关于未来锂离子电池的发展趋势分析

中国电力科学研究院超导电力研究所所长来小康13日参加“第四届中国智能电网大会2012”时表示，储能技术是智能电网建设的重要环节，未来适合规模化发展的储能技术为锂离子电池、铅炭电池、全钒液流电池。

据了解，现有的电能存储方式主要可分为:物理储能、电磁场储能和电化学储能。物理储能方式主要有抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能;电磁场储能方式包括超导储能和超级电容储能;电化学储能主要有铅酸电池、液流电池、钠硫电池、镍氢电池、镍镉电池、锂离子电池等储能形式。

来小康介绍，储能技术包括储能系统装置技术和储能系统的应用技术。如何判断一种储能技术能否在电力领域规模化应用以及在何种条件下大规模商业化应用，成为亟需研究的问题。

来小康认为，符合发展趋势的储能技术需要达到以下几方面要求。

在指标要求方面:系统规模，容量要求需要达到MW/MWh级规模能力;安全性问题MW/MWh级下的安全性。

技术水平:循环寿命应达到5000次级以上;能源转换效率在80%以上。

经济因素:采用峰谷电价差收益或弃风损失与单位循环寿命造假两者之间的差值关系衡量经济性;单位循环寿命造价由单位KWh储能系统造价、储能系统全周期循环寿命、储能系统的能源转换效率、储能系统运营成本以及储能系统外围平衡费用等构成。

形态:可以批量化、标准化生产;便于安装、运行与维护。

来小康表示，随着储能技术不断突破，预计到2015年-2020年，锂离子电池和铅炭电池循环使用寿命大于5000次，每千瓦时发电单位成本低于1500元，转换效率大于80%;全钒液流电池循环寿命大约10000次，每千瓦时发电单位成本低于1500元，转换效率大于70%。

在储能技术应用方面，国家电网在河北省张北投资建设了集风力发电、光伏发电、储能电站、智能变电站一体化的“风光储输示范工程”，其中风力发电100兆瓦，光伏发电40兆瓦，储能20兆瓦。该示范项目分别安装了磷酸铁锂储能装置14MW(共63MWh)。该装置分布于占地8869平方米的三座厂房内，共分为九个储能单元。整套磷酸铁锂装置共安装电池单体27.456万节。

来小康介绍，目前该装置已全面投入使用。风光储输示范工程主要针对风力发电和光伏发电出力随机波动的特点，配套建设储能设备，使电站具备平滑出力、跟踪计划负荷曲线和削峰填谷等功能，提高新能源发电质量，实现电网与电源和谐发展。

来小康表示，目前该项目在经济上没有实现收支平衡点。关键症结在于电池技术不达标。收支平衡点需要做到循环使用5000次，且每千瓦时发电成本1500元。

据行业内企业人士介绍，按照我国目前电池技术成本每千瓦时发电成本最起码比收支平衡点要高出一本，至少3000到4000元。