新型储能如何变得更“持久”?

　　近十年来，我国新能源发电规模持续快速增长。但随着风光发电规模的持续增长，其间歇性、波动性对电网的安全影响将越来越大，急需长时储能发挥稳定调节作用。日前，有业内专家表示，碳中和目标下，新型电力系统需要大规模、高安全的长时储能技术，电化学、化学、熔盐等长时储能技术或将成为未来新型储能技术的重要发展方向。然而，相关产业的规模化发展还存在一系列问题，需各方协力解决。

　　风光发电规模激增 长时储能需求巨大

　　国家能源局公布的数据显示，截至2023年底，我国风光发电装机容量达到10.5亿千瓦，新增装机2.92亿千瓦;预计到2024年底，风光发电总装机容量有望突破“双碳”战略确定的2030年发展目标，达到12亿千瓦。

　　在风光发电装机规模爆发式增长的同时，其天气依赖性、季节间歇性和波动性带来的发展问题也越来越严重，尤其是产出电能的接网、消纳。部分装机比例高的地区，正面临着备案难、消纳容量告急等问题，并网难以推进。2023年下半年，国家能源局摸排的6个省份中，除浙江外，山东、黑龙江、河南、广东、福建均出现了部分区域电网容量不足的问题。此外，河北、内蒙古、湖北、辽宁、广西、江西等地也出现了配电网容量饱和或预警的问题。

　　中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿指出，实现碳中和，能源结构中化石能源占比要从84%降低到10%以下，太阳能和风能占比要从4%提高到60%，对应的风光发电装机规模将相应达到50亿千瓦。

　　“按照20%至50%的配储策略，长时储能装机容量将达到10亿至25亿千瓦，这个量大大超过了目前的煤电装机总量。可以说，碳中和时代对长时储能的需求非常大。”赵天寿说。

　　电池设备“内卷”加剧 电化学储能亟待技术突破

　　中国化学(601117)与物理电源行业协会储能应用分会认为，短时间内磷酸铁锂电池在储能技术中主导地位仍无可动摇。该协会发布的《2024中国新型储能产业发展白皮书》显示，预计2025年全球锂离子电池储能累计装机量将超过300吉瓦，中国锂离子电池储能累计装机量将达65~70吉瓦;预计到2030年，全球锂离子电池储能累计装机量将超过730吉瓦，中国锂离子电池储能累计装机量将达160吉瓦。

　　在电化学储能规模不断增长的同时，电池等储能设备的同质化竞争和“价格战”也日趋激烈。据上海有色网统计数据，截至2023年12月底，国内方形523三元电芯和方形磷酸铁锂电芯价格较2023年初分别环比下跌55%和56%，整体价格腰斩。

　　业内投资机构人士认为，电化学储能价格的走低是由两方面的原因造成的。一方面，随着行业的快速发展和规模的不断增长，企业面临着自身降本的需求;另一方面，则是“内卷”下的低价竞争。这种竞争不仅让企业的利润空间被大幅压缩，也让整个行业陷入了恶性循环。寻求技术突破将是推动行业发展的核心动力，特别是要通过技术突破解决电化学储能行业主要面临的成本、寿命、安全等痛点、难点问题，才能促进储能行业的商业化、规模化发展。

　　赵天寿表示，目前的电化学储能技术存在局限性，尚无法满足所在领域的需求。锂电池一方面受锂矿储量和供应链的影响，资源安全风险大;另一方面，配套电网级的大型锂电池储能电站安全隐患高。以韩国为例，仅2017年到2022年1月，已有34个储能电站发生火灾，造成直接经济损失高达466亿韩元。而更安全、更适合规模化的液流电池大规模应用目前仍处于发展阶段，成本较高。

　　“我们希望未来通过构建热—电化学耦合理论，能够提出隔膜、电极至整个电堆的理性设计方法，将液流电池电堆样机电流密度提升到400毫安/平方厘米以上，或实现电解液利用率超过80%，突破液流电池产业化的技术瓶颈。”赵天寿说。

　　产业布局百花齐放 多线发展还需政策支持

　　目前，长时储能产业布局呈现“百花齐放”的态势，国家能源局已在2020年和2023年先后批准了总计64个新型储能项目示范，其中包括锂离子电池储能、压缩空气储能、液流电池储能、二氧化碳储能等多条新型长时储能技术路线。但在业内专家看来，新型长时储能产业发展仍存在诸多障碍，需要加快相关标准的制修订并出台合理的产业政策，推动长时储能的多线发展。

　　“在产业快速发展背后仍然存在如下问题：新能源配置储能利用率较低、产能过剩迹象明显、商业模式仍需健全、价格疏导机制有待完善、技术成熟度亟待提升、对新型电力系统的支撑能力仍需加强，这些问题仍制约着新型储能产业发展，需要政府、产业各方共同努力和逐步解决。”中国能源建设集团科技信息装备事业部总经理裴爱国说。

　　浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳指出，目前储能主要作为灵活性调节资源应用于微电网，或通过电力调度服务电力系统获得收益。国家应出台相关产业政策，遵循“同工同酬”及“按效果付费”的公平原则，允许为电力系统提供服务的新型储能享受与抽水蓄能、煤电等相同的价格政策。同时，保持各地峰谷分时电价的适度稳定，以减少工商业和户用储能设施投资回报的不确定性风险。此外，还需加强电力市场、调度运行机制及新型储能设施并网规范的建设与完善，并在保障新型储能项目投资合理回报的基础上，加快相关标准的制修订及评估监管工作。

　　“推进长时储能发展，产业的转换以及灵活性非常重要。企业需要更好地理解，为不同电力系统提供服务能带来怎样的价值。这样，投资才能真正创造价值，市场才能更好地进行调控调配。”长时储能委员会首席执行官Julia Sounder强调，推进长时储能发展，行业需要制定不同的支持政策，需要有更多的市场长效信号和机制，也需要有更好的收入机制，比如技术支持政策、全天候定价措施等。

　　据了解，目前，欧洲、美国、澳大利亚、智利都已经有相关的拨款和刺激措施，例如去年7月，美国能源部(DOE)与美国能源部技术转型办公室(OTT)、爱迪生电力研究所的能源转型研究所和美国电科院(EPRI)及长时储能委员会(LDES)五方共同签订的长时储能合作协议。协议包含未来美国长时储能的三大方向和四大规划，其政策的2个最终目标分别为到2030年长时储能可满足美国国内市场需求，以及十年内电网规模的储能系统成本下降90%、持续时间提高至10小时以上。

　　来源： 中国化工报