抽水蓄能技術(shù)是一種成熟可靠的長期儲能技術(shù)，抽水蓄能閉環(huán)系統(tǒng)可以使用兩個(gè)人工水庫，與自然水體沒有任何聯(lián)系。如蒙大拿州和亞利桑那州的項(xiàng)目所示，抽水蓄能閉環(huán)系統(tǒng)可以設(shè)計(jì)為發(fā)電8到10個(gè)小時(shí)儲能系統(tǒng)。
在美國的27個(gè)獲得許可的抽水蓄能項(xiàng)目中，大多數(shù)位于16個(gè)州，總裝機(jī)容量為18.8 GW，至少已使用了30年。此外，美國聯(lián)邦能源管理委員會已經(jīng)批準(zhǔn)20GW新裝機(jī)容量的初步許可，并且儲能開發(fā)商還提交了另外19 GW裝機(jī)容量的申請。
美國還有更多建設(shè)抽水蓄能設(shè)施的潛力，據(jù)估計(jì)在全球各地可以建設(shè)50萬個(gè)抽水蓄能設(shè)施，這在技術(shù)上是可行的，這意味著建設(shè)抽水蓄能設(shè)施具有很大的潛力。
抽水蓄能設(shè)施的建設(shè)成本并沒有想像那么高，可能是因?yàn)橹皇褂每赡媸剿u輪機(jī)這個(gè)組件，而其他費(fèi)用取決于現(xiàn)場建設(shè)，從土方工程到建造包含水力渦輪機(jī)的發(fā)電站。一項(xiàng)成本預(yù)測得出的結(jié)論是，抽水蓄能設(shè)施與鋰離子電池儲能系統(tǒng)相比更具成本競爭力。
例如，Copenhagen Infrastructure Partners去年夏天在蒙大拿州進(jìn)行的一個(gè)裝機(jī)容量為400MW抽水蓄能項(xiàng)目獲得股權(quán)投資，這個(gè)抽水蓄能項(xiàng)目具有施工和運(yùn)營許可證，施工將于明年開始。
氫能發(fā)電
氫能發(fā)電是另一種儲能技術(shù)，是一種中等規(guī)模的儲能裝置。其工作原理是使用可再生能源產(chǎn)生的電力對水進(jìn)行電解，并將產(chǎn)生的氫氣可以存儲起來，然后用于燃料電池發(fā)電。這是一個(gè)潛在的長期儲能方案。
在過去一年中，美國至少部署了三座小型工業(yè)氫能發(fā)電裝置，全部使用質(zhì)子交換膜(PEM)電解技術(shù)，通過利用太陽能或風(fēng)能將水電解成氫和氧來產(chǎn)生氫氣。由此產(chǎn)生的氫氣可以儲存在壓力容器中最終用于燃料電池，由于儲氫裝置與電解槽裝置是分開的，因此對于給定的電解槽系統(tǒng)來說，儲氫容量沒有技術(shù)限制。
雖然質(zhì)子交換膜和其他電解水技術(shù)已經(jīng)很成熟，但實(shí)現(xiàn)更加經(jīng)濟(jì)的規(guī)模化生產(chǎn)是一項(xiàng)挑戰(zhàn)。氫能發(fā)電技術(shù)可能需要在更多市場中立足，擴(kuò)大規(guī)模，并降低成本，才能成為具有成本競爭力的儲能選擇。
如今已經(jīng)開始大規(guī)模的生產(chǎn)。去年2月，Hydrogenics公司宣布計(jì)劃在加拿大為液化空氣公司建造一套20MW質(zhì)子交換膜電解槽系統(tǒng)。該系統(tǒng)當(dāng)時(shí)被稱為世界上最大的氫電解項(xiàng)目，每年的氫氣產(chǎn)量將近3000噸。
同樣在去年2月，挪威氫氣生產(chǎn)商N(yùn)el ASA公司宣布在瑞士實(shí)施一項(xiàng)的30 MW電解槽項(xiàng)目框架合同。該項(xiàng)目將從一個(gè)2MW的集裝箱式質(zhì)子交換膜電解槽開始，并將氫氣出售給H2 Energy的附屬公司Hydrospider AG，為其燃料電池卡車車隊(duì)提供燃料。
ITM Power公司在德國宣布部署一個(gè)10MW 質(zhì)子交換膜電解槽，并設(shè)計(jì)了一種100MW系統(tǒng)，根據(jù)ITM公司報(bào)告，目前電解槽的成本現(xiàn)在低于800歐元/kW，到2020年中期將降至500歐元/ kW以下。
荷蘭的一個(gè)工業(yè)和學(xué)術(shù)聯(lián)盟已設(shè)定了建設(shè)一個(gè)GW級電解設(shè)施目標(biāo)，到2025年開始生產(chǎn)氫氣，耗資約3.5億歐元。
另一種可行的儲能解決方案是使用氫氣生產(chǎn)氨氣。日本的JGC公司已經(jīng)報(bào)告了一種將氫氣轉(zhuǎn)化為氨氣的有效方法，可以將其燃燒進(jìn)行發(fā)電。JGC公司認(rèn)為，與氫氣相比，氨氣在安全性和成本效益方面具有各種優(yōu)勢。
蓄熱儲能
蓄熱儲能的一個(gè)眾所周知的應(yīng)用是熔融鹽儲能，亞利桑那州的Solana集中式太陽能發(fā)電廠就采用了這種儲能技術(shù)，其熔融鹽存儲的熱量用于驅(qū)動(dòng)蒸汽輪機(jī)。然而，熱儲能還涉及其他存儲熱量的方式，例如低溫儲能。
總部位于英國的Highview Power公司于2018年6月開始在曼徹斯特附近運(yùn)營一個(gè)裝機(jī)容量為5MW低溫儲能設(shè)施。這項(xiàng)技術(shù)利用電力在零下320華氏度冷卻和液化空氣，將液態(tài)空氣儲存在絕緣的低壓存儲罐中，然后將液態(tài)空氣暴露在環(huán)境溫度下，使其迅速重新氣化，以其膨脹至液態(tài)體積的700倍，為發(fā)電機(jī)提供動(dòng)力。
Highview Power公司估計(jì)，一個(gè)200 MW/2GWh的10小時(shí)低溫儲能系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本為 140美元/MWh。類似的低溫項(xiàng)目也在進(jìn)行中。例如，去年7月，Highview Power公司宣布與總部位于內(nèi)布拉斯加州的Tenaska Power Services簽訂合同，將在兩年內(nèi)開發(fā)高達(dá)4GWh的低溫儲能設(shè)施。
根據(jù)與南加州愛迪生(SCE)的合同，總部位于加利福尼亞的Ice Energy公司目前正在安裝1200個(gè)低溫能源系統(tǒng)，并對這些系統(tǒng)進(jìn)行集中控制，以管理峰值需求和負(fù)載轉(zhuǎn)移。
Siemens Gamesa公司提供了一種稱之為具有成本競爭力的技術(shù)：電熱儲能。用電將絕熱容器中的火山石加熱到600℃。隨后，使用常規(guī)蒸汽輪機(jī)將熱量轉(zhuǎn)換為電能，從而實(shí)現(xiàn)了45%的往返效率。該公司表示，該技術(shù)可用于改造已退役的化石燃料發(fā)電廠，并計(jì)劃于今年晚些時(shí)候在一家試點(diǎn)工廠開始運(yùn)營。
展望未來
過去一年的儲能技術(shù)發(fā)展表明，電池儲能系統(tǒng)并不是唯一的儲能技術(shù)。可以長期儲能的其他技術(shù)也在不斷發(fā)展，并且這些儲能技術(shù)在未來一年將會得到更多行業(yè)人士的關(guān)注。
