殘值]/電池額定容量/DOD/循環次數/儲能逆變器效率/電池充放電效率[14-15]。基於各類電池儲能技術的循環壽命（見圖4）及能量轉換效率，可計算獲得電池儲能技術的全壽命周期度電成本（見圖5），國內市場中應用較多的鉛炭電池、磷酸鐵鋰、三元鋰電池和全釩液流電池四類儲能技術中，鉛炭電池全壽命周期度電成本最低，在0.5～0.7 元/kWh。磷酸鐵鋰度電成本0.6～0.8 元/kWh，三元鋰電池1.0～1.5 元/kWh，全釩液流電池受釩價格影響，2018 年成本略有增長。
（3）能量及功率特性決定佔地空間及其適用場景
能量密度方面，從大到小依次為：三元鋰電池（180～240 Wh/kg）、磷酸鐵鋰電池（120～150 Wh/kg）、鉛炭電池（25～50 Wh/kg）、全釩液流電池（7～15 Wh/kg），在對佔地空間要求較高的電網側儲能（一般佔用變電站空間）、用戶側儲能，除了針對應用場景選擇合適的儲能技術，能量密度對標佔地空間也至關重要。基於業內共識，40 尺貨櫃作為標準，三元鋰電池系統能量最高可達4 MWh，磷酸鐵鋰在2～3 MWh，鉛炭電池在1.0～1.5 MWh，個別企業也可以做到約2 MWh。
圖4 電池儲能系統循環壽命
圖5 電池儲能系統全生命周期度電成本
功率特性方面，電化學儲能啟動及響應速度都在ms～s 級，但由於功率密度的不同，鉛炭電池一般適用於3 h 率及以上（放電時長3 h 及以上）的應用場景，主要應用於工商業削峰填谷、備用電源等領域。全釩液流電池一般適用於2.5 h 率及以上的應用場景，主要應用於集中式可再生能源併網、大規模調峰。鋰離子電池應用跨度較大，覆蓋電源側、電網側、用戶側，尤其在電源側調頻、電網側儲能等領域優勢顯著。
（4）服役特性決定儲能系統安全性及其運維難易
儲能技術服役安全性方面，鋰離子電池採用有機易燃燒電解液、電池單體一致性較差、熱失控引起的電站安全問題需要引起重視，運維難度相對較大。鉛炭電池、全釩液流電池屬水性電池範疇，安全性相對較好。
（5）可回收性決定其環境影響並需要納入成本評估
鉛蓄電池回收體系最為完善，鉛回收價值高，一般佔電池投資成本的20%。鋰離子電池因其結構複雜，可回收性較差，現階段應用廣泛的磷酸鐵鋰電池幾乎不包含昂貴金屬，回收價值基本處於負值。其它類型電池儲能技術因應用規模較小，尚不存在回收需求。
3 電池儲能技術市場
截至2019 年6 月底，全球電池儲能裝機7 427.5 MW，佔全球儲能市場的4.1%。中國電池儲能裝機1 160.8 MW。其中，鋰離子電池裝機872.0 MW，佔比75.1%；鉛蓄電池264.2 MW；液流電池19.5 MW；其它電池5.1 MW。
鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、鈉基電池等大類技術的細分技術工程項目小時率分析結果見圖6。
圖6 近3 年投運電池儲能項目不同技術類型小時率
其中，鉛蓄電池以能量型應用為主，尤其是4～8 h 小時率的工程項目較多，僅有2 個項目小時率低於2 h。液流電池和鈉基電池都以能量型應用為主，液流電池儲能項目小時率都在4 h 以上。鋰離子電池儲能體系既有能量型應用又有功率型應用，磷酸鐵鋰、三元鋰電池儲能體系工程應用覆蓋面較廣，鈦酸鋰電池基本以0.5 h 小時率及以下的功率型應用為主。
近3 年間，電池儲能項目累積增長迅速。對大類儲能技術近3 年投運儲能項目進行統計分析，結果見圖7。液流電池、鈉基電池以及其它類型電池技術增長緩慢，尤其是裝機體量較大的鈉硫電池鮮有增長。鉛蓄電池和鋰離子電池增長較快，尤其是鋰離子電池，2016，2017 及2018年環比增長率分別為87%，79.2%和77.5%。
圖7 近3 年投運電池儲能項目裝機規模累計增長
4 問題與挑戰
4.1 技術經濟性制約
除抽水蓄能外，其它類型儲能技術成本仍然較為昂貴。非抽水蓄能技術成本較高是制約儲能產業規模化發展的關鍵因素。當前抽水蓄能電站投資功率成本為1 600～2 100 元/kW，度電成本約0.25 元/kWh。電化學儲能技術中經濟性較好的是鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池，度電成本分別為0.5～0.7 元/kWh 和0.6～0.8 元/kWh。未來低成本長壽命儲能專用電池將是技術研發和市場應用主流。
4.2 技術性能局限性
不同類型儲能技術的特徵參數性能存在短板效應。抽水蓄能選址受限、建設周期長、啟動及響應速度慢、能量轉換效率較低；電化學儲能功率等級較低、持續放電時間短、服役年限尚短，且部分技術存在環境汙染風險；傳統洞穴式壓縮空氣儲能技術對化石燃料依賴度高且對儲氣洞穴有較高要求，新型壓縮空氣儲能技術效率低（一般50%），使用壽命短，高壓密封對裝備質量要求高，運維成本高；飛輪儲能放電時間短，只可持續幾秒至分鐘級，具有一定自放電現象，高速旋轉軸承嚴重依賴進口，「快速-慢速」的調頻切換模式將導致電機系統發熱嚴重，存在安全隱患。氫儲能及其它新型儲能技術尚處於起步階段。
4.3 場景適應性局限
儲能應用場景多樣，針對特定應用場景的本體技術開發布局較少。不同應用場景對儲能技術要求不同，各類儲能技術性能短板決定其應用局限性。抽水蓄能主要適用於跨區域的大電網調峰、長時調頻；雖然電化學儲能在近年來綜合特性指標提升很大，但循環壽命、功率等級等技術指標表現仍與電力系統元件長壽命、大容量的要求存在差異，受度電成本和功率成本限制，尚不夠使其在適用場景中得到大規模應用。同時，針對特定場景的本體技術定製化設計考慮較少，現階段仍是動力電池的移植應用，針對不同應用領域的功率型和能量型產品都需定製開發，以保證應用效益最大化。
4.4 本體安全性制約
鋰離子電池熱失控安全風險較為突出，其它類型電化學儲能技術也存在一定的安全風險。電化學儲能電池管理不當存在火災或爆炸風險。鋰離子電池、鈉硫電池等儲能電站都發生過較為嚴重的起火爆炸事故，嚴重影響政府、產業界及民眾對儲能產業的信任度，極大制約儲能產業健康發展。本體技術內部安全可控和系統級別安全管理是解決電化學儲能電站安全問題的主要方向。
4.5 環境負荷性挑戰
電化學儲能技術包含一定有毒有害物質、高成本元素，有毒有害物質的管控及高成本元素的回收具有挑戰性。電化學儲能電池有害物質可能會通過燃燒、洩漏等方式在運行過程中對環境造成汙染。同時，退役儲能電池若處置不當會對環境造成威脅。此外，含有高附加值元素的退役儲能電池回收對資源的循環利用也至關重要。但由於電池結構過於複雜，回收效率低、產線設計困難、回收經濟性較差等問題將制約未來儲能電池回收產業的發展。
5 結語
中國電池儲能技術短期內預計將以磷酸鐵鋰電池、鉛炭電池和全釩液流電池為主。磷酸鐵鋰電池主要應用於電源側調頻、電網側儲能、「風電+儲能」等領域，並逐步向其它應用領域拓展，隨著儲能成本的降低、多重應用價值的陸續體現，磷酸鐵鋰電池儲能市場空間將會進一步擴大；鉛炭電池將在工商業削峰填谷、「光伏+儲能」等領域擴大應用，並將持續提升服役壽命，降低度電成本；全釩液流電池儲能示範工程規劃斷斷續續，受原材料價格影響，大型全釩液流電池儲能電站工程建設推進速度很慢，極有可能因此錯過關鍵成長及發展期；電動汽車退役鋰電池預計將在2020 年之後進入爆發期，梯次利用鋰電池的市場定位一直模糊不清，電站規模、應用場景、運行安全等方面都亟待研究，尚有大量工作待解決。
未來，電池儲能產品將朝著大容量、大型化、定製化、安全性、易回收、適應性、數位化方向發展。
（1）大容量。在同等規模下，儲能器件大容量可以減少單體電池使用數量，降低單體電池一致均衡的難度，從而降低電池發生熱失控乃至起火的概率。
（2）大型化。電力發電側和電網側單個儲能電站規模過小對電力系統作用微乎其微。目前，電力系統內大量分散式小型儲能電站（單個電站規模多數在30 MW 以內）投運的主要意義是驗證儲能系統的經濟性、可靠性、電網適應性等。未來，配置靈活的電化學儲能技術若想在電力系統中發揮更大的作用並逐步佔據主導地位，大型化是必經之路。自2016 年開始，全球電化學儲能項目大型化趨勢愈加明顯，截至目前，已投運5 座單個大於50 MW 的儲能電站，分別分布在德國、日本、澳大利亞和中國，其中澳大利亞有2 座規模達100 MW。在建及規劃中的儲能項目，超過100 MW 的儲能電站共21 座，其中美國4 座、日本1 座、韓國2 座、英國1 座、德國3 座、澳大利亞6 座、中國3 座、愛爾蘭1 座。隨著電化學儲能在實踐中逐漸證明其經濟性和可靠性，未來將會建設更多更大規模的電化學儲能電站，在源網荷側發揮更大的作用。
（3）定製化。以綜合特性優異的鋰離子電池為主的電化學儲能技術定製化需求將日益增加。2017—2018 年儲能電站運行表現來看，動力鋰電池顯然無法滿足電力儲能應用要求，需針對不同應用場景定製開發不同小時率的儲能產品。按照中國儲能市場現狀，需定製開發大於等於2C 倍率運行的電源側調頻儲能產品、2C～0.25C 的電網側儲能產品、小於等於0.25C 的用戶側儲能產品以及寬倍率運行要求的新能源+儲能混合型產品。而且，伴隨著配用側電力市場化的逐步深入，電力價格波動會愈加頻繁，跟蹤峰谷波動調節出力的儲能產品將逐步成為市場主流。
（4）安全性。標準化儲能貨櫃是未來電化學儲能電站的主要應用形式，貨櫃內部電池一般需經過3 個層次的堆疊，分別是模塊、pack 和電池簇，電池在時間和空間尺度上的運行差異會越來越明顯，從電池本體角度加強電池安全研究，避免電池熱失控造成起火及爆炸事故，意義重大。另外，其它核心器件的本體安全（電源管理系統、儲能變流器等）及相互之間的電氣安全也至關重要。需要從貨櫃內部熱管理、熱失控隔離、電池單體篩選、電源管理系統主動均衡、高效消防策略及裝備等角度多維度全方位提升貨櫃式儲能電站的安全性。
（5）易回收。隨著儲能電站規模的日益增加，退役後儲能電池的回收難題日益凸顯。現有電池，尤其是鋰離子電池，結構設計複雜，自動化回收生產線設計難度大，回收收益不具備吸引力。從電池本體設計出發，研製易回收的儲能電池體系將是未來重要方向。
（6）適應性。適應性主要指電網適應性和環境適應性。電網適應性方面，需要通過儲能變流系統的快速控制，使儲能電站對外呈現虛擬同步發電機特性，從而實現儲能的友好接入；同時，系統具備高/低電壓穿越、高/低頻穿越及弱網適應等功能，要具備電網多種異常工況下不脫網，對系統進行持續支撐的能力。環境適應性方面，噪音和汙染是儲能電站可能存在的會對環境造成負面影響的2 個方面，建設在居民區附近的儲能電站需做好降噪音方案。電站設計上還要考慮起火以及洩露對環境的可能汙染。
（7）數位化。儲能產品全生命周期數位化信息既可以向上為電網調度及監控提供重要支撐，也可以向下為核心部件的狀態診斷、性能提升提供數據參考，需逐步建立數位化信息傳輸、獲取及共享制度化。
梅 簡1，張 傑1，劉雙宇2，裘呂超1
（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014；2.全球能源網際網路研究院有限公司，北京 102209）
本文引文信息：梅簡,張杰,劉雙宇,裘呂超.電池儲能技術發展現狀[J].浙江電力,2020,39(03):75-81.
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