麻省理工学院能源计划未来研究报告：储能技术的未来（一）

麻省理工学院能源计划未来研究报告前言

《储能技术的未来》是麻省理工学院能源计划未来系列研究中的第九个研究项目，该项目旨在阐明涉及能源和环境的一系列复杂而重要的问题。前几个研究项目主要集中在核电、太阳能、天然气、地热和煤炭（碳捕获和封存二氧化碳排放）等能源技术的重要作用以及美国电网系统等。这些研究项目的核心是了解这些特定技术在全球能源系统脱碳和满足未来能源需求方面可以发挥的重要作用。通过为太阳能发电和风力发电等可变的可再生能源提供补充，储能系统将在实现这两个目标方面发挥重要作用，而这些资源是电力部门脱碳的核心。

该研究项目将为政府、行业和学术界提供借鉴和帮助，因为这些部门和机构正在开发新兴的储能产业，并考虑改变电力行业的规划、监督和监管，从而显著增加对可变可再生能源的部署和对储能系统的依赖。该报告是对储能技术进行三年多研究的成果——其中包括开发低成本的长时储能的机会；并通过建模研究，以评估美国地区和新兴市场和发展中经济体国家的未来深度脱碳；在可再生能源发电量在电网中继续增长的情况下的储能技术的类型和作用；以及储能系统对电力系统规划和监管的影响。

这个研究项目是在研究机构麻省理工学院能源倡议（MITEI）发起和进行的，并获得麻省理工学院研究人员为主的咨询委员会的指导，其成员参加多场研讨会；评论麻省理工学院的初步分析、调查结果和建议；并让他们的专家回答问题，并为研究报告的内容做出贡献。

麻省理工学院能源计划未来研究报告摘要

麻省理工学院发布的这项跨学科研究的报告，探讨了储能系统随着电力系统的脱碳成为应对气候变化的核心而在未来发挥的重要作用，指出发电系统的深度脱碳以及多个行业电气化对于限制气候变化及其损害是必要的措施。报告指出，风力发电和太阳能发电的成本大幅降低，并且正在全球范围内大规模部署，并且很可能在未来总发电量中占据很大份额。与传统发电设施不同，这些可变可再生能源(VRE)的电力输出取决于天气条件，而天气有时会迅速发生变化，因此可再生能源发电的调度难以满足电力需求的变化。储能技术是这份研究报告的重点，它可以在平衡电力供需方面发挥关键作用，并可以提供保持脱碳电力系统可靠和具有成本效益所需的其他服务。正如研究人员在这份报告中所讨论的那样，储能系统包含一系列技术，这些技术在材料要求和在低碳电力系统中的价值方面存在差异。随着电网中的储能系统大规模部署，必须调整政策以避免对消费者造成过度和不公平的成本负担，需要鼓励电气化或经济范围内的脱碳，并实现经济的强劲增长，特别是在新兴市场和发展中经济国家。社会正义和公平必须包含在系统设计中。这个研究项目的时间跨度一直扩展到2050年，与其能源计划未来系列之前的研究一致，但也对可以在2030年更近的时间范围内大规模部署的能源技术感兴趣。

储能系统帮助电力系统实现具有成本效益的脱碳目标，在不牺牲电力系统可靠性的情况下，将更加依赖风力发电和太阳能发电。假设可变可再生能源(VRE)成本降低的有利趋势一直持续下去，此项研究项目进行的建模分析确定了电力系统脱碳成本效益的途径——例如相对于美国在2005年的碳排放量的基础上减少97%至99%的排放量，同时保持电网运营可靠性。而电网实现高效的脱碳需要对多种储能技术以及输电、清洁发电和需求灵活性进行大量投资。如果采用“负排放”技术（即从大气中去除二氧化碳的技术），那么少量天然气发电设施也将成为具有成本效益的净零电力系统的一部分。

多种储能技术的基本知识

目前有四种基本类型的储能技术（电化学、化学、热能和机械能）处在不同的技术发展水平。在可变可再生能源(VRE)发电量充足且批发供应价格相对较低时，以及发电量不足批发价格相对较高时，储能系统都可以发挥重要功作用电。储能系统的这种灵活性为电力系统提供了一系列好处。

储能系统的规模可以通过其装机容量（最大瞬时功率）来表征，以兆瓦(MW)为单位；其储能容量以兆瓦时(MWh)为单位；以及往返效率（RTE）用于衡量充放电的效率。

储能系统的储能容量与装机容量的比值就是持续时间，以小时为单位——这是储能系统从充满电开始提供最大功率的时间长度。目前大多数部署的电池储能的持续时间为4小时或更短；大多数现有抽水蓄能(PSH)设施的持续时间为8到12小时或更长时间。储能技术的能量密度也有所不同（能量密度是单位体积可以存储的最大能量）。具有高能量密度的电池技术特别适用于电动汽车(EV)和移动电子产品；尽管如此，能量密度较低的电池技术仍可用于电力系统应用中的存储，而在这些应用中，空间的有效利用通常不太重要。储能技术在其他属性上也有所不同，包括特定储能系统规模经济的程度（地理足迹和模块化）以及其性能随使用而下降的程度。

该报告中考虑的技术根据其电力和能源容量成本分为三大类（见图1）。一般来说，储能容量成本较低和装机容量成本高（图中蓝色区域）的储能技术最适合作为长时储能（持续时间最多可达数天），这些储能技术的充放电不太频繁，例如热储能、化学储能、金属空气电池和抽水蓄能设施等。而棕色区域的储能技术（其中包括锂离子电池储能系统），更适合持续时间较短的储能应用（持续时间为几个小时）和更频繁的充放电。具有中等能力的储能技术（包括液流电池）处于绿色区域。

图1基于装机容量和储能容量成本不同的三种储能技术

电力系统采用的储能技术

这项研究从电化学、热储能、化学储以和机械储能四个方面考察和研究储能技术。但没有对这些类别中的所有选项进行编目，更不用说进行评估。与其相反的是，研究人员重点放在每个类别中储能技术的示例上，并试图突出这些储能技术应用的问题。研究团队考虑的一些储能技术都经过验证，可用于商业部署，例如锂离子电池储能系统、抽水蓄能发电设施和一些热储能系统。而另一些储能技术则需要进一步的研究、开发和示范，直到本世纪30年代或20世纪40年代才有可能大规模上市或应用。表1总结了对近期（到2030年）各种储能技术和储能支持技术及实践可用性的评估。在这份研究报告中考虑的储能技术都可能在2050年前实现商业化运营。

表1 选定储能技术当前创新状况调查结果摘要

能源技术和其他与制造相关的技术的成功创新通常要经过五个阶段：创意、研发、中试、演示和测试、部署。表1展示了各种储能技术的当前阶段。私营企业为储能技术（特别是用于汽车的锂离子电池）提供了大量风险投资。正如这个研究项目中所讨论的那样，电动汽车电池的开发显著地改善了电池储能系统在电力系统的采用。到目前为止，长时储能技术还没有得到其他市场驱动因素的类似帮助。当可变可再生能源（VRE）渗透率较低时，长时储能系统（持续时间大于12小时）的应用价值较低，但随着脱碳要求变得更加严格和对可变可再生能源（VRE）发电的依赖增加时，长时储能技术显然变得更有价值。如果电网运营商在淘汰天然气燃料发电设施（有或没有碳捕获和储存）的情况下尤其如此。长时储能系统在高度脱碳的电力系统中所能提供的价值表明，政府部门应根据不同技术所达到的创新阶段，并加大对各种长时储能系统的支持力度。

当前的政策重点是相对短期的脱碳目标，这促使公众和私人都关注涉及相对成熟技术的下游技术示范和部署。美国能源部（DOE）可以在这一领域发挥有益的作用，但其参与应该反映出从过去的演示和部署工作中吸取的两个重要教训。首先，美国政府应允许更多的行业联合技术示范项目，不受《联邦收购条例》和其他限制技术开发和示范的商业条款的限制。对技术示范和早期部署活动进行公共投资的目的是传播知识，这与要求分摊成本以换取知识产权等政策不符。

其次，加速任何商业技术部署的努力应该依赖于奖励成功但不干预项目管理的激励和机制。美国政府提出了一系列储能技术的税收抵免政策，此外还有输电和各种清洁发电技术的税收抵免政策，其中包括风电设施和太阳能发电设施。发电技术可以将基于绩效的付款（如生产税减免）与发电指标直接挂钩，对储能系统等非发电能源技术的基于性能的支持必须基于预设的开发和运行测试措施。

电化学储能

电化学储能系统包括这个研究项目中讨论的现有电池以及新电池，通常比机械储能系统和热储能系统具有更高的能量密度，但比化学储能系统具有更低的能量密度。电池储能系统的充放电往返效率范围广泛，从锂离子电池储能系统的95%到金属空气化学电池储能系统的40%。而紧凑的占地面积以及独立于水文和地质资源的特点，使电池成为一种用途广泛、高度可扩展的储能技术，其尺寸可以适用于从发电厂到住宅的各种储能应用。因此该研究报告得出了几个关键结论。

锂离子电池具有高能量密度、高功率密度和高往返效率，有助于其在电动汽车中几乎无处不在的使用，并在短时储能（通常持续时间为4小时或更短）应用场景中广泛使用。锂离子电池在快速增长的电动汽车市场中的主导作用吸引了私营部门的大量投资，并支持美国电池制造能力的快速扩张。目前用于电池制造的关键材料价格和可用性导致锂离子电池成本较高，可能会限制在未来的部署，从而激发开发商转向采用更丰富元素的化学物质。锂离子电池正在大力寻求的其他进步也将支持成本和性能的改进。鉴于这些趋势，锂离子电池将继续成为电动汽车和短期储能系统的领先技术，但其在储能容量方面，其成本不太可能降到其他成本低廉的长时储能系统（>12小时）的程度。

为了让长时储能的应用更加经济，美国能源部应该支持研究、开发和示范，以推进依赖丰富材料替代的电化学储能技术。长时储能系统的成本、寿命和制造规模要求有利于探索新型电化学技术，例如氧化还原液流电池和金属空气电池，这些电池使用廉价的材料和更适合长时储能的电池设计应用程序。虽然几种新型电化学技术已经显示出良好的发展前景，但在关键科学、工程和制造挑战方面仍存在知识差距，这表明政府部门协调支持具有很高的价值。其他国家（尤其是中国）正在积极寻求这些技术的创新。

热储能

热储能 (TES)具有适合长期存储能量的属性，包括在低成本材料中有效存储热量的能力。这份研究报告讨论了几种通用的热储能 (TES)策略，这些策略反映了不同程度的技术水平。

一种可能的热储能 (TES)方法侧重于通过在现有发电厂重新使用蒸汽轮机并增加储热和蒸汽发生器来代替现有的采用化石能源的燃料锅炉，从而降低将热能转化为电能的成本，这是热储能 (TES)系统主要的成本组成部分。这种改造现在可以使用经济可行的技术来完成，它可能对工厂和当地社区很有吸引力，因为它可以作为一种使用资产的方式，否则这些资产会随着电力系统的脱碳而被废弃。

化学储能

氢气被广泛认为是一种领先的化学储能介质，因为它可以在简单的步骤中直接从电力中生产出来，并作为发电燃料或其他工业过程的原料或热源使用。因此该研究项目在化学储能部分重点介绍氢气。

氢气作为电力部门的一种储能形式，其作用可能取决于氢气在整体经济中的使用程度和在未来的生产、运输和储存的成本，以及氢气用途的创新速度。氢气目前作为许多工业过程的原料生产、运输、销售。如今，主要的制氢技术依赖化石燃料生产，并会产生碳排放。而利用低碳电力通过电解水生产低碳氢气的能力，可以支持工业和运输等最终用途部门以及电力部门的脱碳。图2展示了在可再生能源发电量较低的时期，通过电解产生的氢气如何作为工业和发电的低碳燃料。将电解槽用作电力系统的可调度负荷，还可以通过提高可再生能源资源的容量利用率来降低电力系统脱碳成本。

图2 氢气在电力行业的耦合示意图

研究团队致力支持美国能源部为制定解决氢气生产、运输和储存问题的国家战略所做的努力。特别是，现有的天然气输送管道是否能够在不受影响的情况下输送氢气，无论是在减压下，还是在氢气与天然气或其他化合物混合的情况下，安全性仍然是一个悬而未决的问题，需要美国能源部和美国交通部开展政府支持的研究。朝着这个方向迈出的重要一步是最近的立法呼吁美国至少建立四个氢气生产枢纽。

机械储能

电能可以转化为重力势能、动能等多种形式的机械能；电能也可用于压缩气体（例如空气）。其中一些形式的机械能适用于大规模和长时间的储能。作为一个类别，机械储能包括多种技术。然而，所有这些技术的一个共同特点是它们的能量密度远低于化学储能或电化学储以技术的能量密度。因此，机械储能系统往往占地面积大，并且对地理位置和条件的要求较高，因此它们不太适合在小型设施中使用。

抽水蓄能设施(PSH)将能量存储在上游水库的中。抽水蓄能设施(PSH)是一种广泛部署的成熟储能技术，占全球各地和美国目前存在的电网规模储能容量的90%以上。然而，自从上世纪90年代以来，抽水蓄能发电设施(PSH)的部署在美国和其他国家显著放缓。除了其他因素之外，这一趋势反映了由于更多地使用灵活的天然气发电而导致日内能源套利价值降低。此外，抽水蓄能设施(PSH)项目的初始投资成本高，规模和选址要求不灵活；从历史上看，这些项目也经历了漫长的建设周期和重大的成本超支。

虽然不是严格意义上的电能存储技术，但现有的传统水电设施可以在平衡严重依赖可再生能源的电力系统供需方面发挥更大的作用。在具有巨大潜力发挥这一作用的地方，电力系统规划者应该考虑增加水库用于平衡电力系统的水量。

先进压缩空气储能(CAES)系统将压缩空气储存在地下洞室或地上储罐中；一些先进压缩空气储能(CAES)系统还可以存储压缩空气时产生的热量。这项技术已被广泛讨论为潜在的电网规模储能系统，但它面临大规模部署的重大障碍。尽管先进压缩空气储能(CAES)的成本估算存在多种不确定性，但该技术的成本通常高于未来可用储能技术的成本。

将储能系统与正在退役的现有电厂共址部署，可以通过共享使用现有电网互连设施以及在某些情况下其他电厂设施来降低储能成本。使用现有的互连设施将节省时间和成本。此外，如上所述，现有化石燃料涡轮机可以在热储能系统中重复使用，该系统使用零排放热量或燃料为现有涡轮机提供动力。美国能源部应该调查热储能技术的成本和系统影响，以及其他有望重用现有资产的方案，以及邻近社区对此类重用策略的社会接受度，并应在适当的情况下赞助示范项目。

具有储能功能的高效可再生能源电力系统：建模结果、对治理和政策的影响

本节探讨了储能系统在发达国家和新兴市场发展中经济国家背景下的潜在作用。美国和印度三个不同地区的结果分别说明了这两个国家的储能部署情况。

（1）发达国家的建模结果：美国三个地区

研究团队对美国电力部门的建模集中在三个地区：东北部地区（纽约州和新英格兰地区）、东南部地区以及德克萨斯州在2050年最新部署的储能系统。这些地区在电力需求概况、风力发电和太阳能发电资源以及水电和现有核电资源的可用性方面存在显著差异。这些差异会影响在没有碳排放限制的情况下成本最低的发电组合以及实现不同程度脱碳的成本。图3显示了2050年每个地区在两种政策情景下的年发电量、可交付能源容量和电力系统电力成本的模拟预测：无碳限制和排放限制在5克碳排放量/kWh。如果2050年的电力需求与2018年的水平相同，那么将美国电力部门的平均碳强度降低到5克碳排放量/kWh，将使2050年的碳排放量与2005年相比降低99.2%。另一方面，如果2050年用电量增长的需求大于2018年，正如该项研究用于模拟储能系统影响的电力需求情景中所预测的那样。美国各行业的平均碳排放量与2005年相比，电力部门排放量减少了98.7%。图3说明结果来自仅假设锂离子电池和抽水蓄能的情景可用，研究团队对美国地区的建模评估了广泛的其他储能技术。

图3 相对于电力需求的年发电量

储能技术能够替代或补充电力系统的所有其他要素（包括发电、输电和需求响应），再加上气候变化对电力需求和供应的不确定性影响，意味着需要采用更复杂的分析工具。需要规划、操作和规范未来的电力系统，并确保电力系统的可靠性和效率。重要的关注领域包括电力系统稳定性和调度（包括在系统调度和批发市场中实现分布式存储和发电资产的参与和补偿）、资源充足性和零售率设计。新分析工具的开发必须伴随着对监管机构补充人员配备和技能提升计划的额外支持。这项工作应由美国能源部与独立系统运营商和区域输电组织(ISO/RTO)合作开展。

在深度脱碳的电力系统中，每小时批发价格或能源边际价值的分布将会发生变化，与目前的批发市场相比，电力的零价格或极低价格的时间要多得多，高价格的时间也要多得多。

这是因为，与目前主要依赖火力发电设施的电力系统相比，以可再生能源为主的部署储能系统的电力系统将具有相对较高的固定投资成本和相对较低的边际运营成本。图4比较了德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)的电力系统中2018年和2019年的每小时批发电价格分布，该电力系统几乎覆盖了德克萨斯州的所有地区，以及2050年的情景。图中的条形代表无限制和受碳限制的德克萨斯建模案例的价格分布。增加对可再生能源发电设施的依赖，边际成本为零。随着碳限制变得更加严格（即允许的排放量逐渐降低），这种影响会增加。在价格最高的时段，如柱形顶部和图中的分解部分所示，模拟价格明显高于当前德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)市场的价格。

图4 德克萨斯州每小时能源边际批发价格

相对较高的资本成本和价格非常低的更长时间相结合，将为可再生能源的发电和存储带来融资挑战，特别是因为监管机构可能会继续限制（就像他们目前所做的那样）极高的价格，否则这些价格可能会支持成本回收。批发电价的未来模式和通过脱碳电力电气化使其他行业脱碳的目标，也强化了采用零售定价和零售负荷管理选项的好处。

允许在具有更好的位置增加可再生能源的部署，并通过平衡连接区域之间的资源间歇性和减少可再生能源供需地理差异的影响来改善可再生能源集成，这对于具有成本效益的脱碳也很重要。目前，具有成本效益的输电项目将具有丰富可再生能源的地区的电力带到主要负荷中心的可能性将面临延长的延误或取消，这表明需要进行法律和监管变革以减少输电扩展的障碍。输电容量的不足可能会导致储能系统在未来发挥更大的作用以及电力系统在未来更高的成本。

（2）新兴市场、发展中经济体国家的建模结果：印度

研究表明，依赖燃煤发电的新兴市场和发展中经济体无法获得丰富的低成本天然气基础设施，例如印度代表了储能技术电力系统应用的一个非常庞大且重要的未来市场。该项研究的建模表明，储能系统将主要部署在输电层面，在城市配电网络中还有重要的附加应用。整体经济增长（尤其是空调在印度的迅速普及）将成为储能部署的主要驱动力。假设技术成本持续下降，发现从成本的角度来看，印度的可再生能源发电设施在中长期内与燃煤发电厂竞争具有优势，但现有燃煤发电厂仍然缺乏碳定价，如图5左侧所示。图5右侧显示了假设印度可以使用低成本储能系统和可再生能源发电技术的场景的建模结果。这些结果表明，与基线预测相比，印度电力系统的系统成本和模拟二氧化碳排放量均显著降低（见左图）。无论碳排放是否有上限或税收，电力系统成本和二氧化碳排放都会降低。这一结果突出了降低储能成本的全球环境效益。

图5 锂离子电池储能成本预测对印度大容量电力系统演进的影响

其他研究主题

除了该研究中讨论主题之外，还有几个与储能系统相关的主题值得关注。其中包括：（1）制造和供应链趋势，对储能技术的可用性和成本以及美国竞争力的影响；(2)经济范围内脱碳的经济和监管政策框架的稳定性与实现净零碳电力部门所需的时间之间的关系；(3)建立对报废电池回收和再利用的期望；(4)环境鉴定，特定储能系统的健康和安全方面；(5)负载灵活性和需求响应的实际可用范围，以减少储能需求和相关成本。 （未经许可，严禁转载，未完待续）

麻省理工学院能源计划未来研究报告

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