储能电池有哪些技术和发展领域？
介绍
在全球可再生能源发电、电动汽车及新兴储能产业的推动下，各类储能技术近年来取得了长足发展，除了早已实现商业化应用的抽水蓄能、洞穴压缩空气储能技术外，以锂离子电池为首的电池储能技术在电源侧、电网侧及负荷侧开始具备商业化应用潜力。
电池储能技术利用电能与化学能之间的相互转化，实现电能的储存和输出，不仅具有快速响应、双向调节的技术特点，还具有环境适应性强、小规模分散配置、建设周期短的技术优势。它颠覆了传统的源、网、荷概念，打破了发电、输电、配电各环节同时完成的固有属性，可在电力系统的电源侧、电网侧、用户侧发挥不同的作用和功能。截至2018年底，全球电池储能技术装机规模为6058.9MW，其中中国装机规模为1033.7MW，美国、中国、韩国位列前三。
本文结合行业实际发展，分析了主要的电池储能技术水平、市场应用、问题与挑战以及未来的发展趋势，为电池储能技术发展提供多维视角和基础数据。
典型的电池储能技术
电池储能技术主要包括铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠基电池等类型电池储能技术，细分技术如图1所示。
图1 商用或已验证的电池储能技术分类
1.1 铅酸电池
储能项目采用的铅酸电池包括铅酸电池和铅碳电池。铅碳电池是在传统铅酸电池基础上对负极材料进行电容器式改进，兼具了铅酸电池和超级电容器的优点。碳材料的加入可以防止负极硫酸盐化，显著提高电池的循环寿命。从铅酸电池的500~1000次（60%~70%DOD，DOD为放电深度）到铅碳电池的3700~4200次（60%~70%DOD），储能系统投资成本为1000~1300元/kWh，每度电成本为0.5~0.7元/kWh。 近年来，铅酸电池在储能领域的应用多以每千瓦时成本较低的铅炭电池为主，尤其是江苏、广东、北京等工商业峰谷电价差较大的地方，已初步具备商业化应用条件。
1.2 锂离子电池
储能项目所采用的锂离子电池种类较多，既有2011年至2015年投运较多的聚合物锂电池、锰酸锂电池、钛酸锂电池，也有近几年发展较快的磷酸铁电池、三元锂电池、锂离子电池。从一次性投资成本、循环寿命、安全性等方面考虑，磷酸铁锂无疑是储能领域综合特性最好的锂离子电池储能系统，广泛应用于电力系统发电、输电、配电的各个环节。磷酸铁锂电池具有稳定性高、循环寿命长等优势，是国内电力储能系统中最受欢迎、应用最广泛的锂离子电池技术。 储能用磷酸铁锂电池能量密度为120-150Wh/kg，系统能量转换效率为85%-88%，低倍率充放电循环寿命为3500-5000次，储能系统投资成本为1600-2000元/kWh，每度电成本为0.7-1.0元/kWh。近年来，由于磷酸铁锂成本的下降和综合性能的提升，该技术在发电、输配电各个环节得到广泛应用。
1.3 钠基电池
应用于储能项目的钠基电池有高温钠硫电池、钠镍电池、常温水系钠离子电池等。钠硫电池是钠基电池的典型代表，是高温工作储能系统中储能技术最成熟的(350-400℃)。以日本NGK为首的产业公司在2015年之前在日本、美国、阿联酋、德国、意大利、法国等国家实施建设了超过430MW的储能项目。2011年9月，日本茨城县三菱材料筑波工厂内设置的钠硫电池(NGK产品)发生火灾，火灾持续了2周之久。而且钠硫电池固态陶瓷电解质核心技术门槛过高，核心知识产权主要掌握在日本NGK等少数企业手中。 知识产权封锁严重，产业推进缓慢，近年来市场应用停滞。钠镍电池是比较温和的高温电池体系，以氯化镍代替正极硫，GE[7]、FIAMM等工业公司在2011年至2014年在美国、意大利等国实施和建设了总计约19MW的储能项目。水系钠离子电池是采用水溶液作为电解质的室温电池储能体系，2013年美国公司开始逐步向小容量分布式和微电网储能市场推广产品，2017年中国天泰能源科技集团收购该公司，将业务转移至中国。近年来，在全球储能市场兴起的推动下，高安全性、潜在低成本、环境友好的水系储能体系备受关注，中国天泰能源科技集团、中国恩利能源科技有限公司的水系离子电池储能产品已进入市场。 中科院物理所、中聚电池等三元钠离子电池已进入电池模组突破阶段，宁德时代、瑞海博（青岛）能源科技等产业公司积极布局水系电池（水系钠离子电池、水系锌锂电池）。
1.4 二手锂电池使用情况
二次寿命锂电池主要是指大量电动汽车动力锂电池服役至初始容量的80%后退役的锂离子电池，退役后经过分类、重组、整合，在一些储能应用领域具有再利用价值。
目前，我国二次利用锂电池仍以磷酸铁锂电池为主，随着高能量密度三元锂电池的大规模应用，三元锂电池将逐步进入二次利用市场。考虑到80%容量后退役锂电池状态参数离散性强、不可预测，二次利用锂电池一体化设计难度大，其应用主要为小规模分布式应用场景，如通信基站备用电源、终端削峰填谷、小型光伏配置储能等。
1.5 其他类型电池
除上述电池储能技术外，还有超级电容器、镍基电池和锌空气电池等。超级电容器属于功率型储能技术，在以调频兼容储能需求为主的应用场景中，超级电容器较低的能量密度和较短的充放电时间限制了其在储能领域的应用。锌空气电池是目前储能项目中唯一采用的空气电池储能技术，典型行业公司有EOS等。锌空气电池主要为倍率大于2h的能量型产品，据悉，1MWh储能系统成本约为200美元/kWh（约合1371元/kWh），与铅碳电池储能系统相当。目前锌空气电池的缺点是系统设计过于复杂，产品生产自动化程度较低，系统效率仍较低（不足75%）。
电池储能技术特点
从电池储能技术特点来看，受产业规模、系统成本、能量功率特性、服务特性、可回收性等综合影响，目前锂离子电池（磷酸铁锂、三元锂电池）优势突出，铅碳电池、全钒液流电池、梯次锂电池在特定场景下具有竞争力。铅酸电池使用寿命短，钛酸锂电池一次性投资成本高，钠硫电池安全问题突出且技术进步缓慢，超级电容器能量成本过高。后期技术目前市场竞争力不足。
（1）产业规模决定储能综合技术参数提升的速度。
从产业规模来看，从大到小依次为：锂离子电池、铅炭电池、全钒液流电池。消费和交通锂离子电池产业规模能够很好的支撑锂离子电池储能市场的发展。磷酸铁锂、三元锂电池近年来的快速进步即源于此；相比之下，曾经发展势头良好的高温钠硫电池由于技术壁垒高、储能企业参与度不够导致技术进步缓慢，已逐渐淡出储能市场。
如图2所示，锂离子电池储能系统供应商数量远超其他电池储能技术，达到110家。考虑到每个储能项目还涉及储能电池、电源管理系统、储能转换器、消防设备、监控设备等核心设备，完整的供应商体系极其庞大。而且随着储能市场的逐渐释放，会有更多大型产业公司参与其中。在锂离子电池之后，铅酸电池（43家公司）和液流电池（25家公司）紧随其后。
图2 电池储能项目技术供应商数量
（2）系统成本与项目投资回收期及其利润率有关。
储能系统成本中有两个核心参数，即一次性投资成本和每千瓦时全寿命成本。在有特定收益模式的应用场景中，一次性投资成本越低，投资回收期越短，每千瓦时全寿命成本越低，利润空间越大。
一次性投资成本指初期设备总投资，对于电池储能系统来说，包括储能逆变器、电源管理系统、储能电池、消防设备、监控系统等。除铅酸电池外，铅炭电池一次性投资成本在1000~1300元/kWh，是所有技术中最低的。在电动汽车产业的带动下，磷酸铁锂和三元锂电池成本下降很快，磷酸铁锂一次性投资成本在1600~2000元/kWh，大部分供应商的出厂成本在1800元/kWh左右，如图3所示。
图3 电池储能系统一次性投资成本
在不考虑运维费用的情况下，每千瓦时生命周期成本=生命周期总设备投资/生命周期可储电量=【PCS+BMS+电池成本+其他-电池残值】/电池额定容量/DOD/循环次数/储能逆变效率/电池充放电效率。综合各类电池储能技术的循环寿命（见图4）和能量转换效率，可以计算出电池储能技术每千瓦时生命周期成本（见图5）。在国内市场广泛应用的铅炭电池、磷酸铁锂电池、三元锂电池和全钒液流电池四种储能技术中，铅炭电池每千瓦时生命周期成本最低，为0.5~0.7元/千瓦时，磷酸铁锂电池每千瓦时成本为0.6~0.8元/千瓦时，三元锂电池为1.0~1.5元/千瓦时。 2018年全钒液流电池成本受钒价影响略有上涨。
（3）能源与电力特性决定了所需的空间及其适用场景。
从能量密度上看，从大到小依次为：三元锂电池（180-240Wh/kg）、磷酸铁锂电池（120-150Wh/kg）、铅碳电池（25-50Wh/kg）、全钒液流电池（7-15Wh/kg）。在对占地面积要求较高的电网侧储能（一般占用变电站空间）和用户侧储能中，除了针对应用场景选择合适的储能技术外，能量密度对标占地面积也至关重要。行业共识以40尺集装箱为标准。三元锂电池系统能量最高可以达到4MWh，磷酸铁锂电池为2-3MWh，铅碳电池为1.0-1.5MWh，部分企业也能做到2MWh左右。
图4 电池储能系统循环寿命
图5.电池储能系统整个生命周期内每千瓦时成本
从功率特性上看，电化学储能的启动和响应速度都在ms~s级，但由于功率密度不同，铅炭电池一般适用于3h以上率(放电时间3h以上)的应用场景，主要应用于工商业调峰、备用电源等领域。全钒液流电池一般适用于2.5h以上率的应用场景，主要应用于集中式可再生能源并网、大规模调峰。锂离子电池应用范围广泛，涵盖电源侧、电网侧、用户侧，尤其在电源侧调频、电网侧储能等领域应用广泛。
(4)使用特性决定了储能系统的安全性和运行维护的难度。
在储能技术安全性方面，锂离子电池采用有机易燃电解液，电池单体一致性较差，热失控引发的电站安全问题需要重视，运维难度较大。铅炭电池、全钒液流电池属于水系电池范畴，安全性相对较高。
（5）可回收性决定了它对环境的影响，需纳入成本评估。
铅酸电池回收体系最为完善，铅回收价值高，一般占电池投资成本的20%。锂离子电池由于结构复杂，可回收性较差。现阶段广泛使用的磷酸铁锂电池几乎不含昂贵金属，回收价值基本为负值。其他类型电池储能技术应用规模较小，尚不存在回收需求。
电池储能技术市场
截至2019年6月底，全球电池储能装机规模为7427.5MW，占全球储能市场的4.1%。中国电池储能装机规模为1160.8MW。其中，锂离子电池装机规模为872.0MW，占比75.1%；铅酸电池264.2MW；液流电池19.5MW；其他电池5.1MW。
铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠基电池等主要技术类别的技术工程项目小时费率分析结果如图6所示。
图6 近三年投入运营的不同技术类型电池储能项目小时费率
其中铅酸电池以能量型应用为主，尤其以小时率4~8小时的项目为主，小时率在2小时以下的项目仅有2个。液流电池和钠基电池均以能量型应用为主，液流电池储能项目小时率在4小时以上。锂离子电池储能系统既有能量型应用，也有功率型应用。磷酸铁锂、三元锂电池储能系统工程应用范围广，钛酸锂电池主要用于功率型应用，小时率在0.5小时以下。
近三年电池储能项目累计增长较快，主要储能技术近三年已投运的储能项目统计分析如图7所示。液流电池、钠基电池等各类电池技术增长较慢，尤其是钠硫电池装机规模较大。铅酸电池、锂离子电池增长较快，尤其是锂离子电池，2016年、2017年、2018年环比增长率分别为87%、79.2%、77.5%。
图7 近三年投入运营的电池储能项目累计装机规模增长情况
问题与挑战
4.1 技术和经济约束
除抽水蓄能外，其他类型储能技术目前成本还比较高。非抽水蓄能技术成本高是制约储能行业规模化发展的关键因素。目前抽水蓄能电站投资度电成本为1600~2100元/千瓦，每千瓦时成本约0.25元/千瓦时。电化学储能技术中，铅炭电池和磷酸铁锂电池经济性比较强，成本分别为0.5~0.7元/千瓦时和0.6~0.8元/千瓦时。未来低成本、长寿命的储能电池将是技术研发和市场应用的主流。
4.2 技术性能限制
不同类型的储能技术在特性参数表现上存在短板效应。抽水蓄能选址受限、建设周期长、启动响应速度慢、能量转换效率低；电化学储能功率水平低、持续放电时间短、使用寿命短，部分技术存在环境污染风险；传统洞穴式压缩空气储能技术对化石燃料依赖性强，对储气洞穴要求高；新型压缩空气储能技术效率低（一般为50%）、使用寿命短，高压密封对设备质量要求高，运维成本高；飞轮储能放电时间短，只能持续几秒到几分钟，且存在一定的自放电现象，高速旋转轴承严重依赖进口，“快慢”频率切换模式会导致电机系统严重发热，存在安全隐患。氢能储能等新型储能技术尚处于起步阶段。
4.3 场景适应性的局限性
储能应用场景多样，针对具体应用场景的主体技术发展布局较少。不同应用场景对储能技术要求不同，各类储能技术的性能短板决定了其应用局限性。抽水蓄能主要适用于跨区域大电网调峰、长期调频；电化学储能虽然近年来综合特性有较大提升，但循环寿命、功率水平等技术指标表现与电力系统元件长寿命、大容量的要求仍有差距，受制于度电成本、发电成本，不足以使其在适用场景中规模化使用。同时，针对具体场景的主体技术定制化设计考虑较少，现阶段仍是动力电池的移植应用，需要针对不同应用领域的动力能源产品进行定制化开发，才能确保应用效益最大化。
4.4 本体安全约束
锂离子电池热失控安全风险较为突出，其他类型电化学储能技术也存在一定的安全风险。电化学储能电池管理不当存在起火或爆炸风险。锂离子电池、钠硫电池等储能电站发生过严重的火灾爆炸事故，严重影响了政府、行业和公众对储能行业的信任，极大地制约了储能行业的健康发展。主体技术内部安全可控、系统级安全管理是解决电化学储能电站安全问题的主要方向。
4.5 环境负荷挑战
电化学储能技术中含有一定的有毒有害物质和高成本元素，有毒有害物质管控和高成本元素回收利用面临挑战。电化学储能电池中的有害物质在运行过程中可能通过燃烧、泄漏等方式污染环境，同时退役储能电池处理不当也会对环境造成威胁。此外，退役储能电池中含有高附加值元素的回收利用对资源的循环利用也至关重要，但由于电池结构过于复杂、回收效率低、产线设计难度大、回收经济性差等问题，未来储能电池回收行业的发展将受到制约。
结论
短期内，我国电池储能技术预计以磷酸铁锂电池、铅炭电池、全钒液流电池为主。磷酸铁锂电池主要应用于电源侧调频、电网侧储能、“风电+储能”等领域，并逐步向其他应用领域拓展。随着储能成本的降低和多重应用价值的逐步实现，磷酸铁锂电池储能的市场空间将进一步扩大；铅炭电池在工商业削峰填谷、“光伏+储能”等领域拓展，不断提升使用寿命，降低度电成本；全钒液流电池储能示范项目规划时断时续，受原材料价格影响，大型全钒液流电池储能电站建设进展十分缓慢，极有可能错过关键成长发展期； 电动汽车退役锂电池预计在2020年后进入爆发式增长期，二次利用锂电池的市场定位始终不明确，电站规模、应用场景、运行安全等都亟待研究，还有很多工作要做。
未来电池储能产品将朝着大容量、大型化、定制化、安全性、易回收、适应性、数字化的方向发展。
（1）容量大。同等规模下，大容量储能装置可以减少使用的单体电池数量，降低单体电池均衡难度，从而降低发生热失控甚至起火的概率。
（2）大型化。发电侧和电网侧单体储能站规模较小，对电力系统影响不大。目前，电力系统中大量分布式小型储能站（多数在30MW以内）的投运，主要意义在于验证储能系统的经济性、可靠性、电网适应性等。未来，柔性电化学储能技术要想在电力系统中发挥更大作用，逐步占据主导地位，大型化是必由之路。2016年以来，电化学储能项目大型化趋势愈加明显，截至目前，已有5座单体容量超过50MW的储能站投入运行，分布在德国、日本、澳大利亚和中国，其中澳大利亚2座储能站的容量达到100MW。 目前在建和规划的100MW以上储能电站有21座，其中美国4座，日本1座，韩国2座，英国1座，德国3座，澳大利亚6座，中国3座，爱尔兰1座。随着电化学储能在实践中逐步证明其经济性和可靠性，未来将建设更多、更大规模的电化学储能电站，在电源侧、电网侧和负荷侧发挥更大作用。
（3）定制化。以综合特性优异的锂离子电池为主的定制化电化学储能技术需求将日益增多。从2017-2018年储能电站运行业绩来看，动力锂电池显然无法满足动力储能的应用需求，需要针对不同应用场景定制开发不同小时费率的储能产品。根据目前我国储能市场的情况，需要定制开发大于等于2C速率的电源侧调频储能产品、2C至0.25C速率的电网侧储能产品、小于等于0.25C速率的用户侧储能产品以及宽速率运行要求的新能源+储能混合产品。而且随着配电侧电力市场化的逐步深入，电价波动将更加频繁，跟踪峰谷波动调节出力的储能产品将逐渐成为市场主流。
（4）标准化的储能容器是将来的电化学储能站的主要申请表，这些电池通常需要经过三个级别的堆叠量。 Al 。
（5）易于回收，随着储能电源的规模继续增加，回收退休的储能电池的问题越来越多，尤其是锂离子电池，尤其是锂离子电池，具有复杂的结构设计，并且很难自动化的回收生产线，并且可以使恢复能力启动。
（6）适应性。在环境适应性，噪音和污染方面，必须在各种异常的工作条件下保持网格连接的能力。
（7）数字化的数字信息。存储产品的整个生命周期不仅可以为电网派遣和监视提供重要的支持，还可以为核心组件的状态诊断和绩效改进提供数据参考。