储能研究分析报告：未来几十年的关键体会（一）
本报告是美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)日前发布的“储能未来研究(SFS)”系列报告的最后一个报告。储能未来研究(SFS)是一项持续多年的研究项目，旨在探索储能系统怎么样影响美国电力行业的运营和发展。
此项研究分析和考察了储能技术的进步对公用事业规模储能部署和采用分布式储能系统的影响，以及对未来电力系统基础设施投资和运营的影响。美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)在研究过程中试图回答的一些问题包括：
·即使没有增加可再次生产的能源份额的驱动因素或政策，昼间储能在电力部门的作用是什么？
·在美国，无论是在公用事业规模还是在配电规模上，昼间储能经济可行的部署量是多少？
美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)的储能未来研究(SFS) 系列报告总结了其研究过程中的关键经验和教训，并将有利于塑造未来的储能愿景。
储能未来研究(SFS)系列报告提供数据和分析，以支持美国能源部(DOE)的“储能大挑战”，这是一项旨在加速下一代储能技术的开发、商业化和利用，并帮助美国保持在全球储能领域领导地位的综合计划。储能大挑战采用用例框架来确保储能技术能够经济高效地满足特定需求，它融合了多个类别的广泛技术：电化学储能、机械储能、热储能以及电力电子等。
在过去几年中，美国电力部门的可再次生产的能源发电量飞速增加，预计未来还将出现明显地增长。此外，随着慢慢的变多的客户强调清洁能源部署的重要性，同时保持电力系统可靠运营，美国和全球各国逐渐重视解决电力系统中断的用例，并逐渐重视对电力系统可靠性和弹性的研究和分析。
与此同时，储能技术（尤其是电池储能系统）的成本在过去几年一下子就下降，并且正在开发更多不同的储能技术。这一些因素增加了人们对储能系统作为关键脱碳资产发挥及其重要的作用的关注，并确保持续不断的发展的电网能轻松的获得可靠的电力。
储能系统为电网提供了许多潜在的好处。储能系统可以存储并提供电力，并为风电设施和太阳能发电设施的电力提供补充，在这些资源的可用性降低时提供电力。当与可再次生产的能源或其他清洁能源结合使用时，储能系统具有减少温室气体排放的能力。
储能系统还能大大的提升输电线路的利用率，同时抵消或减缓建设新的发电设施以提供峰值容量或满足运营储备的需求。最后，分布式储能系统可以在需求高峰期减轻电网的运营压力。这种灵活性对于电动汽车的预期增长和其他最终用途电气化的潜在负载增加非常重要。
随着储能系统成本的持续下降以及电网整合更多可变的可再次生产的能源，美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)的建模表明，未来几十年电力系统中储能部署的部署将明显地增加。但也提出了一些问题，例如储能系统将怎么样影响电网在未来几十年的运行和发展方式？
由于储能系统具有影响发电、输电和配电的特性，因此量化储能系统的价值比量化太阳能发电设施或风力发电等可再次生产的能源发电设施的价值更复杂。通过开展“储能未来研究(SFS)”，美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)旨在加深对储能系统如何为电力系统增加价值、为电力系统增加多少价值、可以经济地部署多少储能系统，以及储能部署怎么样影响电力系统的运行和演变的理解。
“储能未来研究（SFS)”首先定义了四个阶段的框架，即跟着时间的推移增加储能部署和维持的时间，为美国的昼间储能系统（低于12小时）部署创建一些长期预测，然后应用详细的生产所带来的成本和基于代理的建模来更好地了解储能系统的作用。该研究的主要结论是，储能部署具有明显地增加的潜力——到2050年至少达到当今累计部署的储能系统装机容量的五倍，这将在确定未来成本最优的电网组合方面发挥不可或缺的作用。根据对“储能未来研究（SFS)”的分析、之前的工作和这份报告的附加分析，该研究确定了关于储能系统发展未来及其对电力系统影响的8个关键体会。这些重要的经验和教训能够在一定程度上帮助政策制定者、技术研发人员以及电网运营商为马上就要来临的储能部署浪潮做好准备：
“储能未来研究”报告说明美国电力部门采用昼间储能具有巨大的经济潜力，并证明了储能系统的成本竞争力日益增强。使用先进的大规模容量扩展模型，发现在各种情景下，昼间储能系统（维持的时间12小时）在成本方面具有竞争力，该研究对储能系统、风力发电设施、太阳能发电设施以及天然气发电厂进行了一系列成本和性能假设。
图1表明，在所有场景中，在未来部署的储能系统总装机容量为100GW到650GW。而这么广泛的范围是由多种因素驱动的，包括储能系统成本（关键体会2）、天然气价格和可再次生产的能源成本上涨。即使是最保守的场景，与到2020年累计部署23GW的储能系统（其中大部分是抽水蓄能发电设施）装机容量相比也将增加五倍。
值得关注的是，即使没有额外的碳减排政策，可再次生产的能源和储能系统也会得到大量部署，这表明它们作为提供能源和容量服务的资源的成本竞争力日益增强。
在效果显著但不完全的脱碳模拟情景中，与2005年相比，美国电力部门的碳排放量减少了46%～82%，到2050年，可变可再次生产的能源(VRE)在美国可用能源总装机容量的份额达到43%～81%。一般会用维持的时间为4～6小时的储能系统，由与太阳能发电设施的内在协同作用驱动（关键体会5），但更长维持的时间的储能系统通常部署在之后的建模年份（关键体会7）。行业专家还探讨了储能系统增长和储能系统发展演变背后的主要驱动因素。
图1.参考案例中美国到2050年部署的储能系统装机容量将增长到约200GW，部署的持续时间范围（左）意味着储能系统储能容量约为1,200GWh（右），其部署范围广泛。
关键体会2：预计近期储能系统成本将继续降低，锂离子电池储能系统将在一段时间内持续引领市场份额
储能未来研究(SFS)系列报告中的《储能技术建模输入数据》报告对公用事业规模电池储能系统和其他储能技术成本的未来发展进行预测，这些技术推动了“关键体会1”中确定的大部分预期增长。
预计将在短期内部署的固定式储能系统大多数是电池储能系统，尤其是锂离子电池储能系统。至少在短期内，锂离子电池储能系统在储能市场的主导地位是由其在多个市场的增长推动的，这中间还包括消费电子和固定储能应用领域以及电动汽车。
图2提供了锂离子电池组历史成本和未来成本的示例，显示了储能系统成本近年来迅速下降。该图表还表明，绝大多数电池用于运输应用，这可能是电池技术发展和电池成本下降的最重要驱动力。
美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)使用公用事业规模电池储能系统的各种未来成本预测来评估总体系统成本，这中间还包括逆变器、系统平衡和安装。图3显示了储能未来研究(SFS)参考场景中使用的维持的时间各2～10小时的电池储能系统成本预测的示例。
图2.锂离子电池的成本在过去十年下降了80%以上，并且预计在受到电动汽车需求推动的持续生产规模的基础上将会继续下降。
图3.公用事业规模电池储能系统参考方案预计成本将持续降低。左侧以美元/kWh（储能容量）为基础上衡量成本，而右侧以美元/kW（装机容量）为基础测量成本。在预测中假设采用一个60MW的电池储能项目
图3左边曲线显示储能系统的储能容量(kWh)的总成本，这是电池行业常用的衡量标准。这是储能系统安装的总成本。对于固定的储能应用，还包括与电力相关的成本（与存储和转换相关）和与能源相关的成本（储能介质）。与电力相关的成本通常不会随着维持的时间而增加，这在某种程度上预示着它们对于2小时储能系统和10小时储能系统来说是相同的，这就是储能容量(kWh)成本会随着维持的时间的增加而降低的原因。电力和维持的时间的成本细分如图4所示。右侧曲线显示装机容量(kW)的成本，这是公用事业公司使用的传统发电设施成本衡量标准。通过这一种措施，其成本随着维持的时间的增加而增加。随着维持的时间的增加，电池成本是电池储能系统的主要组成部分。随着电池成本跟着时间的推移而下降，维持的时间较长的电池储能系统与维持的时间较短的电池储能系统整体成本的下降速度相比还要快。
虽然近年大多数部署的储能系统都是电池储能系统，但随着成本下降或长时储能价值增加，各种储能技术可能会进入市场（关键体会7）。图4总结了15种不一样储能系统和不同商业化阶段的储能技术的资本成本估算。为了得出总成本，装机容量相关成本（x轴）乘以小时数（维持的时间）并添加到电力相关成本（y轴）。图4还描绘了这种关系的成本区域，可能或多或少适用于短期或长期应用。使用电池储能系统作为基准，蓝线表示替代技术在商业化时（或可能）更具成本效益的细分市场。
需要注意的是，对于大多数储能技术来说，这些与功率和能源相关的组件之间的区别并不是绝对的，而且区分开这些组件可能很困难。图4中未说明许多其他主要的因素，包括充放电往返效率和潜在选址限制。
由于电力和能源相关成本之间的区别，某些技术可能更适合基于所需维持的时间的不同储能应用。低功耗技术成本（但能源成本高）可能更适合短期应用，而功率相关成本比较高但能源相关成本较低的设备在长期应用中可能更具竞争力。关键体会3中讨论了各种应用程序的相对重要性。随着电网的发展，更长时间的应用（关键体会7）可能会发挥慢慢的变大的作用，这可能会增加采用更多储能技术的机会。图4最左侧的区域包含能源相关成本非常低的技术（利用地下洞穴或水库），很适合季节性储能系统的应用（关键体会8）。
总体而言，电池储能系统目前主导着储能市场，但其他储能技术在未来可能会继续改进。随着电力系统的发展和储能系统的作用跟着时间的推移而变化，如果其他技术能够与电池储能系统在成本方面做竞争，它们可能会有新的市场机会。
图4.各种储能技术的储能容量成本(美元/kWh)与装机容量成本(美元/kW)。与装机容量相关成本低但储能容量相关成本高的储能技术可能更适合短时储能应用，而与装机容量相关成本比较高且储能容量相关成本低的储能技术在长时储能应用中可能更具竞争力。随技术的发展和商业化，预期成本可能会发生变化
储能系统提供固定容量的能力是储能未来研究(SFS)报告的主要驱动力。而在公用事业规模储能部署的四个阶段中，电力系统中储能作用扩展的框架讨论了储能系统提供的多种价值来源，这推动了关键体会1中确定的大部分预期增长。
·固定容量：在电力系统峰值需求期间使用户得到满足需求，并替代天然气发电设施等传统发电设施的容量。
·能源时移：在净需求低的时期储存价格较低的电力，在净需求高的时期释放电力。这包括避免没办法使用的可再次生产的能源发电量。
·运营储备：对随机变化和中断导致的供需失衡的快速反应。几种储备类型包括频率调节和应急储备。
·避免改造或升级输电设施：通过在供电受限区域部署储能系统，在电力充足时充电，并在本地输电系统接近或达到最大电力容量时放电来抵消或减少对升级或改造输电设施的需求。
储能系统可以同时或在不同时间提供多种服务（通常称为“价值堆叠”）。为了确定这些服务在持续不断的发展的电网中的相对价值，研究中模拟了各种场景，启动或关闭储能系统以提供单独或组合的储备、容量和时间转移的能力。虽然输电延迟的价值很重要，但它很难相互隔离，而且很具有区域性，因此没有尝试隔离延迟输电的价值。
图5显示了一个使用参考案例的示例，限制储能系统能够给大家提供的服务表明，为实现储能系统的最大潜力，容量服务比能源时移或运营储备更重要。图５中未考虑与输电相关的利益的影响，这些利益很重要，但很具有区域性。
研究表明，到2050年，美国将部署约200GW的储能系统。在仅提供能量时移服务时，它实现了其“所有四项服务”潜力的30%。但是，如果储能系统仅提供固定容量而具有经济价值，则可能部署150GW储能系统。提供运营储备服务只会相对少量地增加部署，部分原因是所需的运营储备有限，以及主要为提供容量和时移服务而部署的储能系统导致储备需求趋于饱和。
总的来说，这表明储能系统可提供稳定的储能容量，并抵消对传统发电的需求，以满足峰值需求，这对于充分的发挥其潜力至关重要。储能系统提供固定容量的实际能力在很大程度上取决于其维持的时间以及与部署区域净负荷峰值维持的时间的相关性。净负荷峰值的维持的时间受各种各样的因素的影响，包括太阳能和增量储能系统部署（关键体会5和关键体会7）。
关键体会4：储能系统并不是唯一的灵活性选项，但与其他选项相比，其成本下降已发生了变化。
提高电力系统的灵活性、满足峰值需求和帮助解决净需求增加的可变性的能力通常以灵活性供应曲线提供了这个概念的示例，说明了能够给大家提供灵活性服务的资源。
从历史上看，储能系统被视为提高电网灵活性的成本最昂贵的选择之一。然而，成本下降可能会改变其在弹性供给曲线上的相对位置。尽管发生了这种转变，但重要的是要强调储能系统只是几种资源中的一种，可以为电网提供灵活性，以更好地使发电供应与电力需求保持一致。
具有成本效益的脱碳需要仔细考虑所有资源，包括终端用电需求中基本上尚未开发的潜在灵活性。灵活的需求能够最终靠各种机制实现，从价格信号到分布式能源的集中，再到灵活的电动汽车充电，能够给大家提供许多与储能系统相同的服务，包括减少峰值净需求和改变可变发电的时间。
图7显示了灵活的需求和储能系统在电力行业的巨大利用潜力。这些结果来自于对本报告进行的补充分析。图中的第1列和第3列提供了基本情景的结果。第2列和第4列假设了额外的需求响应部署，以评估它们对储能系统和总体投资决策的影响。在这一些状况下，灵活的需求降低了能源的总体需求和能源时间转移的价值。因此储能系统部署有所减少，尤其是在储能系统成本适中的情况下，这突出了灵活需求和储能系统之间的潜在竞争。
为了彻底了解需求响应部署的潜在机会，有必要进行更多的研究。考虑到实施成本、社会接受度、净峰值时期的可用性(可能随着可变发电部署的增加而变化)以及实施机制。虽然储能系统可能与灵活需求等资源竞争越来越激烈，但成本最低的脱碳需要分析可帮助实现可再次生产的能源和其他清洁能源的一系列灵活性选项。
图7. 随着负载灵活性和响应性需求的增加，而到2050年，无论是不是有高需求响应，对于低可再次生产的能源//电池成本场景，对于储能容量的需求都会减少
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