中国储能网讯：美国能源部（DOE）预测，到2050年，美国需要新增700至900吉瓦（GW）的发电能力，才能实现净零排放目标。除了天然气和核能，可再生能源将占据重要地位。然而，如果没有储能技术，风能和太阳能等可再生能源的大量电力将被白白浪费。

根据美国能源信息署（EIA）的数据，2024年8月，美国本土48个州每天上午10点至下午6点之间的公用事业规模太阳能发电量平均达到6310万千瓦时（GWh），比2023年同期增长了36%。加利福尼亚州、德克萨斯州和佛罗里达州等州是新增装机容量的主要地区。然而，这些州的太阳能发电量常常超过电网的承受能力，导致部分太阳能运营商不得不削减发电量，且削减幅度不容小觑。

2024年，加利福尼亚州削减了超过300万兆瓦时（MWh）的太阳能电力，情况似乎还在恶化——2024年损失的太阳能电力是2021年的两倍！即使有时电力过剩到在一天中最热、需求最高的时候，也不得不关闭部分发电。

因此，锂离子电池储能系统（BESS）的资金投入备受关注并不奇怪。2024年，美国能源部宣布为14个州的25个入选项目提供超过30亿美元的BESS拨款。BESS可提供长达4小时的储能，这是一个不错的起点。但为了提升以可再生能源为主的电网效率，更长时间的储能形式迫在眉睫。长时储能（LDES）主要有这些选择：

机械储能

机械储能是长时储能技术中最成熟的选项之一。这一类别包括两种主要技术：压缩空气储能（CAES）和抽水蓄能。此外，还有一些替代方案，许多是CAES的变体，如液态空气储能（LAES）、热储能、CO2循环和重力储能。其基本原理是将电能转化为势能或动能，然后再转换回电能。

抽水蓄能

抽水蓄能利用两个不同高度的水库，通过水从高处流向低处发电。电力通过涡轮机产生，与水力发电设施的方式相同。水被回收到低处水库，再被泵回高处重复使用。目前，美国约有50个抽水蓄能设施，总容量达22吉瓦。美国能源部正在资助新项目，例如与EDF公司在肯塔基州合作的一个项目。近年来，澳大利亚和葡萄牙等国家也在增加抽水蓄能设施。

图1：抽水蓄能已广泛部署在世界各地。

压缩空气储能

 “CAES利用压缩空气，在一些先进应用中效率可高达80%，”Burns & McDonnell的氢技术经理Megan Reusser表示。“它具有可扩展性，需要合适的地下储藏设施，但由于使用天然气燃烧从压缩空气中发电，存在一定的排放问题。”

目前运行的CAES电厂不多，包括德国的Huntorf（320兆瓦）、阿拉巴马州的McIntosh（110兆瓦）以及中国近期新增的几个。这些设施利用非高峰期电力驱动电动机或燃气轮机压缩机，将空气注入地下储藏室，如盐穴或废弃油藏。在电力需求高峰时，压缩空气被抽出、预热后进入燃烧室，天然气在此燃烧进一步加热空气。热膨胀气体驱动连接发电机的膨胀涡轮，为电网供电。其燃料效率远超现代联合循环电厂。

例如，阿拉巴马州的McIntosh电厂由公用事业公司Power South拥有。它由一台机械传动链组成，包括两台西门子能源压缩机和膨胀机、一台电动发电机以及一个巨大的盐穴。压缩储藏室约需40小时，之后发电机可满负荷运行约25小时。该机组能在9分钟内紧急启动，且全年运行。其动力传动链由低压（LP）、中压（IP）和高压（HP）压缩机、低压和高压涡轮膨胀机以及SSS离合器制造的同步自换挡（SSS）离合器组成。离合器的接合或分离控制电动发电机是驱动压缩机还是为电网发电。

图2：压缩空气储能系统利用压缩机将加压空气储存在地下，利用涡轮膨胀机和燃气轮机将储存的资源转化为能源。SSS离合器使工厂能够在驱动压缩机或发电之间切换。

 “这家电厂已成功运行30多年。”SSS离合器总裁兼首席执行官Morgan Hendry表示，“美国85%的地区拥有适合CAES的地质条件。北欧也有许多潜在地点，其中一些已用于天然气储存。”

近年来，CAES出现了一些“变体”：

加拿大公司Hydrostor计划在加利福尼亚州罗萨蒙德建设Willow Rock能源储存中心。这一先进的CAES项目将提供500兆瓦电力，利用地下空气和水的组合储存。

Highview Power设计了液态空气储能（LAES），使用液化空气替代压缩空气，计划在西班牙进行试点，英国已有小规模版本运行。

Just-In-Time Energy提供优化的LAES工艺，通过热空气膨胀供电并改善经济性。该公司还在开发一种结合气体和电力储存的系统（CEGS），用液化天然气（LNG）替代液态空气。CEGS系统将多余可再生电力储存为LNG和熔盐，主要在非高峰时段进行，然后在高峰时段将气体返回管道系统，同时将用于生产LNG和加热熔盐的电力的95-120%返回电网。熔盐组件允许储存阳光充足、风力强劲的下午产生的短暂可再生能源。

Alliant Energy在威斯康星州开展20兆瓦的Columbia能源储存项目，将CO2气体压缩成液体作为储存介质。

Corre Energy和Contour Energy希望在德克萨斯州一个280兆瓦项目中结合氢和压缩空气储能。

其他形式的储能

其他几种长时储能方法处于不同开发阶段：

热储能系统

热储能系统利用潜热、显热和热化学过程将能量储存为热量，有时涉及从液体到蒸汽的相变。例如，热量可传递给工作流体，通过涡轮发电机产生蒸汽；或者能量被传递到熔盐或砖块中保持热量。这类系统可能资本密集且实施难度大。

 “热储能适用于对热量需求甚至超过电力的场景。”Reusser说，“由于成本原因，这些系统通常限于大规模应用。”

电化学储能系统

电化学储能包括锂离子电池储能系统的多种替代品，如液流电池、金属阳极和静态电池。目前约有40种化学成分，其中钒氧化还原液流电池（VRFB）最为常见。

图3：液流电池示意图。

“电化学储能的优点包括可扩展性、长寿命、低热失控风险，且部分使用无毒材料。”Reusser说，“挑战包括组件和设置的初始成本高、能量密度低于锂离子电池，以及需要定期维护泵和阀门。”

例如，Burns McDonnell于2020年在马萨诸塞州安多佛为Convergent Energy + Power的GridStar Flow Serial Number One站点提供了500千瓦（2.5兆瓦时）的氧化还原液流电池技术。该公司还与明尼苏达大学莫里斯分校和Ottertail Power合作开展寒冷天气液流电池示范项目。研究完成后，这个项目将提供1兆瓦/6兆瓦时的储能。

“这所大学位于一个孤立微电网，希望找到能在寒冷条件下运行的电池技术。”Reusser说。

铁空气电池是Form Energy开发的一种新方法，据称可提供长达100小时的容量。其原理是：铁暴露在氧气中时会生锈并释放电子，用于供电；当电力过剩时，电子流回电池，过程逆转，铁去锈，电池重新充电。Form Energy正与Great River Energy合作开展位于明尼苏达州剑桥的Cambridge能源储存项目，该项目将提供1.5兆瓦的实验性电池储能。

化学储能

常见的化学储能形式包括通过压缩形成氨或液化天然气（LNG）。

“目标是利用多余可再生能源生产氢气并储存以备后用。”Reusser说，“化学储能是运输能源的好方法，如果对分子的兴趣大于电子，通常是最佳选择。”

除了运输、电解和能源出口外，化学储能还适用于工业过程，并作为一种备用电源。它具有很强的可扩展性，提供非常长的持续时间、高能量密度，并为难以减排的行业提供脱碳途径。然而，资本成本可能很高，系统也可能很复杂。

选择合适的解决方案

每个站点情况不同。每个用例需权衡运行条件、循环预期、往返效率、容量、预期寿命、运维成本和资本成本。

 “极端寒冷意味着一些选项可以立即排除。”Reusser说，“你还必须了解是否能每天、每周或每月使用储存的能源，因为一些解决方案更适合较短或较长的循环。”

例如，液态空气会升温，因此必须定期使用才能经济，否则重新冷却会耗费大量能源。同样，可用能源的体积和时间段可能有利于CAES等选项。作为经验法则，大多数电池技术提供长达4小时的储能，机械解决方案提供10至36小时，热能和电化学提供高达160小时，化学储能以氢气、氨和LNG形式提供最长的持续时间。

 “考虑将短续航锂离子电池与长续航方法相结合以提高性能和成本效益的混合动力系统可能是明智的。”Reusser说。

另一个需要考虑的因素是人工智能（AI）的兴起。这无疑将成为促进所有长时储能形式发展的催化剂，尤其是较为成熟的CAES。

“对AI日益增长的需求将增加对长时储能的需求。”SSS离合器的Hendry说，“AI 驱动型系统需要可靠、可扩展和可持续的能源来支持其持续运营、数据处理以及与可再生能源的集成。”