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上下文和规模
从风能和太阳能发电机等可变能源中获取大量电力的可行性取决于开发具有成本效益且适合应用的技术，如储能。如果能够实现适当的成本结构和性能——电力和能源的资本成本、往返效率、自放电等——持续时间更长（10至100小时）的储能技术可以使电网具有更多的可再生电力。尽管锂离子电池等当前技术适用于电网上的许多应用，但它们不适合更长时间的存储应用。 尽管10到100小时的储能将有助于促进可再生能源在电网上的整合，但它的持续时间不足以维持季节，也不足以实现100%可再生能源发电的电网。考虑到扩大对整个电网产生影响的储能技术的资本密集性，需要在实验室和试点规模上进行严格的技术和经济评估。几个主要类别的储能技术可以解决长期电力存储成本和性能框架，并且正在加速努力确定和开发最有前途的储能系统。
总结
美国电网正在经历快速变化，以应对天然气价格持续低廉、可变[可再生资源]发电成本下降（越来越多地与额定功率持续时间可达4小时的锂离子储存相结合）以及州和地方的脱碳政策。尽管最近大多数电力储存系统安装的额定功率持续时间可达4小时，但确定了一些趋势和潜在应用，要求电力储存持续时间更长，为10至100小时。这样的持续时间范围介于可以满足具有锂离子电池成本结构的技术的日常需求和利用[地下水库]中的化学储存的[季节性储存]之间。考虑了长期储存应用的经济性，包括对能量时间转移和容量支付的贡献，并显示出与锂离子电池服务良好的应用的成本结构不同。特别是，在完全安装的基础上，能源子系统的资本成本必须大幅降低至3美元/千瓦时（持续时间为100小时）、7美元/千瓦时（持续时间为50小时）或40美元/千瓦时（持续时间为10小时）。简要回顾了可能接近长期电力储存（LDES）成本框架目标的主要技术类别的最新发展，包括电化学、热和机械。这一观点说明了低成本和高能量密度存储介质的重要性，激发了LDES系统如何经济并为电网提供价值的新概念和方法。
长时间储能的介绍和应用
美国（US）电网正在经历快速变化，这为新的电力存储应用创造了机会，并可能受益于新的电力存储技术。首先，风能和太阳能[光伏发电]的[平准化电力成本]（LCOE）现在低于新的天然气联合循环发电厂，即使持续的低天然气价格正在将燃料混合物从煤炭转移到核能，在某些情况下。[1]然而，与上个世纪电力系统基于化学燃料的稳定供应不同，风能和太阳能装置的电力输出在时间尺度上是可变的，从几秒到几年不等。第二个主要变化是向脱碳迈进。在发布时，美国六个州已经签署了100%清洁能源或可再生能源目标的政策，各州立法机构正在考虑更多的政策；许多国家、地区和城市也在推行这样的政策[2]第三，州、市和行业正在考虑增加电网弹性的技术选择，部分原因是天气变化和风暴不断增加，例如摧毁波多黎各和美属维尔京群岛的飓风玛丽亚[3]。
今天电网上的储能服务主要由抽水蓄能水电（PSH）（累计安装量）和锂离子电池（目前年度安装量的份额）主导。[集中太阳能发电厂的熔盐储存和较小程度的现场[热储存]也很重要，但在这里，我们只关注充电和放电的系统。PSH通常在额定功率下持续6-10小时，提供峰值容量并满足每日能源时移应用。然而，许可和大型项目融资困难限制了PSH的增加。[5]锂离子电池在技术上能够用于各种规模的项目（例如，kW至GW和kWh至GWh）以及基本上任何持续时间，但今天追求的经济上可行的应用包括频率调节（充电和放电持续时间为秒级），备用市场（数十分钟），输配电升级延迟（8小时），以及其他持续时间≤10小时的应用。
为了利用低成本的风能和太阳能并推进脱碳目标，LDES系统可以至少以两种方式配置：（1）作为并网的独立系统，以及（2）在公共互连点后与太阳能和/或风能集成。首先考虑并网系统的情况，可变资源传统上由天然气燃煤发电厂缓冲，尽管其他方法包括传输扩展、需求侧管理（包括不同持续时间的现场冷热储存）和电力储存。对于电力储存，模型研究表明，长达约8小时的持续时间可以增加风能和太阳能的年发电量，可以在大型[区域电网]（例如CAISO或ERCOT）上利用[8]，[9]，[10]许多研究也研究了超过约10小时的储存持续时间；这些研究还发现，增加储存持续时间的增加减少了[削减]，并增加了风能和太阳能等可变资产的使用，边际影响下降。[9]，[10]，[11]，[12]需要进一步的建模工作来准确量化LDES在区域层面上对风能和太阳能普及率的影响，并应包括对输电潮流约束、网络稳定性、应急要求、削减能源的机会成本、负载灵活性限制以及其他必要参数的现实处理，以捕捉大型电力系统内输电的全部复杂性。同样重要的是要指出，虽然较长时间的资产（例如季节性存储）可以潜在地服务于较短时间的应用，例如每日循环（假设效率、转换动力学和其他属性合适），但相反的情况并非如此，这可能有利于开发较长时间的资产。[13]
在这些研究的背景下，[图1]提供了满足需求所需的最大存储持续时间与风能和太阳能年度能源比例之间的高层次和半定量关系。[图1]中的彩色区域表示与可再生能源削减、输电扩建和电网灵活性（即必须运行的发电机数量、需求响应）相关的典型假设，而箭头表示更具限制性（向左）或更激进（向右）的假设。该图显示，在风能和/或太阳能装置的容量系数为20%至50%的情况下，在达到更高比例之前可能只需要很少的存储，特别是在风能和太阳能混合优化的地区。[8]，[9]根据该地区的特性（例如，太阳能和/或风能资源的质量，传输系统的能力，天然气量与低[斜坡率]资源），大约50%到80%的太阳能和/或风能的年能量可以达到，存储时间≤10小时。[11]然而，可能需要更长的存储时间来实现大约70%到90%的风能或太阳能的年能量，存储时间为10到数百小时。[10]，[14]鉴于需要完全可靠的电力供应，如果风能和太阳能的年能量比例接近100%，则存储持续时间可能进入季节性甚至跨年领域。[10]实现仅由风能和太阳能等可变来源供电的电网通常被认为比使用一套发电技术更不经济，风险更高，其中一些发电技术完全可调度和/或提供[基荷]。
Figure 1. Semi-quantitative Overview of the Maximum Duration of Electricity Storage Needed to Ensure Demand Is Met at All Times versus the Fraction of Annual Energy from Variable Generators, Such as Wind and Solar
箭头表示风能和/或太阳能[削减]、输电能力、地理范围和电网灵活性（例如，必须运行的发电机数量和需求响应）对电力储存最长所需持续时间的影响。此图中的值基于先前的研究。[8]、[9]、[10]、[11]、[12]、[13]、[14]、[15] 对于[图1]中的储存持续时间的背景，美国的天然气储存量相当于数万到数千小时的消耗时间，无论是在广泛的管道基础设施本身还是在地下储存设施中，这些设施可以储存超过4万亿立方英尺的工作天然气（一次能源为1200太瓦时，足以完全供应美国2个月的电力消耗）。虽然有时有人说电力是独特的，因为它是一种几乎没有储存的商品，但事实上，用于发电的燃料有一个巨大的、长期的储存系统和大量的可调度发电机，以确保高度可靠和动态的电力供应
LDES系统还可以直接与风能和/或太阳能装置集成在一个公共互连点后面，提供可调度的输出，在单个项目的层面上模拟当前的化石发电机。例如，2019年6月，美国公用事业公司NV Energy宣布了三个太阳能项目，总容量为1,200兆瓦，电池存储容量为590兆瓦；电池存储系统的持续时间从4-5小时不等，将电力可用性从30%提高到65%。[17]尽管4-5小时的存储时间使太阳能装置的可用性翻了一番，但它仍然远远低于传统化石燃料或核电站的可用性。根据位置（例如，缅因州与亚利桑那州），资产类型（太阳能，风能或混合）和所需的输出形状（峰值与基荷），在许多情况下，具有数十到大约100小时持续时间的存储系统可以在给定年份的90%以上的时间内提供所需的输出[12]，[18]事实上，在20年内具有100%预期可用性的可变可再生能源加储能电站可以设计为特定发电配置的输出价格<0.10美元/kWh，给定LDES存储成本为1,000美元/kW和20美元/kWh，额定功率下的持续时间约为100小时。 最后，LDES还可以在（微型）电网或单一建筑物的层面上提供增强的弹性。上面提到的飓风玛丽亚的例子提供了一个与缺乏系统弹性相关的风险的具体例子，研究人员最近开始量化储能在弹性方面带来的价值。[19]尽管飓风玛丽亚是一个极端事件，导致波多黎各部分地区近一年无电，但在许多情况下，几十小时的分布式或电表后存储足以让系统在断电期间保持在线。这一功能传统上由柴油发电机提供。然而，对可靠性、长时间中断期间的燃料供应、燃料成本、维护劳动力和排放的担忧正在推动医院、数据中心和[废水处理]设施等场所的运营商探索替代方案。LDES可以发挥这一作用，并有可能通过参与其他应用（如本地[辅助服务市场]）来提供额外收入。可以消耗数百兆瓦电力的数据中心确实在考虑存储系统来提供[备用电力]和市场参与的收入，[20]一份报告显示，调峰和频率调节的收入可以减少高达12%的水电费。[21]
长续航储能系统的经济性与运行
近年来，努力集中在电力存储系统的开发上，其安装资本成本为150美元/千瓦时，额定功率持续时间为5小时。[22]，[23]LDES应用的独特特征需要不同的存储技术成本结构，并导致要求为技术开发商带来挑战和机遇。在美国，放松管制的电力市场通常以[辅助]和容量市场的形式为[发电]和可靠性服务提供补偿。存储系统将一系列服务"堆叠"以最大化投资回报在技术上是可行的，从而导致占空比叠加多个单个应用程序的贡献[24]（尽管由于市场规则或合同义务，这在操作上可能是不可能的）这种价值主张的广度，以及电力市场中由政策驱动的存储估值的持续演变（例如，[联邦能源监管委员会][FERC] 841号命令和欧盟的电力市场设计指令），阻止了建立一套简单或单一的技术和经济指标，如果满足这些指标，将导致LDES技术的大规模部署。[[28]，[29]，[30]，[31]本分析的目的是确定LDES系统的关键经济和工程权衡，并对用例和薪酬机制进行有限的假设。为特定应用开发的经济框架显示出与我们在这里展示的相似的结果。[12]，[18]我们使用[公式1]中所示的[贴现现金流]框架探索一般LDES性价比参数空间（有关公式详细信息，请参阅[补充信息]）。（公式1）=1（1+）−[Δ，，+，−1]=[−1+，−1]+=1（1+）−[，，（−1−1）+，+−1]+（1+）−/
[公式1]左侧代表项目财务期内的收入，右侧代表系统的总拥有成本（TCO），两者的单位均为/kWh，这是美国大多数地区未来风能或太阳能发电的LCOE的代表性值。[33]，[34]该值不包括输电或配电成本，因此反映了风能或太阳能发电现场的电价。为简单起见，税收，折旧，通货膨胀和财务成本不包括在内。[补充信息]（[图S1]）中提供了50小时持续时间存储系统的单因素敏感性分析，该分析探讨了[公式1]中各种收入和成本参数的更广泛值。此外，[补充资料]提供了一个讨论和一个数字（[图S3]），量化了（包括0$/kWh的值，反映电网上的过剩电力）和往返效率（RTE）对安装资本成本的影响，持续时间和价值范围。
在[公式1]中概述的参数中，研究新的电力存储技术的研究人员可以最容易地估计给定系统的资本成本，即使在相对较早的开发阶段也是如此。因此，我们在[图2]中显示了包含电力和能源组件（−1+，−1）的安装资本成本。z轴表示作为和的函数的资本性支出的可用预算。我们假设有两个收入来源：（1）套利与周期频率相关的电力销售（）和（2）主要与电力容量相关的可靠性服务支付（）。考虑这两种薪酬机制是很重要的，因为作为一个例子，PSH装置经常花费超过50%的运行时间在备用停机模式下，准备在需要时供电，我们假设充电和放电模式的平均差价=0.05美元/千瓦时周期，这将导致在当今电网的成本结构下引人注目的LDES技术。举例来说，如果风能或太阳能发电厂以0.025美元/千瓦时的价格产生的一半电力通过循环溢价为0.05美元/千瓦时循环的同位存储设备（即放电价格为0.075美元/千瓦时循环），联合发电机加存储系统的平均电价将为0.05美元/千瓦时，这一价格与未来[联合循环天然气发电厂]产生的电力（在0.041至0.074美元/千瓦时的范围内）具有竞争力。因此，在电力市场中运行的储能系统在超过每日循环的一系列持续时间内具有=0.05美元/千瓦时的循环将使一类新的组合可变可再生能源加储能发电资产具有更接近于灵活化石发电机的可调度性。关于，由于电网包含更大比例的可变能源，这有助于降低批发电价，但不能提供可调度性，容量和辅助服务市场可能会对储能项目的经济可行性产生巨大影响，[37]特别是对于能够提供几乎可调度输出的LDES系统。我们研究了[图2]中（25和75$/kW-y）的两个不同值，以说明与持续时间和容量值相关的不确定性范围，这仍然是系统运营商和市场利益相关者争论的主题，并在[补充信息]的[图S1]和[S2]中提供了额外的参数分析。[38]，[39]，[40]
Figure 2. The Influence on Installed Capital Costs of Round-Trip Efficiency, Cycles per Year, Discharge Time, and Capacity Payments.
索引颜色显示安装资本成本（−1+，−1，单位：/kW-y和（B），（D）和（F）75/kWh循环和=安装资本成本的1%（代表[PSH][41]），=0.025/kWh循环，并且没有存储介质更换。请注意，年度完整系统循环的数量不能超过4,380 h/d，因此x轴上的限制不同。[补充信息]中的[图S2]显示了=0.10/kW-y时，对RTE的敏感性更高（[图2]A、2C和2E），资本成本目标如果<50%就极具挑战性，并且随着RTE的增加越来越有利。同样重要的是要注意[图2]包括能源的资本成本。换句话说，系统效率具有双重影响：购买的能源转换为非补偿热量而不是电力的收入损失，以及（通过）能源子系统更具挑战性的资本成本目标。
Figure 3. Relationship between Power and Energy Capital Costs Derived from [Figure 2] for = 25 $/kW-y, Two , and Three Durations
在[补充信息]中的[图S4]显示了=0.10美元/千瓦时循环的结果，而[图S5]和[图S6]分别显示了Rp=75美元/千瓦时循环和=0.05美元/千瓦时循环和=0.10美元/千瓦时循环的结果。该图还包括地下化学储存的近似电力和能源安装资本成本的注释（y轴左侧显示，因为的值<1美元/千瓦时），[43]PSH，[7][压缩空气储能]（CAES），[7]和未来的锂离子。[44] 虽然[图2]提供了交付能源的总安装资本成本 (/+,ℎ/), [图3]拆分了电力和能源子系统的资本成本目标（假设电力块和能源块是可分离的），显示了和的值。显示了三个系统持续时间，以及RTE的两个值（如绿线和红线）。[图3]中的结果强调了能源成本的关键重要性和局限性。即使不包括电力子系统成本，对于50或100小时的持续时间，能源资本成本也不能超过20美元/千瓦时；对于10小时的持续时间，能源资本成本可能会高得多。需要注意的是，这些费用包括储能介质、用于保存储能介质的容器、电厂（BOP）成本的任何额外余额和安装。另一方面，如果能够实现如此低的能源资本成本，电力子系统的资本成本可能在500至1,000美元/千瓦之间，在[涡轮机]、液流电池堆和其他候选电力转换技术的当前成本背景下，这是具有挑战性的，但并非完全遥不可及。
Technology Approaches for LDES Systems
[图3]还包括对几种主要类型的存储技术（电转气、PSH、压缩空气能量序列[CAES]和锂离子）的注释。基于目前部署的技术，PSH是在广泛的持续时间范围内存储的有力候选者，因为它的能源资本成本低，足够的电力资本成本（部分通过使用可逆涡轮机实现）和高RTE。锂离子的成本结构使其相对适合日常循环应用，在日常循环应用中，能源的高资本成本可以通过频繁循环来支付（因此，经常使用存储的能源收取收入）。在长时间的背景下经常讨论的另一类存储技术是电力转天然气（或其他化学品），并利用现有的管道容量或[地下水库]进行存储[45]，这种方法提供了长时间存储所需的极低存储成本（当然，与天然气在这种结构中存储数月的事实一致，如上所述），即<0.10美元/千瓦时。[43]作为最近的一个例子，液化空气公司开发了一个[氢储存]设施，为美国墨西哥湾沿岸的[蒸汽甲烷转化器]提供30天的备用供应；该设施的体积为600万立方米，可能拥有50 GWh的工作[氢气]（在一次能源基础上）。[46]不幸的是，当H2或CH4等化学物质首次合成（通过电能输入）然后转化回电能时，RTE可能会<40%，限制了[图2]和[3]中描述的LDES经济学的适用性。使用固体氧化物燃料电池（SOFC）可能有助于克服这些低RTE，如下所述。一些参考文献包含关于主要存储技术类别的汇总表。[7]，[47]，[48] LDES系统使用集装箱能源，允许灵活选址，成本目标来自[图2]，其目标区域位于[图3]中绘制的区域。能源的资本成本可能大大高于使用地质特征进行储存的方法（因此选址更有限），RTE可能应该超过50%，以便提供足够的收入来支付资本成本。鉴于能源资本成本的重要性，应仔细考虑存储介质资本成本以及集装箱化成本（包括与储能介质接触的容器、任何二级或三级容器，以及可用于帮助进行热调节的[集装箱]或建筑物）、运输和安装成本。[图S7]显示了典型的存储介质和集装箱资本成本，它们构成了存储成本的下限。如[图3]所示，可接受的安装能源资本成本范围从几美元/千瓦时（100小时持续时间，50%RTE）到大约75美元/千瓦时（10小时持续时间，80%RTE）。选择一个值作为示例，持续时间为50小时，RTE为80%，以确保遏制成本以及运输、场地准备和安装成本与<20美元/kWh的能源子系统成本目标一致，所有存储介质的[能量密度]最好应≥0.1 kWh/L。
几个技术类别正在开发中，可能接近[图3]中描述的成本和效率目标。在这里，我们专注于相对较新的方法，这些方法可能特别适合10到100小时的持续时间，这是本文的重点。在热系统领域，潜伏性、感受性和热化学机制都在开发中。考虑到[卡诺]对热储存的限制，实现系统RTE≥50%的关键要求是/<<0.2。这可以通过增加、减少（通常是环境，但不一定是）或两者兼而有之来实现。例如，抽水蓄热器同时使用冷和热储存器进行储存，[49]，[50]并且正在进行一些系统开发工作。[51]另一种选择是通过使用非涡轮机热电转换来大幅提高，达到[燃气轮机][52]，[53]，[54]的温度上限，甚至大大超过温度上限。[55]高温（>1,000°C）可以通过电阻加热器实现，这可以根据温度上限提供极低的资本成本。[56]热系统的一个挑战是规模；为了最大限度地减少热损失（或绝缘成本），需要大型[安全壳]，当使用涡轮机时，这也导致[系统规模]限制，最有利的经济效益在数十到数百兆瓦。电化学系统是正在开发LDES系统的另一个技术类别。仅从活性材料的角度来看，许多电池化学成分的资本成本可以满足上述LDES目标。[57]，[58]，[59]，[60]事实上，锂离子之前的主要电网蓄电池是Na/S系统，其活性材料成本<10美元/kWh。虽然需要从低成本的反应物开始，但我们也强调需要足够高的能量密度（例如，在50小时的持续时间内，能量密度应≥0.1 kWh/L，包括所有活性材料），以限制容器和安装成本。LDES的另一类重要电化学技术是可逆SOFC，它们具有明确的技术能力，可以在CO2和/或H2O（放电时）与CH4和/或H2（充电时）之间循环时实现高RTE。[61]，[62]机械系统是正在开发的第三个技术类别，有可能解决LDES市场。具有集成热存储的绝热压缩空气存储提供比传统天然气燃烧系统更好的RTE。[63]虽然机械存储系统的原材料通常从低成本到免费不等，但问题是克服了低能源和电力密度，这需要大型土方工程或工程项目来实现可观的容量。利用现有或随时生成的地下结构的新方法可能有助于克服这一长期挑战。
除了仔细选择低成本的储能介质、安全壳和其他系统属性之外，LDES的独特要求——特别是系统可能很少经历其存储能量的完整周期这一事实——可能为根本不同的创新方法和系统配置提供了机会。例如，[图4]提供了一种方法的图形描述，其中可以分阶段和顺序地访问具有不同属性的储能介质，而不是用于储能介质的“单个罐”，包括能量密度、材料特性或纯度、[隔热]量、压力、温度等。例如，在Zn/Br2液流电池中，当Br2超过ZnBr2水溶剂中的[溶解度极限]时，它将沉淀成具有更高密度的单独相，提供了一种天然的分离和储存手段。[2.5 MZnBr2（aq）的能量密度约为170 Wh/L（假设80%能发生反应），而液体Br2和固体Zn的能量密度超过1,400 Wh/L。如果可以设计Zn/Br2系统，与固体Zn和液体Br2相比，ZnBr2（aq）体积较小，仅容器的成本就可能降低>5美元/kWh（场地准备和运输等其他成本也降低了），从而大大提高了LDES的经济性。
Figure 4. A Storage System with a Single Power Block and Storage Media with Attributes that Depend on Cycling Frequency
一个完全不同的系统架构的概念示意图，其中与LDES应用相关的不同循环频率可以被利用来创建一系列具有优化属性的储能罐，以降低资本成本，而不是在所有持续时间内使用一个统一的储能罐。 例如，可以在现有的涡轮机上添加一个储热单元，使用电阻加热或其他方法将热量添加到储热库中，并且现有涡轮机由其预期的[热能]来源（例如，天然气）、来自储热库的热能或两者的组合提供动力。在这种方法中，电力成本可能仅包括将热库与现有涡轮机连接所需的额外防喷器以及电阻加热器（用于充电），从而在满足LDES总体成本目标的同时为能源成本提供了更大的空间。这些方法只是设计[储能系统]的根本不同方法类型的两个例子，这些方法特别适合LDES应用的新技术经济设计空间。
Outlook and Perspective
长期电力储存系统可能是利用风能和太阳能、实现零碳电力目标以及为备用电力等其他应用服务的重要途径。在这项工作中，我们关注的是10到100小时之间的持续时间，下限在每日循环的上限，上限在或超过任何可灵活定位的现有集装箱系统的可能经济极限。我们和其他人的经济分析发现，实现低安装能源资本成本（5到35美元/千瓦时）至关重要，这反过来又需要低成本和高能量密度的反应物。此外，对于我们的经济分析中假设的价值，RTE>50%可能需要提供足够的收入来支付前期资本成本。虽然电力转天然气等方法在使用地下存储时可以实现极低（<0.10美元/千瓦时）的资本成本，但这些方法的RTE通常<40%。然而，也可以服务于较短持续时间应用（例如，每日循环）的较长持续时间系统可以为持续时间>100小时的系统提供更大的价值，即使RTE<50%。 随着太阳能和风能发电能力的不断建设，以及实现100%无碳电网目标的经济激励和政策的出台，LDES系统可能为在全球市场上推进低成本和无碳电力提供了一个重要的选择。然而，任何新的固定电力存储系统面临的挑战是公用事业行业客户的低利润和风险规避性质。如果没有大量（理想情况下，累计数百亿美元）和高利润的第一市场（锂离子以便携式电子产品的形式拥有），将很难实现制造量和项目数量，以通过规模和学习持续降低成本。因此，如果这些潜在的改变游戏规则的技术要成为低成本、低碳和弹性的未来电网的基石，LDES系统可能需要公共和私营部门的长期愿景、发展和投资战略。
Acknowledgments
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保罗·艾伯特斯和约瑟夫·曼瑟（Joseph S. Manser）感谢美国能源部能源高级研究计划局，他们在构思和撰写本手稿的一部分时受雇于该机构。本手稿部分描述了ARPA-E DAYS计划的动机和框架。
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