儲能產業駛入發展快車道 “超級充電寶”蓄勢待發

　　裝機規模增長、技術裝備提升、應用成本下降……近年來，包括抽水蓄能、新型儲能等技術在內的儲能技術和裝備，為促進新能源的開發消納、提高電力系統的靈活性，發揮了積極作用。

　　未來，還需通過進一步發力技術研發、健全市場機制、保障安全水平等，循序漸進，推進儲能高效應用和高質量發展。

　　山間峽谷，國網新源安徽桐城抽水蓄能電站加緊施工，超過21億千瓦時的設計年發電量，可滿足安徽安慶2個月的全社會用電量;

　　地下洞穴，百兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范項目在河北張家口并網發電，項目核心裝備自主化率100%，每年可節約標準煤4.2萬噸;

　　張北草原，國家電投鐵鉻液流電池儲能電站試驗正忙，它能將6個小時的光伏發電全部儲存下來，即便零下40攝氏度也能正常運行，電池使用壽命可達20多年;

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　　盡管運用了不同技術、不同裝備，這些“超級充電寶”都能改變電力系統即發即用的傳統運營方式。新能源大發或者用電低谷時充電，新能源出力小或者用電高峰時放電，既能平滑不穩定的新能源發電、助力其開發消納，也能配合常規火電、核電等電源提供調峰調頻等服務，提高電力系統的靈活性。

　　當前，儲能產業發展情況如何?還面臨哪些挑戰?記者進行了采訪。

　　裝機規模增長，技術裝備提升

　　一般來說，除抽水蓄能外，以輸出電力為主要形式的儲能被稱為新型儲能。“抽水蓄能響應時間在分鐘級，具有技術成熟、效率高、容量大、壽命長等優勢，但受到選址條件要求高、建設周期長等因素制約。”中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生說。而新型儲能選址靈活、建設周期短、響應速度快，但目前受到成本、成熟度、安全性等因素制約。

　　不同儲能技術路線利弊兼有，卻不影響其“百花齊放”。隨著碳達峰、碳中和目標的提出，儲能產業駛入發展快車道，成為構建新型電力系統的重要支撐。中關村儲能產業技術聯盟發布的最新數據顯示，截至2022年底，我國已投運的電力儲能項目中抽水蓄能占比達77.6%，新型儲能占比21.4%。在新型儲能中，鋰離子電池裝機比重最大，達93.9%。

　　裝機規模顯著增長。中國電力企業聯合會提供的數據顯示，截至2022年底，我國抽水蓄能總裝機規模達4579萬千瓦，是2012年底的2.2倍以上，規模位居世界首位。2022年我國投產28臺抽水蓄能機組，合計880萬千瓦。初步預計，到2023年底，抽水蓄能總裝機規模將超過5000萬千瓦。

　　技術裝備不斷提升。水電水利規劃設計總院院長李昇介紹，我國抽水蓄能在壩工、庫盆防滲、高水頭壓力管道、復雜地下洞室群等方面達到了世界先進或領先水平，機組朝著大容量、高水頭、高轉速、可變速方向發展。國家能源局科技司有關負責人表示，目前儲能用鋰離子電池能量密度較10年前提高了一倍以上，全釩液流電池的隔膜、電解液等關鍵材料已經實現國產化，壓縮空氣儲能技術發展迅速，飛輪儲能突破了大容量飛輪及高速電機關鍵技術，具有成本低、原材料豐富特點的鈉離子電池也嶄露頭角。

　　應用成本穩步下降。隨著儲能產業規模發展和技術進步，其應用成本穩步下降。陳海生介紹，過去10年新型儲能成本平均每年下降10%至15%。其中，鋰離子電池、壓縮空氣儲能成本快速下降，逐步向抽水蓄能接近，“目前先進的壓縮空氣儲能項目每千瓦裝機成本為5000至6000元，折算成度電成本為每千瓦時0.25元至0.3元，未來5年有望再降20%至30%。”根據水電水利規劃設計總院發布的報告，2021年核準抽水蓄能電站平均單位千瓦靜態總投資為5367元。

　　應用場景多樣，滿足不同需求

　　白天屋頂光伏發電，晚上儲能電池吸收低谷電，在用電高峰時“反哺”給廠區——在江蘇海基新能源公司，這套光儲一體化系統每年能為廠區省下不少成本。“無錫的工業低谷電價每千瓦時只有0.28元左右，而高峰電價每千瓦時為1.15元左右，儲能利用這樣的峰谷價差，每年能為海基新能源節省五六十萬元電費。”國網無錫供電公司工作人員李向超算了筆賬。

　　這只是儲能多種應用場景之一。通過與電力系統源、網、荷等各環節融合發展，儲能有助于提升能源清潔利用水平和電力系統運行效率。

　　陳海生介紹，在電源側，儲能可以提升新能源并網友好性和容量支撐能力，助力高比例可再生能源基地外送，促進沙漠戈壁荒漠大型風電光伏基地、大規模海上風電開發消納，提升常規電源調節能力;

　　在電網側，儲能可以提供調峰、調頻等多種服務，提升系統抵御突發事件和故障后恢復能力，提高電網安全穩定運行水平，同時還能增強電網薄弱區域供電保障能力，延緩和替代輸變電設施投資，提升系統應急保障能力;

　　在用戶側，儲能可以用于分布式供能系統，提高用能質量、降低用能成本，同時通過用戶側儲能以及充換電設施、智慧用電設施等，提升用戶靈活調節能力。

　　中關村儲能產業技術聯盟發布的數據顯示，2022年，新增投運新型儲能項目中，依舊是電網側新增裝機規模最大，占比約47%;此外，電源側占比45%、用戶側占比8%。目前來看，我國華北、西北區域以新能源配儲能為主，華東區域新能源配儲能、電網側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區域以火電廠配儲能為主。

　　不同的儲能技術因其性能特點不同，適用不同的應用場景。國網能源研究院新能源與統計研究所副所長黃碧斌分析，抽水蓄能電站選址往往需要找地勢落差較大的地方，但容量效益強、單站規模大，適宜電網側大規模、系統級應用;新型儲能單站體量可大可小，環境適應性強，能夠靈活部署于電源、電網和用戶側等各類應用場景，可以作為抽水蓄能的增量補充。

　　加快完善機制，保障安全水平

　　加快推動儲能規模化、產業化和市場化發展，成為能源行業的共識。

　　根據《抽水蓄能產業發展報告2021》，“十四五”期間抽水蓄能電站的建設數量將超過200個，已建和在建規模將躍升至億千瓦級，預計到2025年我國抽水蓄能電站裝機容量將達到6200萬千瓦，這相當于近3個三峽電站的總裝機容量。新型儲能方面，國家能源局科技司有關負責人介紹，預計到2025年末裝機規模將達到3000萬千瓦以上，年均增長50%以上，有效支撐清潔低碳、安全高效的能源體系建設。

　　盡管市場前景廣闊，但儲能的發展規模和質量還有很大挖潛空間——

　　技術研發還需發力。盡管我國在鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術方面已達到世界領先水平，但鈉離子電池儲能、飛輪儲能等其他新型儲能技術，尚處于應用示范階段或大規模應用起步階段。陳海生認為，儲能技術創新能力顯著提高，要在高安全、低成本、高可靠、長壽命等方面取得進步，并且做到核心技術裝備自主可控。

　　市場機制有待健全。“新能源+儲能”是新型儲能重要應用場景。一名新能源電站負責人告訴記者，如果電站按照20%比例、2小時時長配備儲能，總體投資增加約20%，內部收益率降低約4個百分點，目前來看仍然面臨較大的投資壓力，希望能夠穩步推進新型儲能成本合理疏導，鼓勵儲能的多元價值釋放。

　　“還需要進一步完善市場機制，加快完善儲能電站參與電力市場相關配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場;通過價格信號激勵各類經營主體自發配置儲能資源，引導社會資本參與新型儲能建設;盡快完善新型儲能商業模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類靈活性資源合理競爭。”中國電力企業聯合會相關負責人建議。

　　安全水平要有保障。現有技術水平下，安全問題是新型儲能規模化健康穩定發展不容忽視的因素。“儲能模塊、電池柜等方面的安全風險評估流程有待規范，要進一步明確、細化政府和儲能生產者、集成商、項目業主等產業鏈條中各主體的安全責任，加強全過程安全管理。”黃碧斌建議，還要加強儲能產品檢測認證能力建設，健全電化學儲能安全標準體系，加快制修訂儲能質量和安全相關標準。

　　此外，還有專家表示，接下來加快推動儲能發展，要注意科學安排發展規模、建設布局和建設時序，避免“一刀切”按比例配置儲能。針對部分新能源配儲能調用頻次、利用率低的情況，要加強新型儲能調度運用，提高已建成新型儲能設施的利用率。

　　國家能源局科技司有關負責人介紹，“十四五”期間，將持續堅持創新引領、多元發展，強調市場主導、安全高效，鼓勵創新示范、先行先試，積極推動新型儲能技術創新。同時，結合新型電力系統的實際需求，以提高終端用戶用電可靠性、提升電力系統穩定性和技術經濟性為導向，因地制宜，循序漸進，推進儲能高效應用和高質量發展。（丁怡婷）