细说储能：能源利用方式变革之支点

　　钒电池：全钒氧化还原液流电池，简称钒电池。其工作原理是通过采用不同价态的钒离子溶液分别作为正负极活性物质，通过外接泵把溶液从储液槽压入电池堆体内完成电化学反应，之后溶液又回到储液槽，液态的活性物质不断循环流动。

　　钒氧化还原电池所有的反应物都在溶液中，其储能容量与输出功率无关。因此钒电池可以很容易地实现储能容量的经济扩容。钒电池可以通过更换电池堆进行重复使用，电解液和储能罐也能重复使用。钒电池的充放电效率约为75%电池单元的输出响应很快，可以在几毫秒内完成从0功率运行到满功率输出，由于系统中其他设备的限制，钒电池系统的输出响应时间大约20ms。液流电池具有能量转换效率高、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、维护费用低等优点。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。

　　钒电池的关键技术在于关键材料制备与成本控制方面，包括高稳定性电解液高选择性低成本离子交换膜、高反应活性电极等，另一方面关键材料的批量化制备技术，也是液流电池的产业化的关键基础技术。

　　镍氢电池：镍氢电池是由氢离子和金属镍合成，电量储备比镍镉电池多30%比镍镉电池更轻，使用寿命也更长，并且对环境无污染。镍氢电池的缺点是价格比镍镉电池要贵好多，性能比锂电池要差。

　　锂电池：锂离子电池以含锂的化合物作正极，如钴酸锂(LiCoO2)、锰酸锂(LiMn2O4)或磷酸铁锂(LiFePO4)等二元或三元材料;负极采用锂-碳层间化合物，主要有石墨、软碳、硬碳、钛酸锂等;电解质由溶解在有机碳酸盐中的锂盐组成的。其工作原理如图所示，充电时，锂原子变成锂离子通过电解质向碳极迁移，在碳极与外部电子结合后作为锂原子储存，放电的时候整个过程可逆。

　　与其他传统蓄电池相比，锂离子电池具有比能量高、额定电压高、大电流放电能力强、高功率承受力、自放电率低等优点，其比能量(200Wh/kg)达到了铅酸电池的5倍左右，单体工作电压为3.7V或3.2V，循环寿命在浅充放模式下可以达到3000~5000次，储能效率可以达到90%以上。但锂离子电池耐过充/放电性能差，组合及保护电路复杂，成本相对于铅酸电池等传统蓄电池偏高，这些因素制约了锂离子电池在大型动力和储能电池领域的应用。随着新能源汽车、可再生能源及分布式电站技术的发展，锂离子电池在新能源汽车、可再生能源接入及小型分布式电站等方面的应用受到越来越多的关注。

　　钠硫电池：钠硫电池的正极为液态(熔融)的硫，负极为(熔融)的钠，两者通过固态氧化铝陶瓷分离开，电解质只允许正钠离子通过和硫结合形成多硫化物：放电时，带正电的钠离子通过电解质，而电子通过外部电路流动产生大约2V的电压。充电时，整个过程逆转，多硫化钠释放正钠离子反向通过电解质重新结合为钠。整个电池正常工作需要保持温度在300℃-350℃。

　　典型的钠硫电池的循环寿命周期约为2500次充放电循环。该电池典型的能量功率密度分别为150-240kWh/m3和150W/kg-230W/kg，并且单元效率很高(75%-90%)，拥有的脉冲功率可达连续工作的六倍(脉冲时间可达30秒)。这种特性使钠硫电池可同时用于提高电力质量和调峰，具有很好的经济性。如上所述，硫化钠电池需要在高温下工作(300℃-350℃)，因此它的主要缺点是需要热源，使用电池自身存储的热量来维持系统温度，从而降低了电池的部分性能。而另一个主要问题是初期成本较高(2000美元/KW和350美元/KWh)，但是随着产能的扩大，预期成本将会降低。

　　铅酸电池：铅酸电池是指电极由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的一种蓄电池。在充电状态下，铅酸电池的正极主要成分为二氧化铅，负极主要成分为铅;放电状态下，正负极的主要成分均为硫酸铅。图1为铅酸电池的工作原理。放电时，正极的二氧化铅与硫酸反应生成硫酸铅和水，负极的铅与硫酸反应生成硫酸铅;充电时，正极的硫酸铅转化为二氧化铅，负极的硫酸铅转化为铅。

　　铅酸电池未来的主要发展趋势在于优化电池关键原材料的制备技术，改进电池结构设计、制造工艺和提升电池工况适用范围等。同时许多企业在开发新型的铅酸电池，如铅碳电池、超级铅酸电池和水平铅酸电池等，这些新技术有望使铅酸电池在储能密度和循环寿命上有所突破。

　　抽水蓄能：抽水蓄能电站在用电低谷通过水泵将水从低位水库送到高位水库从而将电能转化为水的势能存储起来，其储能总量同水库的落差和容积成正比在用电高峰，水从高位水库排放至低位水库驱动水轮机发电。抽水蓄能电站的工作方式同常规水电站类似，具有技术成熟、效率高、容量大、储能周期不受限制等优点。但是，抽水蓄能电站需要优越的地理条件建造水库和水坝，需要的建设周期很长(一般约10~15年)，初期投资巨大。不仅如此，建造两个大型水库会淹没大面积的植被甚至城市，造成生态破坏和移民问题。抽水蓄能电站的发展趋势主要包括大容量机组、高水头水泵水轮机、高转速大容量发电机、变速调节控制、无人化智能控制与集中管理、信息化施工、隧道掘进机开挖技术、新型钢材和沥青混凝土技术等。

　　压缩空气：传统压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术的储能系统。其工作原理是，在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来;在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室燃烧，然后驱动透平发电，如图3所示。传统压缩空气储能系统具有储能容量较大、储能周期长、效率高和投资相对较小等优点。但是，传统压缩空气储能系统不是一项独立的技术，它必须同燃气轮机电站配套使用，不能适合其他类型电站，特别不适合我国以燃煤发电为主，不提倡燃气燃油发电的能源战略。而且，传统压缩空气储能系统仍然依赖燃烧化石燃料提供热源，面临化石燃料价格上涨和污染物控制的限制。此外，同抽水蓄能电站类似，压缩空气储能系统也需要特殊的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等。

　　飞轮储能：飞轮储能是将能量以飞轮的转动动能的形式来存储。充电时，飞轮由电机带动飞速旋转;放电时，相同的电机作为发电机由旋转的飞轮产生电能。储存在飞轮中的能量与飞轮(以飞轮转轴作为其转动惯量的参考轴)的质量和旋转速度的平方成正比。可见，虽然可以通过提高飞轮总质量来达到更大的储能量，更为有效的方法是提高飞轮的转速。飞轮储能具有储能密度较高(30Wh/kg和1kW/kg)、充放电次数与充放电深度无关、能量转换效率高(可达90%)、可靠性高、易维护、使用环境条件要求低、无污染等优点。图中为一个典型的飞轮储存装置。该装置包括高速旋转的飞轮;封闭的壳体提供了一个高真空环境(~大气压力)以减少阻力损失，并保护转子系统;轴承系统为转子提供低损耗支撑;以及电源转换和控制系统。

　　五、制约储能发展的因素

　　有人会问，储能这么重要，为什么储能市场还没起来呢?问题在产品本身。现在储能产品尚未达到商业化的地步。当前，市场对储能产品的要求为：2000元/千瓦时，寿命5-10年，免维护或少维护，安全可靠，各家电池技术与工艺成熟度离商业化要求还有些差距。锂电钠硫价格和安全性不够，铅酸寿命不达标，钒电池价格与占地面积稍大，锌溴认知度不高，产品商业化不够等等，我在平台的第二篇文章中有过阐述，这里不再重复。

　　六、国内外储能现状与政策

　　纵观全球储能政策，国外领先，国内落后，中国至少落后美国5年，证据如下：2011年美国通过法律将储能作为调频服务的单独机构，而这一类似政策在我国的出台时间是2016年。16年前后，中国政府支持储能发展的态度逐渐清晰，针对储能的政策陆续公布13五规划纲要明确提出了发展储能与分布式能源，国家能源局也在三月份印发了“储能参与三北地区调峰”的文件：规定明确了10MW以上，充电4小时的储能系统可参与调峰。这是有史以来最为明确的储能政策。储能前景进一步明朗其他各国政策和时间各有差异，见下表。

　　美国：美国计划2030年光伏发电占比达到10%，美国政府、能源部以及地方政府在2010年后密集出台法律和政策，扶持储能技术，美国能源部制定了2011-15年储能发展计划，美国能源委员会通过《为效果付费政策》正式将储能列为调频服务的单独机构，给予储能平等的竞争机会。加州政府对储能的支持更为直接，出台AB法，规划储能发展路线，通过《SGIP计划》给与储能系统单独补贴。

　　德国：德国政府一直重视新能源发展，德国依靠强大的电网运行管理实力，在没有储能的情况下，新能源的接入比例高达30%，接近饱和，政府计划2050年新能源占比达到100%，为此，储能补贴已经开始，目前，针对户用光储系统进行600欧元的一次性补贴。除此之外，德国对储能规模和储能方案作了界定，以100kwh为界限，以下用铅酸和锂电，以上用液流电池。

　　日本：日本10年通过能源基本法，大力扶持储能技术进步，投入规模超过100亿日元。11年大地震后，为推进能源安全，又加大了对储能技术开发的拨款。

　　澳大利亚：澳大利亚对储能的发展也是先立法，后补贴，比如05年出台的先进储能技术计划，集中补贴了一批储能项目，包括Redflow和zbb等，金额共计超过2000w美元，09年以后，成立两个部门，扶持储能技术发展，一个负责储能技术的前期研发示范，一个为具有成熟技术或商业化潜力的新公司提供帮助。

　　七、中国储能机遇与挑战

　　中国作为能源大国，发展储能优势明显，具有庞大的储能市场，强大的储能需求，低廉的研发成本、发达的基础工业、廉价的原材料，又加上近年来一直向好的储能政策，吸引越来越多的国际储能企业和储能技术入住中国，在国内寻找储能商业化的机遇。我在下图列举了三种大规模储能技术的中国化历程：

　　钒电池：钒电池储能最先由新南威尔斯大学提出，98年澳大利亚的pinnacle

　　VRB公司购买西南威尔斯大学的专利技术，开始钒电池应用研究，01年加拿大VRBPower收购澳大利亚pinnacleVRB，继续钒电池商业化研究，并推出相关模块化产品，09年，北京普能收购加拿大VRB，借助攀钢钒矿优势，试图降低成本，以实现商业化，并在2011年拿到张北工程1MW储能示范项目。

　　钠硫电池：1967年，福特汽车申请世界首个钠硫电池专利，应用目标是电动汽车项目，后因为问题太多而终止开发，85年日本NGK公司在日本政府的资助下研究钠硫电池在电网中的应用，02年开始首个示范项目，2006年，上海电力联合上海硅酸盐研究院共同开发钠硫电池，目前在崇明岛开始示范运行。

　　锌溴电池：94年ZBB购买江森自控相关专利技术，开始锌溴电池商业化研究，目前有模块化的产品，2011年ZBB与鑫龙电器合资成立安徽美能，进军中国储能市场，同年，百能汇通得到风投资金，开始电池国产化研究，国电南自、特变电工等企业也纷纷加入锌溴技术引进，探索储能领域的应用。

　　八、全球储能行情

　　在各国的共同努力下，储能市场呈现了蓬勃发展的趋势，根据最新预测，2020年，储能系统累计安装量将达到11.3GW，容量也将突破30GWH。

　　九、结束语

　　各种信息表明，储能市场风云涌动，各种新技术也层出不穷，因其技术成熟度不足，距离商业化较远等因素，这里没有作介绍，但是，我必须说，这是一个没有老大的行业，用陈清泉院士的话讲：目前的储能技术虽然有很多，但每一种都有其优缺点，可以发挥自身优势，应用在不同场合，没有一种技术可以垄断一切、包打天下。对多种多样的储能技术，要鼓励百花齐放。政府通过建立公平公正公开的体制机制，进行监管，最终让市场来检验各种储能技术的实践。