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麻省理工学院能源计划未来研究报告：储能技术的未来之抽水蓄能（六）

2022-06-08 11:05:51

作者：刘伯洵编译来源：中国储能网

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机械储能有哪些？

第3章机械储能

3.1简介

为了存储能量，电能和机械能可以相互转换，并且有各种形式（例如重力势能或动能），也可以用来压缩气体储能。其中一些机械形式的储能技术适用于部署大规模的长时储能系统。作为一个主要储能类别，机械储能包含多种技术，它们与电池储能系统技术并不相同。事实上报告指出，抽水蓄能 (PSH)设施和压缩空气储能系统(CAES) 这两种主要的机械储能技术从技术或实施的角度来看几乎没有共同之处。然而确实有一个重要的共同点：这些机械储能技术的能量密度远低于化学储能和电化学储能的能量密度。这两种机械储能技术占地面积大，必须在地质条件有利的位置部署，并且不适合实现模块化。

抽水蓄能(PSH)设施是通过电力将水从下游水库抽到上游水库存储，以重力势能的形式储存电能，这是一项成熟且广泛部署的储能技术，2020年占美国电网规模储能容量的98%以上，占美国总储能容量的87%。然而，自从上世纪90年代以来，抽水蓄能(PSH)设施在美国和许多其他国家（中国是明显的例外）的部署目前已经显著放缓。除了其他因素之外，这种部署放缓反映了由于更加灵活的燃气发电设施的增加以及在电力市场重组中为抽水蓄能(PSH)设施融资困难而导致的当日能源套利价值降低。然而，最近在美国的分析和许可经验表明，在选址环境可接受的抽水蓄能(PSH)方面具有巨大的潜力。实现这一潜力取决于深度脱碳电力系统中长时储能的价值、抽水蓄能(PSH)相对于其他长时储能方案的竞争力以及为抽水蓄能设施(PSH)融资的能力。

压缩空气储能系统(CAES)的工作原理是压缩空气并储存压缩空气时产生的热量。几十年来，压缩空气储能系统(CAES)作为一种潜在的电网规模储能解决方案并被广泛讨论，

但该技术在过去30年中并没有大规模部署，因为署新的压缩空气储能系统(CAES)存在重大障碍。

虽然研究团队关注的重点是抽水蓄能(PSH)和压缩空气储能系统(CAES)，但本章简要讨论了其他机械储能技术，如固体重力储能、地下压缩空气储能和液态空气储能系统。基于动能储能系统（例如飞轮系统）的储能容量太小，不足以支持严重依赖可再生能源发电的电网，在此处不予讨论。

3.2 抽水蓄能

3.2.1 抽水蓄能 (PSH)的概述

抽水蓄能（PSH）设施由两个不同高度的水库组成。通常在需求较低的非峰值期间采用电力将水从下游水库抽到上游水库来储存能量。然后在电力需求峰值期间将水从较高的水库通过水力涡轮轮机释放到下游水库中来发电。现有的抽水蓄能（PSH）设施的往返效率从 65% 到 80% 不等，而最新建设的抽水蓄能（PSH）设施的效率估计约为 75%，但某些项目的往返效率可能高达82%。

就装机容量和储能容量而言，抽水蓄能（PSH）是迄今为止在美国和全球范围内占主导地位的储能技术。一个抽水蓄能（PSH）设施的装机容量通常高达数百兆瓦到为数吉瓦，储能容量通常高达数吉瓦时。截至2018年底，全球各地运营的抽水蓄能（PSH）设施总装机容量为166GW，此外正在建设50GW以上抽水蓄能（PSH）设施（预计到2030年完成），还有更多项目正在规划中。抽水蓄能（PSH）设施的总储能容量的数据并不完整，但那些抽水蓄能（PSH）设施的水库通常可以容纳足够的水，持续时间通常长达8～12小时。一些抽水蓄能（PSH）设施的水库足够大，持续时间可以长达数天，甚至可以排放一周或更长时间。假设无法获得更具体信息的抽水蓄能（PSH）设施的平均持续时间为10小时，估计全球现有抽水蓄能（PSH）设施总储能容量约为8,000GWh。

而采用水库蓄水发电的传统电设施与抽水蓄能（PSH）设施的不同之处在于它不提供直接的储能功能。尽管如此，传统水电设施可以成为零碳可调度电力的重要来源，为电力系统中的风力发电设施和太阳能发电设施提供补充。例如，释放水库储存的水来发电的抽水蓄能（PSH）设施可以减少其发电量释放以适应风力发电和太阳能发电量的增长。虽然这种情况不涉及将水抽到上游水库，抽水蓄能（PSH）设施可以与新增的风电设施和太阳能发电设施相结合，在上游水库储存更多的水，以支持在风电设施和太阳能发电设施发电量较低的时期增加发电量。对现有水电系统和相关输电资产的投资可以进一步提高补充风电和太阳能设施的发电能力。事实上，这种方法可以广泛应用于拥有大量水电资产的发达和新兴市场发展中经济体。

3.2.2 抽水蓄能（PSH）的不同区域增长轨迹

抽水蓄能（PSH）设施于19世纪90年代首次部署在欧洲。直到1970年，全球抽水蓄能（PSH）装机容量的一半以上位于欧洲。从上世纪70年代开始，美国和日本建造了一些大型的抽水蓄能（PSH）设施。抽水蓄能（PSH）装机容量的增加通常与大型燃煤发电厂和核电厂的扩建有关，这些电厂的投资成本较高，但相对于其他类型的发电设施而言运营成本较低。抽水蓄能（PSH）使这些工厂能够全天候或接近满负荷运行，因为在夜间电力需求较低时产生的多余电力可用于在一天中的峰值期间抽水到上游水库。直到2000年，日本、美国和欧洲合计占全球抽水蓄能（PSH）储能容量的80%以上（图3.1）。从本世纪初开始，中国迅速成为抽水蓄能（PSH）的主要建设者，其新增项目数量超过了世界其他地区的总和。中国目前拥有和运营的抽水蓄能（PSH）设施的装机容量在全球领先，在2015年超过美国，2017年超过日本。虽然有40多个国家拥有抽水蓄能（PSH）设施，但排名前20位的国家占全球装机容量的91%。除了中国以外，新的抽水蓄能（PSH）项目高度集中在西欧，尽管日本、韩国和印度也在建设一些抽水蓄能（PSH）设施。而规模较小和欠发达国家开展的抽水蓄能（PSH）项目很少。

麻省理工学院能源计划未来研究报告：储能技术的未来之抽水蓄能（六）

图3.1世界各地的抽水蓄能设施装机容量的增长增况

将传统水电重新定位为平衡可变可再生能源（VRE）发电的选项

现有的水电设施在装机容量和储能容量方面都是潜力非常大的资源。2019年全球水电总装机容量为1132GW，其中美国为78GW，水力发电量占全球发电量的16%，占美国总发电量的7%。目前，一些国家一半以上的电力供应依赖水力发电。美国还包括具有水库的传统水电设施，这是其主要发电类型，以及不蓄水的“径流”水电设施。

即使没有抽水蓄能的功能，传统水电设施的水库蓄水能力也可以减轻与天气相关的风险，特别是其降水模式偏离季节性标准的风险，这的风险可能会持续数月甚至数年，从而影响水电系统所依赖的进水量。气候变化可能导致现有水电设施的季节性进水量标准发生变化，从而增加或减少平均蓄水量。存储在传统水电设施水库中的发电潜力取决于储存的水量以及水面与涡轮发电机之间的高度差。一些水电项目的水库蓄水量使抽水蓄能（PSH）设施的蓄水量相形见绌。例如，加拿大魁北克省报告的水库储能容量为176,000GWh，大致相当于该省全年的电力需求量用（该省几乎所有电力需求都依赖水电）。截至2019年，仅魁北克省各水库的储能容量大约是美国所有抽水蓄能（PSH）设施总储能容量的840倍，大约是美国并网电池储能容量的17万倍。

传统的水电设施通常用于发电以外的目的，其中包括防洪、灌溉和其他关键需求的供水等用途。这些用途以及为保护濒危物种和生态系统而对每日、每月和季节性流量的限制，可能会限制优化传统水电设施运行以平衡严重依赖可再生能源的电力系统的机会。然而，即使在灵活性有限的情况下，拥有大型水库的水电设施的巨大装机容量和储能容量也可能在风力发电和太阳能发电设施发电的峰值期间以较低水平发电，而在风力和阳光不足期间以较高水平发电，从而为可再生能源发电设施提供一种储能形式，即使没有抽水蓄能的功能。

现有水电设施与风力发电和太阳能发电能力的整合可以显著地节省成本。虽然加拿大魁北克省与美国东北部地区（新英格兰地区和纽约州）之间的电力以单向流动为主，研究人员最近考虑了如何实现低碳电力在新英格兰地区和魁北克的电力系统之间传输。在模拟未来成本最优的低碳电力系统，输电资产用于在风能和太阳能发电量峰值期间的数小时内将电力从新英格兰地区输送到加拿大魁北克，从而节省水库释放的水，然后在风力发电和太阳能发电不足时，这些水可以在数小时内发电并出口到新英格兰地区。在不增加新的水力发电设施或不增加连接魁北克省和新英格兰地区输电容量的2050年模拟情景中，双向电力交易预计可将电力系统成本降低5%～6%。而在增加4GW输电容量另一种模拟情景下，增加现有水库作为平衡资源的利用率，将新英格兰地区和魁北克省的零排放电力系统的成本降低17%～28%。最近对魁北克-新英格兰地区的另一项研究探讨了减少不同时间尺度的低碳系统成本也可以显著节省成本。

除了运营变化或增强输电能力之外，研究团队还考虑了其他提高现有水电项目储能潜力的机会。一种想法是在现有的水电项目中增加涡轮机以增加其峰值发电量，尽管重要的是要认识到额外发电能力的高成本。如果增加储能容量的努力与项目提供的非电力相关服务相冲突，或引起与改变水的流动模式或最大流量相关的环境问题，则这些策略对现有项目的适用性都会受到限制。在某些情况下，现有传统水电项目可用于改造成独立抽水蓄能（PSH）项目。在技术和环境可行的情况下，必须在平衡清洁发电系统的替代方案的背景下评估这些策略，包括部署其他类型的储能技术的方案，这些技术可能在未来几十年内变得更具成本竞争力。

总之，现有的水电设施（特别是那些拥有大型水库的水电设施）在帮助平衡严重依赖间歇性风能和太阳能发电的电力系统方面提供了巨大的潜力。这些水电设施在服务目的和适用的任何环境限制方面的差异表明，必须根据具体情况考虑它们为平衡电力系统提供操作灵活性的潜力。

因此，现有水电项目的运营商应审查其设施的运营能力，并与利益相关者和监管机构合作，以确定是否有机会为电力系统平衡目的创造或提供额外的灵活性，而不会对其他项目的用途或环境产生不利影响。

与此同时，发达国家和发展中国家应在努力实现电网深度脱碳的背景下，积极探索增加可再生能源等低碳或零碳发电的潜力，以最大限度地发挥其水电设施储能容量的价值。

3.2.3 抽水蓄能（PSH）技术的物理特性

有几种抽水蓄能（PSH）设计已在世界各地成功实施。现有抽水蓄能（PSH）系统的区别在于两个主要设计特征：传统与混合以及闭环与开环。

•传统与混合：传统抽水蓄能（PSH）设施的设计只是利用先前储存的水来发电，不会将水采有电力泵入上游水库。混合的抽水蓄能（PSH）设施既使用上游水库存储的水，也使用抽水设施将水泵入上游水库发电。

•闭环与开环：在闭环抽水蓄能（PSH）设施中，其水库（或多个水库）位于远离自然水体的地方，地表水或地下水的抽取仅用于初始填充或根据需要定期补水的抽水蓄能设施。开环抽水蓄能（PSH）设施利用一个或几个天然地表水体。

混合抽水蓄能（PSH）设施始终是开环的。闭环抽水蓄能（PSH）设施总是闭环的，但传统抽水蓄能（PSH）的设计可以是闭环或开环。开环抽水蓄能（PSH）设施有很多不同的变体。一种类型的混合设计包括在两个地方筑坝形成一个上游水库和一个下游水库。由于上游水库的水来自河流和从下游水库泵回，因此该设计既可用作传统水电发电设施又可以作为抽水蓄能（PSH）设施。

在另一种开环抽水蓄能（PSH）设施的配置中，上游水库是通过使用山顶上的环形路堤或水坝来围住干涸的山谷来建造的。这两者都是纯粹的开环设计示例，因为即使下游水库与自然流动的河流相通，将水泵入上游水库也只是为了将水注满。

由于抽水蓄能设施涉及大型土木工程项目并蓄积和使用大量水，这些设施不可避免地会带来重大的环境影响，包括对土地和水生生态系统的影响以及对景观价值的影响。一般来说，开环系统往往比闭环系统具有更显著的环境影响。需要对天然河流筑坝的抽水蓄能设施通常对水体生态系统的影响比其他设计更严重。使用一个或多个河流水坝的开环抽水蓄能设施的运行会改变水体流动模式、水位、浊度和温度，并对相连水体或河岸带中的动植物造成不利影响。

在上世纪70年代，人们开始意识到水坝对环境的影响。而到上世纪90年代，美国几乎所有的大型水坝项目都停止建设，环保运动将重点转移到大坝拆除上。从那时起，抽水蓄能设施开发商的注意力转移到了闭环抽水蓄能项目上。然而即使是这些类型的项目，在美国也很难开发。

最后，还有一些抽水蓄能概念旨在避免对淡水资源的依赖或减少需要选址和开发新的地上水库。抽水蓄能设施可以使用海水，但这种方法需要特殊的设计考虑，包括需要使用耐腐蚀的液压机械，并采取措施防止上游水库周围的土壤污染。迄今为止，仅建造了一个这种类型的抽水蓄能设施。

在抽水蓄能设施中使用地下洞穴和废弃矿井作为地势较低的水库已经被提议和推广了几十年。从理论上讲，这样的抽水蓄能系统可以避免不利的环境影响。近年来，美国提出了几个地下项目，包括宾夕法尼亚州使用废弃矿井作为抽水蓄能系统的一部分。美国联邦能源管理委员会已裁定这些项目不需要申请联邦许可证，但开发商一直无法获得融资。

3.2.4 抽水蓄能设施利用率的发展趋势

现有抽水蓄能设利用率的发展趋势反映了储能价值的变化。

这份研究报告进行的分析表明，自从2000年以来，奥地利、中国、德国、葡萄牙、韩国和瑞士的抽水蓄能设施利用率有所增加。相比之下，希腊、爱尔兰、意大利、日本、西班牙和美国的抽水蓄能设施利用率同期有所下降。

将各国的经验进行比较，减少抽水蓄能设施的使用率通常与低成本的天然气增加使用相关，这往往会降低批发电价，同时增加发电组合的灵活性和负载跟踪能力。迄今为止，可再生能源发电量的增长并不一定会增加抽水蓄能设施的利用率，除非是在很少采用或没有天然气发电的电力系统中。这种受到天然气发电影响的抽水蓄能设施利用率下降似乎归因于两个因素：(1)峰谷电价之间的差距缩小（并导致能源市场套利价值降低）与天然气价格较低；(2)天然气发电厂的高度灵活性与现有抽水蓄能设施的灵活性通常仍然有限。

关于第一个因素，美国的电力系统对天然气发电的依赖增加，这是由于美国页岩油气资源中的低成本天然气产量快速增长。

自从2000年以来，美国许多地区的日内能源价格套利机会减少。非峰值期间和峰值期间的电力价格都由天然气发电厂设定，或者由燃料成本非常相近的燃煤发电厂和天然气发电厂组合设定时，抽水蓄能设施的经济价值相对较低。

这可能会随着对可再生能源发电的依赖增加而改变，当边际发电成本来自燃料成本为零的可再生能源资源时，这将导致市场价格更频繁地接近零（甚至为负）。然而，较旧的抽水蓄能设施（可能远不如天然气发电厂的灵活性）能够在多大程度上利用与可再生能源相关的市场机会尚不清楚。最近的一项研究指出现有的抽水蓄能设施并未针对当今的批发市场进行充分优化，这为向实时能源市场销售以及提供各种辅助服务提供了独特的机会。该研究报告发现，充分优化现有的抽水蓄能设施以利用有组织的批发市场可以使这些项目产生的市场收入增加三倍以上。

与此同时，开发新的抽水蓄能设施还面临着其他挑战。从历史上看，国家监管、垂直整合的公用事业公司或公共实体在抽水蓄能设施的开发和运营发挥了主导作用。但在上世纪90年代，恰逢许多发达国家放松对电力市场的管制，导致全球抽水蓄能设施部署放缓。在上世纪1990年代到本世纪初，美国取消了许多抽水蓄能设施的建设。对开发商关于这些取消的声明的审查清楚地表明，市场不确定性是主要问题。虽然对环境的担忧影响和选址确实在一些项目取消中发挥了重要作用，但抽水蓄能投资的拖延和中断在很大程度上并不是由于抽水蓄能选址稀缺或环境挑战所致。

其他长期趋势降低了许多电力系统对储能系统的需求。首先，随着时间的推移，许多燃煤发电厂和一些核电厂的灵活性有所提高，因此这些发电厂可以更好地满足负载的电力需求。其次，天然气发电成为一种越来越受欢迎、低成本和高度灵活的电力选择，包括在高峰负荷条件下。尽管人们普遍预期增加使用可再生能源将增加对储能系统的需求，但正如报告中指出的那样，在许多国家观察到的趋势是现有抽水蓄能设施利用率下降的趋势之一。

抽水蓄能设施利用率下降、批发市场价格处于历史低位、长期市场和能源政策的重大不确定性、高昂且不确定的投资，选址和许可方面的挑战，以及较长的开发周期，使得开发和资助新的抽水蓄能设施变得非常具有挑战性。然而，在一些能够降低建设抽水蓄能设施成本的地区，面临着通过充分利用现有基础设施（例如现有水力发电厂的水库或最近退役燃煤电厂的变电站和输电设备）和更长的开发时间表的挑战。

3.2.5 抽水蓄能设施的优势和局限

在目前部署的储能技术中，抽水蓄能设施以储能容量衡量的运营成本通常最低。然而，鉴于其规模大、发电成本高、开发周期长，新建抽水蓄能设施的建设成本通常在数亿美元至数十亿美元之间。这可能会带来融资挑战，这意味着政府部门和国有企业等公共实体通常在为抽水蓄能设施的项目融资方面发挥重要作用。

电力部门从垂直整合公用事业的转变增加了为新建抽水蓄能设施项目融资的难度。股权融资对于私有项目开发商来并不是一个理想的选择，因为它需要大量的前期资本。商业融资也带来了重大挑战，特别是当业主无法找到愿意支付固定付款以换取项目提供的电力服务的长期买家时。购买者不愿签订长期的抽水蓄能设施的服务合同，这可能反映了他们担心这些服务的价值在未来将会取决于对储能的整体需求以及当时提供类似服务的储能技术的成本。

另一方面，重组还可以为抽水蓄能设施运营商提供进入批发市场的机会，在那里他们能够以不受管制的价格向更大地理区域的买家出售能源、容量和辅助服务。

抽水蓄能设施的使用寿命非常长。事实上，水坝是地球上最耐用的建筑结构之一。由于很少有此类水库退役，因此缺乏关于抽水蓄能设施水库使用寿命的可靠经验数据。因此可以合理地假设水能够保持运行100年或更长时间，只要它们得到适当的维护。

而抽水蓄能设施的机电部件不如水库耐用。水力发电机的设计寿命通常为40至60年，但实际使用寿命可能要长得多。在其使用寿命结束时，发电机转子最脆弱的部分（通常是磁轭和磁极）不可避免地会存在金属疲劳，从而可能影响安全性和可靠性。然而，设计寿命比水库和其他抽水蓄能设施寿命更短的转子和其他机电设备，可以并且通常会以仅占抽水蓄能设施总价值很小一部分的成本进行翻新或更换。考虑到这些做法，抽水蓄能设施的实际运营寿命取决于其土建工程的耐用性，在许多情况下可以超过100年。

美国抽水蓄能设施的经济性通常在30年内进行分析。使用基于商业融资成本的贴现率，地 30年之后的运营净现值很小（即使考虑反映更长使用寿命的终值）。相比之下，中国建设的抽水蓄能设施通常在20到50年的时间段内进行分析，更长的时间段适用于更大的投资回报期长的项目，反之亦然。总之，融资条款和贴现率的选择决定了经济分析的相关期间，但这一期间通常不能反映抽水蓄能设施的预期使用寿命。在当今的利率环境下，政策制定者和投资者可能都想重新考虑选择哪种贴现率更加合理。

经过数十年的使用，现有抽水蓄能设施的销售经验有限，这也说明了它们的长期价值。案例研究表明，经过数十年的运营，一些抽水蓄能设施的售价高于经过通胀调整后的建设成本。因此，一些研究报告假设抽水蓄能设施的资产价值在仅运行几十年后就为零，这可能高估了这些设施提供的服务成本。很少有其他储能技术（如果有的话）显示出可以显著抵消或超过其经过通胀调整的购置成本的资本增值潜力。

总之，抽水蓄能设施的投资提出了一个财务难题。一方面，现有的抽水蓄能设施设施很可能在多年内仍可作为大型储能系统的一种低成本解决方案。另一方面，由于前面提到的各种挑战（即开发时间长、规模大、资本成本高且不确定，以及市场和政策的不确定性），新建抽水蓄能设施获得融资极为困难。这些挑战与其他一些储能技术的优势形成鲜明对比，例如电池储能系统可以实现模块化，具有更短的开发时间以及更低资本成本——所有因素这显著地降低了抽水蓄能设施的开发和融资风险。