电网储能技术的过去与现在：工业规模（TRL 7–9）储能技术的比较评估

《Journal of Energy Storage》：Past and present of grid energy storage – A comparative assessment of existing technologies

　　

工业规模储能技术（TRL 7–9）被识别并分析。研究人员对单向与双向电网导向系统进行了区分。研究人员呈现了这些储能技术的演变与当前状态。研究人员评估了其技术经济特征与实际性能。研究人员选择并比较了关键性能指标（KPIs）以评估这些技术。生态转型以及信息与通信技术特别是数据中心和人工智能基础设施的快速增长，依赖稳定且充足的电力供应，并推动全球储能需求迅速增加。过去三十年中，全球大部分人口已依赖移动设备，同时交通部门脱碳努力推动电动汽车广泛采用。除便携式和移动储能需求外，向太阳能和风能等可再生能源转型，要求固定式储能系统显著增长，以缓解发电与消费之间的时间错配并提高供电可靠性。固定式储能应用通常涉及大规模装置，额定容量可达数百兆瓦。研究人员对电能质量服务与能量管理服务作出基本区分：前者响应时间快，仅持续数十分钟；后者持续时间长，通常超过1 h。电能质量服务包括频率调节、电压稳定、电网平衡、功率平滑和电压暂降补偿；能量管理服务包括时间转移、负荷转移、削峰、负荷均衡、功率平衡和负荷因子改善。现代直流（DC）电网，如可再生能源电站、工业设施和数据中心所用电网，日益集成大规模储能解决方案，以提供不间断电源（UPS）功能并与其他服务集成。近期关于电网完全脱碳的研究强调了长时储能（LDES）日益重要，通常指在8–10 h或更长时间内交付能量。其子集超长时储能设计用于数周至数月的存储持续时间。同时，人工智能数据中心正成为一类新系统，具有极高且快速波动的电力需求，给发电、输电和电网运行带来前所未有的挑战。为满足这些需求，日益多样化的储能技术（ESTs）组合正在开发，制造商加强研发（R&D）以改进性能、降低成本并增强市场竞争力。电力储存并非新概念，其起源可追溯至电气化最早阶段，回顾其历史演变可为其未来轨迹提供有价值见解。本综述第一部分描述用于电网服务的主要公用事业规模固定式储能（SES）形式，并追溯其从早期DC电网到当前的技术演变，重点为已达到工业规模部署成熟度的技术，包括达到首台套（FOAK）开发水平的公用事业规模技术。第二部分聚焦七种已达到足够技术成熟度（TRL ≥ 7）且具有可靠技术与经济数据的、用于公用事业规模固定式电网应用的双向ESTs，并引入和讨论评估参数与关键性能指标（KPIs），以便对这些不同技术进行有意义的比较。

论文解读：电网储能技术的过去与现在——工业规模双向储能技术的比较评估

该论文发表于《Journal of Energy Storage》，作者为 Massimo Guarnieri。研究背景是：生态转型以及信息与通信技术、数据中心和人工智能基础设施快速增长，依赖稳定且充足的电力，并推动全球储能需求上升；交通脱碳促进电动汽车采用；太阳能和风能等可再生能源并网要求固定式储能系统缓解发电与消费的时间错配，并提高供电可靠性。固定式储能通常规模大，额定容量可达数百兆瓦，服务可分为电能质量服务与能量管理服务。前者响应快、持续数十分钟，后者持续通常超过1 h。近期完全脱碳电网研究强调长时储能（LDES，通常指8–10 h或更长时间交付能量），其子集超长时储能可持续数周至数月。人工智能数据中心具有极高且快速波动的电力需求，给发电、输电和电网运行带来挑战。已有储能技术种类多，但不同技术成熟度不同，直接比较困难：早期研究中往返效率（RTE）常在器件级测量并排除寄生损耗，成熟系统则按系统级并计入厂用能耗；早期能量、功率密度和成本多来自小试或数值模拟外推，缺乏实证；首台套（FOAK）技术经济数据不完整或有偏。因此，研究人员采用技术成熟度（TRL）框架，仅比较TRL ≥ 7且非FOAK、具有可靠技术与经济数据的双向公用事业规模储能，并以安全、低成本、高效率为优先原则。

关键技术方法（≤250字）：研究人员采用TRL框架筛选，仅纳入TRL ≥ 7且非FOAK的双向公用事业规模储能；从独立同行评议文献、能源机构技术报告、官方通信和专业媒体收集技术/经济数据，优先2015年后资料；经济数据按官方通胀指数调整至美元并多源交叉验证；选取H-KPIs和L-KPIs，并构建 scalability-flexibility-versatility（SFV）、environmental footprint（EF）和techno-economic vulnerability（TEV）半定量综合指标，按0%–100%工程评分取算术平均；比较PHES、CAES、LAES、FES、NASES、LIBES和VFBES。无样本队列来源。

研究结果按原文小标题浓缩如下。1 Introduction：指出生态转型、信息通信技术、数据中心、人工智能、电动汽车和可再生能源推动储能需求；区分电能质量与能量管理服务，并强调LDES与超长时储能。1.1 Unidirectional/reversible grid-oriented technologies：区分单向系统仅延迟一次可再生能源供能，双向系统可储存并释放电能，对间歇性光伏和风电整合关键。2 Early stationary energy storage in direct current grids：早期直流电网储能。2.1 Primary cells and generator flywheel：一次电池仅能放电，为单向储能；发电机转子惯性是首个双向动能储能，可稳定转速和电动势。2.2 Direct-current grids and secondary battery：铅酸（Pb-A）二次电池在直流电网作双向储能，支持照明和蒸汽发电机，用于削峰、备用和低谷充电；Faure电池、Thomson、Blyth、Brush等探索风能充电；后出现碱性镍铁电池。3 Alternating-current grids：交流系统发展，交流发电机惯性起飞轮作用；未来脱碳电网旋转惯量下降，需静态储能和虚拟惯量；早期交流电网中二次电池受直流/交流转换限制。3.1 Mechanical energy storage：机械储能。3.1.1 Impoundment hydro energy storage（IHES）：筑坝蓄水为单向储能，可超100天放电，支持季节存储，但受淤积和气候变化影响。3.1.2 Pumped hydro energy storage（PHES）：双向抽水蓄能，20世纪初商业化，可逆泵水轮机发展；响应数秒至数分钟，RTE 65%–87%，自放电约0.005%–0.02%/天，寿命30–50年；2025年累计201 GW，占全球储能容量94%以上；中国65.9 GW、日本27.5 GW、美国23.2 GW；IRENA预计2050年需超过420 GW；海水PHES面临腐蚀、成本和环境约束。3.1.3 Gravity energy storage（GES）：固体质量升降储能；Energy Vault在如东投运25 MW/100 MWh，4 h，RTE约80%，约250 $/kWh，寿命约35年。3.1.4 Compressed air energy storage（CAES）：Huntorf 290 MW/642 MWh，RTE 42%；McIntosh 110 MW/2640 MWh，24 h，RTE 54%；先进绝热A-CAES RTE可达70%；中国常州、张家口、银川、肥城等投运；自放电约0.03%/天，放电4–8 h。3.1.5 Liquid air energy storage（LAES）：液态空气储能能量密度较高、储罐压力低；Highview Power推进，Carrington 50 MW/300 MWh预计2026，RTE可达54%，约1260 $/kWh。3.1.6 Compressed CO₂ energy storage（CO2ES）：闭式CO₂压缩/膨胀，放电4–24 h，RTE 70%–75%，寿命超30年，但未独立验证；Energy Dome在Ottana投运20 MW/200 MWh。3.1.7 Flywheels energy storage（FES）：飞轮用于短时高功率和频率调节，短时RTE可达90%，不适合长储；Beacon、NRStor、Stornetic和中国长治等部署；Amber Kinetics 20 MW/80 MWh，4 h，RTE超85%。3.2 Thermal energy storage（TES）：热能储存。3.2.1 Building conditioning thermal energy storage：建筑空调和季节储热，芬兰Helen 11.6 GWh/120 MW，Vaskiluoto 160 MW/11 GWh，Drake Landing太阳能供暖比例97%。3.2.2 Grid unidirectional thermal energy storage：聚光太阳能（CSP）配熔盐储热，热-电效率28%–38%，储热4–8 h，部分达17.5 h；自放电约1%/天；Noor Ouarzazate 510 MW/3005 MWh，Cerro Dominador 110 MW/1925 MWh。3.2.3 Pumped thermal energy storage（PTES）：卡诺电池类双向热储能，RTE约60%，可超70%；Siemens Gamesa示范RTE约25%；Malta计划100 MW，8–24 h，RTE 55%–65%；中国SPIC投运1 MW/4 MWh。3.3 Hydrogen energy storage（HES）：3.3.1 Hydrogen economy：灰氢、蓝氢、绿氢分类；2023年全球氢约9500万吨，99%以上来自化石，绿氢不足0.6%。3.3.2 Grid bidirectional hydrogen energy storage：电解水制氢、高压储氢和燃料电池发电；碱性电解、PEME、SOE效率分别约65.3%–66.5%、70%、75.0%–88.8%；系统RTE通常不超过30%，实际可能低于20%；ACES Hub 220 MW电解，盐穴2×150 GWh，充电57天，放电312天。3.4 Advanced secondary batteries：先进二次电池。3.4.1 Gel Pb-A batteries：胶体铅酸、VRLA和AGM发展；Fairbanks 27 MW/6.75 MWh。3.4.2 Nickel based batteries：NiFe、NiCd、Ni-MH发展，NiCd因镉毒性受限。3.4.3 Sodium based batteries（NASES-NAXES）：NaS高温300–350 °C，RTE 87%，4500–7300循环@80% DOD；2023年约250套、700 MW/5 GWh；Abu Dhabi 108 MW/648 MWh；存在火灾风险；ZEBRA NaNiCl₂较安全但能量密度较低。3.4.4 Lithium based batteries（LIBES）：锂离子电池1991年商业化，2009年进入电网；RTE 85.5%@2C、97.6%@0.1C；LFP/NMC比能可达260 Wh kg^?1；2024年Edwards Sanborn 971 MW/3287 MWh，Moss Landing 750 MW/3000 MWh；2025年全球累计510 GWh，同比增长约79%；面临关键原材料和热失控风险。3.5 Flow batteries（VFBES）：液流电池能量与功率解耦，适合LDES；纯液流与混合液流。3.5.1 Iron-based flow batteries：Fe/Cr、Ti/Fe和Fe/Fe发展，ESS推动Fe/Fe，寿命可超25年。3.5.2 Bromine-based flow batteries：Zn/Br、H/Br、PSB发展，但商业化受挫。3.5.3 Vanadium-based flow batteries（VFBES）：全钒液流由Skyllas-Kazacos提出；RTE约75%，优化可超80%；寿命超20,000循环，LCA好且水溶液无火险；钒昂贵且属关键原材料；Rongke Power的Xinhua Ushi 200 MW/1000 MWh为最大液流电池，Jimusaer 200 MW/1 GWh，FlexBase Laufenburg规划0.8 GW/1.6 GWh。3.5.4 Organic flow batteries：有机液流电池发展，Jena Flow Batteries在鄂尔多斯投运5 MW/20 MWh，属200 MW/800 MWh项目一部分；Kemiwatt、Quino Energy推进。3.5.5 FB present status：液流电池功率能量解耦、循环寿命长、安全性好，适合大规模LDES，但材料、流场和泵送优化仍有空间。3.6 Metal-air batteries – iron-air battery（IAES）：铁空气电池受关注，Form Energy推进；设计放电超100 h，2026年明尼苏达300 MW/30 GWh项目，爱尔兰10 MW/1 GWh；RTE可能不超40%–50%，长期退化数据未披露。4 Evaluation framework and critical metrics：4.1 LDES：LDES通常DT≥8 h，欧盟Horizon Europe和美国DOE采用DT≥10 h；M-LDES为10–20 h，U-LDES为数周至数月。4.2 TRLs：TRL 1–9，TRL 7–9为运行环境成熟，仅TRL ≥ 7且非FOAK纳入比较。4.3 KPIs：定义Pr、Er、RTE、RT、DT、ST、CyL、CaL、UPCE、UECE、LCOS、SFV、EF、TEV等；安全优先、低成本次之、高效率再次。4.3.1 Critical assessment of KPIs：Er定义影响DOD、DT和UECE；SDR决定ST；EOL标准不统一；RTE分器件级和系统级；LCOS和UREC用于经济比较；SFV、EF、TEV为原创综合指标，按0%–100%工程评分。5 Comparing bidirectional utility-scale energy storage technologies：5.1 Deployment levels：2025年PHES约10 TWh，平均DT约48 h，属U-LDES；LIBES功率超过PHES，但平均DT约2.7 h；CAES 2.35 GW/11.2 GWh，4.8 h；LAES 0.0053 GW/0.0156 GWh，2.9 h；FES 0.41 GW/0.102 GWh，0.2 h；NASES 0.57 GW/3.5 GWh，6.1 h；VFBES 1.1 GW/4.6 GWh，4 h。5.2 Performance comparison：PHES是唯一可满足U-LDES的成熟双向技术，功率和能量最高，RTE超80%，循环超20,000，UPCE约1800 $ kW^?1，UECE约100 $ kWh^?1，UREC约1 ￠ kWh^?1 cycle^?1，但SFV≈35%、EF≈90%、TEV≈15%；CAES储能和时间性能强、经济性好、TEV<20%，但SFV和EF受限；LAES功率能量低、RTE最低、成本最高；FES短时、RTE可达90%、经济和环境较优；NASES中等、DT低于LDES、寿命短、EF=55%；LIBES功率最高、效率高、SFV好、成本低，但少满足LDES、寿命最短、EF=55%、TEV=65%；VFBES在LDES范围、循环超20,000、SFV约80%、UREC低，但受钒供应影响。6 Conclusions：翻译结论如下。将间歇且不可预测的可再生能源大规模并入电网，需要系统在低需求期储存多余电力，并在高需求期释放，从而执行双向运行。为满足这些要求，目前已有多种技术可用，预计未来数年将有更多解决方案投运，以应对快速增长的市场，尤其是能量管理应用，通常放电持续时间超过1 h。要求更长放电服务的应用，通常超过8–10 h，属于长时储能（LDES）范式；该标准排除了主要面向电能质量服务的短放电飞轮储能。在已投运储能技术中，抽水蓄能（PHES）历史悠久，可追溯至20世纪初，仍主导高功率和高存储容量应用，可达数吉瓦和数千吉瓦时；在有利配置下，PHES可实现数百天的超长存储持续时间和数千小时的放电时间，但在小规模系统可扩展性、快速响应辅助服务和环境约束方面存在限制。其他主要已投运技术包括面向能量管理的压缩空气储能（CAES）和液态空气储能（LAES），以及面向电能质量的飞轮储能（FES）。这些与成熟化学系统共存，特别是锂离子电池（LIBES）、钠硫电池（NASES）和钒液流电池（VFBES）。这些技术性能大体可比，但差异显著。CAES、LAES和VFBES可在功率和能量方面独立缩放，使放电持续时间容易满足LDES要求，通常为数十小时；LIBES和NASES通过相同电化学电池储存能量和输出功率，这种功率与能量的内在耦合限制其放电持续时间，阻止其完全进入LDES条件，但一些近期LIBES电站正达到8 h下限。CAES、LAES、VFBES和其他新兴技术可进一步扩展，预计未来部署更大规模电站；相反，LIBES和NASES因安全和危险考虑面临规模扩展约束。CAES受显著场址要求约束，LAES在容量、往返效率和成本性能方面竞争力较低。FES在当前功率和能量额定值方面最低，但经济指标、环境影响和危害风险在非水电选项中较优，适合快速电能质量服务。在所有研究技术中，VFBES似乎在技术经济和环境性能方面提供有利的整体平衡。若干其他技术正朝工业规模发展，包括海水抽水蓄能、长时飞轮、泵热系统、通过电解的氢储存、非钒金属和有机液流电池、金属空气电池，尤其是铁空气电池；基于CO₂的储能等非常规概念也在出现。这些技术常基于小规模实验和数值模拟，其大规模实际性能仍需评估。研究人员选择了一套关键性能指标，其中一些在本综述中提出，用于比较分析；这些指标涵盖技术、经济和外部因素，为比较根本不同的储能技术提供全面基础，也可用于后续研究。最后，基于本综述技术经济参数将某一技术确定为“最佳”或“最有利”并不保证商业可行性，也不预测未来市场成功；市场竞争力受公共政策、政府激励、监管框架、市场条件、定价策略和地缘政治因素影响。尽管如此，本分析提供了客观的、基于工程的框架，可支持政策制定者、投资者和其他利益相关者作出更知情和前瞻性决策。