研究认为长时储能技术需降低成本和提高放电效率才能取代核电和天然气发电

美国国家可再生能源实验室 (NREL) 研究人员Omar J. Guerra日前在其发表在《自然能源》杂志上的一篇研究论文指出，行业机构需要更多的研究来了解长时储能和季节性储能技术的经济性，以确保它们能够在电网脱碳方面发挥重要作用。

这篇文章以该实验室之前进行的一项研究为基础，该研究着眼于将长时储能系统 (LDES) 与可再生能源发电设施配套部署，以实现更具成本效益的电网脱碳。文章指出，需要降低长时储能系统 (LDES)成本效率和提高放电效率，才能取代核电设施或天然气发电厂作为电网电力可靠性的来源。


Guerra在论文指出，尽管长时储能系统 (LDES)面临很好的市场机遇，但对大规模长时储能技术的综合建模仍然是一个重大挑战，需要全面了解储能技术在实现无碳或高可再生能源系统方面的价值。

根据美国能源部的统计数据，世界各国已经安装和运营总装机容量约为173.7GW的储能系统，93％是短时储能系统，这种类型的储能系统有助于处理每天出现的电力峰值需求，但需要更长的持续放电时间来处理风能和太阳能发电设施的日常和季节性发电变化，并提高电网弹性。

普林斯顿大学助理教授、该报告的合著者Jesse Jenkins 说，“锂离子电池是一种市场主流的短时储能系统，但它们在实现气候目标方面存在一些局限性，有各种各样的潜在储能技术可以发挥重要作用。我们面临的问题是采用什么样的储能技术才能更加经济可行地实现目标。”

研究人员采用一个先进的模拟电力系统模型，根据装机容量成本、储能容量成本和效率来评估不同的长时储能技术。这些技术涵盖了一系列解决方案，包括锌电池、锂硫液流电池、氢储能和压缩空气等储能技术。研究发现，长时储能解决方案的储能容量成本必须降至10美元/kWh左右，才能完全取代电网上的核电设施，并且必须降至1美元/kWh，才能取代具有碳捕获和封存功能的天然气发电厂。目前电池储能系统的成本约为200美元/kWh。

Guerra在文章中指出，这些研究和发现应该有助于为储能领域的研发工作以及私人和公共投资提供更多信息，并更好地了解这些新型长时储能和季节性储能技术的市场机会。基于模拟的更详细和更具代表性的建模（其中包括可以纳入生产成本模型和产能规划模型的更好的运营信息），可以帮助政策制定者和投资者更加关注和投资储能技术。

美国《2020年能源法案》于去年12月作为2021财年综合计划的一部分获得通过，其中包括一项资助3000万美元的年度计划，用于研究长时储能技术。作为美国就业法案基础设施计划的一部分，美国政府还提议为气候解决方案提供350亿美元的研发资金，其中包括储能系统和先进的核能技术，这将建立在美国能源部现有长时储能系统研究的基础上。

这些研究工作将有助于将新型长时储能技术推向市场，并可以确定某些储能解决方案可能适用的地方。例如，如果有足够的地下洞穴储存氢气或压缩空气（犹他州的一个储能项目正在探索这一策略），那么就具有成本效益。其他的热储能解决方案也显示出低成本储能的优势，尽管碳排放成本仍然很高，因为它们需要采用涡轮机来产生能量。很明显，目前的长时储能系统不太可能完全取代化石燃料发电设施，这意味着在能源转型期间，一些核电设施和天然气发电厂仍在运营。

Guerra在文章中总结道，“虽然有些人可能认为长时储能系统是最终解决方案，并将拥有和运营更多的风能、太阳能和储能系统，但这将导致更高的成本。像往常一样，其答案是我们需要部署所有可用的节能环保能源设施。”