大规模电网级储能应用需要更低成本电池技术

据外媒报道，采用储能系统通常被认为是解决加利福尼亚电网“鸭子曲线”问题的补救措施之一，但在成本方面并不总是经济可行。

储能技术对于清洁能源的未来发展至关重要，但利益相关者日前在加州独立系统运营商（CISO）召开的研讨会发言人表示，开发持续更长时间的低成本电池非常重要。

“电网规模储能正处于快速增长的风口浪尖，但为了实现长时储能，我们需要将现在的锂离子电池成本降低10倍。”麻省理工学院材料科学与工程系Yet-Ming Chiang教授在会议上表示，“在过去的60年里，我们一直在生产价格昂贵的电池产品。现在是扭转这一趋势的时候了。”

Yet-Ming Chiang阐述了储能系统的持续时间和资本成本。他指出，就持续时间而言，美国能源部的电网储能成本为100美元/千瓦时，但对于更长时间的应用，其成本远远不够低。

他说，钒氧化还原液流电池的价格估计没有达到足够低的水平，而这通常被认为是低成本的长时储能系统的更好选择。

Yet-Ming Chian表示，“尽管锂离子电池可能不是满足电网长时储能最佳选择。”而其团队正在研究成本更低的储能丰富的元素，如硫和钠，这些元素不会出现供应链问题。

他指出，在电池成本方面，如今锂离子电池的价格在25美元/千瓦时到100美元/千瓦时。

他在会议上的发言介绍了功能更全面的电池技术。

钠和硫在电池中的应用越来越广泛，但他说，“现在是将这些电池应用在电网规模储能的时候了。”但这些电池的体积不像锂离子电池这么小，对于电网规模储能系统来说，液流电池更可能类似于化学工厂。

Yet-Ming Chian和同事已经开始开发一种长时储能技术，他们称之为“双向发电厂”。他们希望在三年内开通运营一个试点项目，并在五年内投入生产。

他说：“我们真的很期待未来十年的发展。”

设计储能市场

彭博新能源金融公司储能分析师Yayoi Sekine表示，“电池储能系统的发展机会是将太阳能发电高峰的电力转移到傍晚电力需求高峰，但获得套利机会可能需要大约100兆瓦时储能规模，这在当今的批发市场并不普遍。采用储能系统将减少化石能源发电需求。但随着更多电池储能系统被添加到电网中，而电池储能系统的发展历程将像太阳能市场一样。”

Sekine说，“如果想将灵活的储能技术整合到电网中，就必须考虑如何设计市场，这样才能为电池储能系统提供价值，这样才能更加经济可行。”