详解电化学储能在发电侧的应用

随着国家环境保护力度的不断加强，新能源发电装机占比逐渐攀升，我国能源结构正在逐步转型。储能系统因其响应速率快、调节精度高等特点，成为能源行业中提升电能品质和促进新能源消纳的重要支撑手段，受到越来越多的重视。并且由于储能技术的进步、产品质量的提高及成本的不断降低，储能技术已具备商业化运营的条件，尤其是多种电化学储能技术的发展逐步扩展了储能的应用领域。

除了技术的进步，国家政策法规的颁布、电力市场改革的不断深化，也促进了电化学储能技术的应用推广。本文从数据的角度概要分析了储能在全球电力行业中的应用现状，对国内电化学储能产业政策和标准的发展进行了总结，并介绍了电化学储能的种类、技术路线以及系统集成关键技术。除此之外，针对发电侧，重点从功能、政策和应用项目等方面论述了电化学储能技术在大规模新能源并网、辅助服务及微电网等有商业价值的应用场景。最后对电化学储能技术在未来能源系统中的前景和发展趋势做了展望，并在促进储能商业化运营及推广方面对储能企业提出了发展建议。

目前，我国电力生产和消费总量均已居世界前列，且保持高速增长的趋势。国家统计局发布的数据显示，2018年1～12月份，全国规模以上发电企业累计完成发电量67914 kW·h，同比增长6.8%，全国全社会用电量68449 kW·h，同比增长8.5%。而在电能供给和利用方面我国却还存在结构不合理、综合利用效率较低、新能源渗透率较低、电力安全水平亟待提升等问题[1]，因此如何保障经济发展中电力生产与供应的安全，同时又实现节能减排与环境保护，是我国电力行业发展的重大战略任务。近年来飞速发展的储能技术为解决以上问题提供了可行性。储能成本和性能的改进、全球可再生能源运动带来的电网现代化与智能化，以及电力市场改革带来的净电量结算政策的淘汰、参与电力批发市场、财政激励、FIT（太阳能发电上网电价补贴政策）等因素的驱动，使得储能在全球掀起了一场发展热潮。储能使电能具备时间空间转移能力，对于保障电网安全、改善电能质量、提高可再生能源比例、提高能源利用效率具有重要意义。基于储能在电力行业的重要作用，各类储能项目在全球范围内持续落地，累计装机容量节节攀升。

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，截至2018年底，全球已投运储能项目累计装机规模为181.0 GW，同比增长3.2%[2,3]。电化学储能装机为6.6254 GW，同比增长126.4%，占比为3.7%，较上一年增长2.0个百分点。各类储能具体占比如图1所示。目前，中国已投运储能项目装机规模31.3 GW，占全球市场的17.3%。其中，电化学储能是除抽水蓄能外装机规模最大的储能形式[4]，累计1072.7 MW。同时，电化学储能也是目前各类储能应用中，除抽水蓄能之外应用最广泛、技术发展最快、产业基础最好的储能技术。以锂离子电池、铅酸电池、液流电池为主导的电化学储能不仅在电池本体技术和系统集成技术层面取得了重大突破，并且在发电领域的场景应用范围也实现了重要扩展。因此本文主要针对电化学储能相关政策、技术及其应用予以阐述。

1 电化学储能产业政策及标准现状

2018年被业内较多人士称为电化学储能发展的元年，电化学储能多项政策的颁布促进了项目的落地和推广，而越来越多项目的建设反过来推动了政策的不断细化。然而电化学储能产业的技术标准和体系却相对发展缓慢，这对于电化学储能的发展带来了一定的延滞。

1.1 多项利好政策的颁布

电化学储能技术的进步推动了产业应用，为了保障电化学储能产业健康发展，截至目前，国家与地方相继发布涉及储能的政策、规划、指导意见等文件近50项，电力辅助服务相关政策30余项，微电网相关政策近20项，其中电化学储能相关政策占据了较大比例。这些政策的颁布，有利于优化储能产业发展结构，大大推动储能产业更好更快发展。2019年以来，电化学储能产业政策仍旧持续出台。1月30日南方电网公司《关于促进电化学储能发展的指导意见》（征求意见稿）指出了南方电网发展电化学储能的四项重点任务：深化电化学储能影响研究、推动技术应用、规范并网管理、引领产业发展。2月18日国家电网《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》要求在规范电化学储能接入系统和管控、深化电化学储能关键技术研究和标准系统建设、加强信息管理及平台规划等方面，推进电源侧、电网侧和客户侧电化学储能成长。上述指导意见对推动电化学储能技术在电力领域的应用具有重要意义。在这些政策的推动下，截止目前，电化学储能调峰、调频项目已有数十个投运或在建。

1.2 标准和体系的缺乏

相比于国家及地方在电化学储能产业应用方面政策的出台速度和数量，行业内相关技术标准和检测认证体系的发布速度却略显滞后，截止2019年3月，电化学储能行业的国家标准不足20项。在电化学储能技术层面，从设备到系统的各项性能指标缺乏明确限定，系统在不同场景中的应用策略缺乏针对性研究。在电化学储能安全层面，在已经投运的电化学储能电站项目中，在2017年8月至2019年2月仅一年半的时间内，韩国就已经发生火灾事故达到21起之多，国内无论是发电侧、用户侧或是电网侧也都有火灾安全事故发生。目前行业内从电化学储能设备的生产、安装、运输、系统集成、功能验证以及后期的运行维护等，都急需相关标准和认证体系的颁布，为电化学储能项目的良好发展提供安全保障。

2 电化学储能应用技术概述

电化学储能并不是一项新兴的技术，但是电化学储能产业却是一个亟待发展的领域。本部分着重对电化学储能技术本体技术及系统集成关键技术及进行论述。

2.1 电化学储能电池本体技术

电化学储能电池的分类较多，特点都不尽相同，主要的技术指标有：比能量、功率密度、电池效率、系统寿命、全生命周期的成本及收益、安全和环境等方面。电化学储能电池中以锂离子电池的装机规模为最大，尤其是2018年，大批电网侧、发电侧电化学储能项目陆续建成并投运[5]。锂离子电池的成本逐年降低是造成这种现象的主要因素，CNESA统计预测，到2020年，锂离子电池成本将会降至1000～1500元/（kW·h），电化学储能电池今后必将成为锂离子电池应用方向的主题。锂离子电池的细分种类也较多，常用锂离子电池技术指标的详细对比如表1所示，新型锂离子电池如表2所示。

表1常用锂离子电池技术对比Table 1Common lithium-ion battery technology comparison

表2新型锂离子电池Table 2New lithium ion battery

除锂离子电池之外，液流电池、铅酸电池也是应用较为广泛的电池类型。液流电池种类较多，包含全钒氧化还原液流电池、锌-溴液流电池、多硫化钠-溴液流储能电池、钒-多卤化物液流电池、铁-铬液流电池、锰-钒液流电池、铈-钒液流电池、单液流铅酸与锌-溴液流电池、锕系元素液流电池等[9]。国内发展势头良好，国家能源集团在该领域也逐渐发力，其产品千瓦级液流电池功率密度超过500 mW/cm2，高于同级别传统液流电池2～3倍。我国铅酸蓄电池行业发展较为成熟，主要实行以销定产的运营模式，但供需缺口始终不平衡，需求大于供给，缺口持续扩大。而钠流电池在国内商业化发展较国外例如美国和日本来说相对滞后，目前仅有示范应用项目。其他化学电池如表3所示。

表3其他化学电池Table 3Other chemical batteries

2.2 电化学储能系统关键集成技术

为实现电化学储能系统的落地应用，除电池本体技术外，电化学储能系统集成技术尤为重要，例如电池本身充放电效率若为95%，系统集成后的实际应用中，效率会受到集成方式的影响而降低。电化学储能系统集成关键技术主要包括电化学储能变流器系统技术（power conversion system，PCS）、电池管理系统技术（battery management system，BMS）及能量管理系统技术（energy management system，EMS）等[12]。电化学储能系统拓扑如图2所示。图1全球已投运储能项目装机分布Fig.1Global installed capacity of installed energy storage projects

图2电池储能系统拓扑Fig.2Topology of energy storage system

（1） 电化学储能变流器系统PCSPCS是储能与交流电网连接的枢纽[13]。目前市面上PCS的规模从几kW到几MW均有成熟产品，只是不同的规模等级应用的场景有所区别：户用型基本在几十kW下，工商业用户型基本在几十kW至几百kW之间，而在电网应用领域PCS的规模将达到MW级。大功率大容量电化学储能PCS的研究是当前电化学储能应用的热门[14]。

（2） 电池管理系统BMSBMS贯穿了电化学储能电池本体与应用端[15]。除了电池剩余电量SOC的准确计算与应用研究之外，基于大数据平台，开展针对电池应用过程中的健康诊断、能效分析、故障预警等综合服务研究也是当前的热点。

（3） 能量管理系统EMSEMS是能量与信息管理的融合[16]。针对电力辅助服务领域、大规模新能源并网领域、峰谷差套利等应用场景，充分考虑系统寿命和安全性，研究基于收益最大化的电化学储能系统充放电运行控制策略是目前EMS研究的热点。

3 电化学储能在发电侧的应用方向

电化学储能的应用分为能量型应用和功率型应用。能量型应用要求较长的放电时间，对响应时间要求不高。而功率型应用要求有快速响应能力，对放电时间要求不高。电化学储能技术在电力领域中的应用分为发电侧、输配侧、用户侧三个方向。随着电力市场的不断开展以及储能技术在应用模式上的不断创新，三个方向界限也逐渐模糊。针对发电侧应用领域，概括起来，电化学储能系统的应用主要包括三个方向，分别为大规模新能源并网、电力辅助服务以及微电网。

3.1 大规模新能源并网领域

近年来，我国电力产业逐步向低碳方向发展，新能源发电得到了长足的发展，风电、光伏穿透率不断攀升。在三北地区一些省份，新能源发电装机容量已经达到了100%当地用电负荷。但是，由于新能源的波动性对电网的安全稳定产生了不可忽视的影响。同时《风电场接入电力系统技术规定》以及部分地区的两个细则都对新能源的并网指标提出了严格要求，达不到要求就面临考核，影响经济效益。此外，为弥补新能源MPPT模式带来的问题而加装的集中式无功补偿装置，给新能源的投资运行带来了挑战。因此摸索电化学储能与新能源发电经济、有效、共赢的结合模式是当前的研究热点。

电化学储能在新能源领域既有功率型也有能量型应用，这是由新能源发电的波动（频率波动、出力波动等）从数秒到数小时之间造成的。在实际工程项目的应用中针对光伏以能量型应用为主，对风电以功率型应用为主。电化学储能因其快速响应、爬坡率大等特点可在大规模新能源并网中发挥有功功率波动平抑、一次调频支撑、被动响应无功支撑和计划出力跟踪等功能，主动支撑电网稳定运行，降低新能源机组波动性，提升其可控、可计划性，减小电网对新能源机组的调度难度。另外，大规模的电化学储能还可实现弃风、弃光回收功能，在限电情况下一定程度挽回业主损失电量。因此，电化学储能技术在大规模新能源并网的应用，可以在保证新能源穿透率的情况下，提高电网系统运行的稳定性，并提高入网电能质量。

相比于其他领域，储能在新能源并网应用中需要满足一些特殊要求：由于新能源电站所处地理位置较为偏远，储能系统需满足配置灵活、安装方便、使用寿命长等特点，以减少建设周期，并尽可能做到减少维护或免维护；另外新能源电站环保要求较高，储能电池、装置在选择时应尽量具备绿色无污染等特点。储能系统的放电以低倍率0.5 C、1 C为主，PCS接入方式以百千瓦级多机并联经过升压接入6 kV或10 kV母线为主。目前，锂离子电池或钒液流电池被公认为该应用领域的主要技术手段[17]，其中磷酸铁锂电池市场占较高，而随着三元锂电池在电化学储能项目中暴露出来与日增加的安全问题，越来越多的集成商逐渐避免采用三元锂系电池。另外，超级电容在功率波动平抑，铅碳电池在弃风、弃光回收等应用场合也有应用案例。表4中列举了国内具有代表性的大规模新能源并网项目。

表4大规模新能源并网储能项目Table 4Large-scale new energy grid-connected energy storage project

3.2 电力辅助服务领域

从电力供应角度，随着新能源发电在电网中比重的增加，为了平抑波动性很大的风电或光伏电源，电网中必须配置相应的备用电源容量。从负荷需求角度，随着电力市场改革的深化，为了保证电力市场稳定，提高电能安全和电能质量，也要求储能等快速响应电源参与到电力辅助服务市场中来。辅助服务种类主要包括调峰调频、SVG（static var generator）无功补偿、电网黑启动等。调峰主要是能量型的应用，而调频是典型的功率型应用，目前较为成熟的应用包括抽水蓄能电站调峰与锂电池火电联合调频。

自2013年来，电化学储能联合火电机组调频达到了规模化推广[18]。电化学储能电池可充分发挥调节精度、响应时间、调节速率上的优势，与火电机组联合运行，优化机组AGC（automatic generation control）综合调频性能指标[19]，依据按性能付费的原则获取更多辅助服务利润。AGC调频作用时间短，功率需求高，能量需求低，因此高倍率储能电池是较为合适的选择。针对高倍率电池在集装箱成组时，通常应增加单独风道设计，提高系统安全性能。储能系统的放电以2 C、4 C等高倍率为主，PCS接入方式为百千瓦级多级并联经过升压接入6 kV或10 k V母线，或通过高压级联接入10 kV并网，功率可达2 MW。在火储联合调频中储能一般按火电装机的3%×0.5小时的方案进行配置。

由此获得的收益，多数情况下电厂与投资者之间按照二八比例分成，但近期由于电化学储能参与火电机组调频项目已建、在建和中标的项目超过30个，地区市场也从华北电网向蒙西电网、南方电网分散，利益分成模式逐渐趋向多元化。投资者为了获得市场，分成比例甚至出现五五分的现象，这给项目的投资回收增加了更多的不确定性。表5列举了国内部分电化学储能联合调频项目信息。

表5储能联合调频项目案例Table 5Energy storage joint frequency project case

近期国家电网在江苏、河南、湖南等地陆续规划了多个百兆瓦级电化学储能项目，有效支撑了电网稳定运行，发电侧辅助服务市场趋于饱和。

3.3 微电网领域

微电网组成包括分布式能源、交直流负荷、储能、变配电以及控制系统等[20]。可充分利用本地发电资源实现自发自用，并可余量上网。但由于其电网小，稳定性差，加之含有具备波动性的新能源，因此电网稳定性需要储能系统进行保障，电化学储能在微电网中的应用既有能量型也包含功率型。储能系统在微电网领域应用中，系统的放电倍率以0.5 C及以下为主，PCS以百千瓦级即插即用小容量PCS为主。电化学储能在微电网中的作用主要包括两点：

（1） 提高微电网稳定性和电能质量电化学储能系统可以提供快速功率缓冲，吸收/补充电能，提供有功、无功功率支撑，稳定电压波动[21]。通过能量管理系统（EMS），将分布式电源与储能系统、主电网协同控制[22]，平稳分布式能源的波动，稳定输出。并且调节储能系统向微电网输出的有功、无功，同时解决电压骤降/跌落问题。电化学储能也能为微电网解决一些谐波治理的问题，从而改善微电网电能质量。除建设独立电池储能系统参与构建微电网之外，将电动汽车中的电池充分利用也是重要的研究方向，例如当前的热点技术V2G，国际上美国、日本、英国等已有相关试验，未来V2G技术将在电力负荷转移、负荷调节、旋转备用等方面发挥重要作用。

（2） 峰谷电价套利利用电化学储能进行峰谷差套利是指在电价低谷时充电并存储，并在峰值时为负荷供电的盈利模式[23]。目前铅酸（碳）电池、磷酸铁锂电池、钒液流电池等均有这方面的应用案例。业内普遍认为峰谷电价差超过0.7元才具备盈利的可能，目前北京、江苏、上海等地区的峰谷电价差收益相对较高。忽略基建、运维等费用，若储能系统以峰谷及峰平进行两充两放的方式运行，系统投资回收期约5年左右，而以峰谷进行一充一放的方式运行时投资回收期则需要延长1年左右。

另外由于大工业用电的峰谷电价差相对于普通工商业峰谷电价差小，因此可通过峰谷套利与降低需量电费相加的模式进行盈利分析。为进一步缩小成本提高收益，实现电池的充分利用，选用梯次电池代替新电池的储能应用模式逐渐推广开来。2019年8月6日在深圳市比克工业园区投运的2.15 MW/7.27 MW·h梯次电池储能项目，采用三元及磷酸铁锂电池、两充两放的技术方案，实现削峰填谷、重要负荷应急保障供电等功能。表6列举了国内目前已建成的部分储能微电网项目。

表6储能微电网项目Table 6Energy storage microgrid project

4 电化学储能应用展望

4.1 电化学储能应用发展趋势

随着政策颁布和综合能源业务的扩展，电化学储能的应用和技术发展将日趋多元化，电化学储能应用的趋势包括以下几个方面：

（1）电化学储能承担的任务不再单一化，例如与火储联合系统，不仅承担调频的任务，还可以承担调峰、备用等任务。还包括区域内的新能源消纳、跨区域的新能源消纳、电网的暂态支撑等[24]。

（2）复合储能以及与多种新能源融合应用将成为新的趋势，电化学储能在各种应用场景中的作用不断被发掘。

（3）电化学储能在网侧装机容量将呈爆发式增长，可能会促进电网形态发生变化，推动电网与储能的深度融合。

（4）采用电化学储能满足不同的电力用户用电关系的转换、用能设备的能量缓冲、灵活互动以及智能交互是目前电化学储能技术发展的主流[25]。

（5）在综合能源服务及偏差考核、需求侧响应等应用中发挥不可替代的作用。

4.2 企业发展启示

目前国内电化学储能产业仍存在示范项目多，商业化运营项目少，电化学储能商业化仍存在较多问题亟需解决，如电池生产成本较高、系统安全性能无法保障、电力交易市场化程度低、缺少储能价格有效激励等问题。因此，电化学储能的应用推广仍需行业内各企业单位根据自身情况着重发展以下几个方面。

（1）研发新型电化学储能电池，降低电化学储能成本，提高系统安全性。针对发电侧应用大容量、高安全性要求，开发高能量密度、高转换效率、长寿命、高安全性能、单体大容量的新型电化学储能电池，以降低电化学储能系统的应用成本。

（2）优化电化学储能系统集成技术。研究优化电化学储能系统拓扑结构设计，使系统进一步模块化、紧凑化，可灵活、高效地应对实际应用中的投切操作，解决占地面积、多电池串并联失稳等问题。

（3）优化电化学储能系统控制技术。采用高准确度的监测和控制技术，实现系统的优化运行和状态预测[26]。构建电化学储能在不同场景下的性能评估模型，确立以全寿命周期成本最低或者净效益最高为优化目标的目标函数及边界约束条件的控制技术，提升电化学储能技术经济性。

（4）深化电力体制改革，引导价格补偿。推动电力市场制度规范和运营体系的建立，引导完善电化学储能在发电侧应用的相关定价机制，引导促进产业化进程。

（5）行业协作，共同推进电化学储能发展。鼓励发电行业、电池行业、电网行业与市政行业等建立深度合作，全方位挖掘电化学储能更深层次的功能，综合考量其在电力安全、环境保护等方面的经济和社会价值，共同研究电化学储能参与多种应用场景综合性解决方案，建立电化学储能本体设备及辅助装置回收和再利用循环体系，避免造成资源浪费和环境污染。

5 结语

在能源绿色和低碳化的时代需求下，诸如风、光等可再生能源在发电侧应用中的比重将不断加大，相应的电化学储能承担的电力支持作用也会逐步增加，电力行业的发展和电化学储能技术的进步不可分割。电力市场改革的不断深入，将推动电化学储能技术快速发展以适应不断增加的应用需求；电化学储能技术的进步也将会带动电力行业形态发生变化，在发电侧应用发挥更大的实用化价值，产生可观的经济效益。然而，在上述电力行业形态下，除了综合考量储能经济性、环保性及可持续利用等需求，更应注重储能本体技术、安全技术、应用技术及回收技术的不断革新，这才是储能长足发展的前提。因此，未来应对其明确相应的考核指标和规范包括：①储能转换效率、充放电循环耐久性等本体技术指标；②储能安全性考核，如热失控、故障位置的识别精度等安全技术指标；③储能接入对发电侧、并网侧的影响，如电压电流谐波等应用技术指标；④储能故障、退役后的回收规范，如故障率等回收技术指标。

引用本文：张文建,崔青汝,李志强等.电化学储能在发电侧的应用[J].储能科学与技术,2020,9(1):287-295.

ZHANG Wenjian,CUI Qingru,LI Zhiqiang,et al.Application of electrochemical energy storage in power generation[J].Energy Storage Science and Technology,2020,9(1):287-295.