“超级充电宝”蓄势待发 还面临哪些挑战?

装机规模增长技术装备提升、应用成本下降……近年来,包括抽水蓄能、新型储能等技术在内的储能技术和装备,为促进新能源的开发消纳、提高电力系统的灵活性,发挥了积极作用。

未来,还需通过进一步发力技术研发、健全市场机制、保障安全水平等,循序渐进,推进储能高效应用和高质量发展。

“超级充电宝”蓄势待发 还面临哪些挑战?

山间峡谷,国网新源安徽桐城抽水蓄能电站加紧施工,超过21亿千瓦时的设计年发电量,可满足安徽安庆2个月的全社会用电量;

地下洞穴,百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口并网发电,项目核心装备自主化率100%,每年可节约标准煤4.2万吨;

张北草原,国家电投铁铬液流电池储能电站试验正忙,它能将6个小时的光伏发电全部储存下来,即便零下40摄氏度也能正常运行,电池使用寿命可达20多年;

…………

尽管运用了不同技术、不同装备,这些“超级充电宝”都能改变电力系统即发即用的传统运营方式。新能源大发或者用电低谷时充电,新能源出力小或者用电高峰时放电,既能平滑不稳定的新能源发电、助力其开发消纳,也能配合常规火电、核电等电源提供调峰调频等服务,提高电力系统的灵活性。

当前,储能产业发展情况如何?还面临哪些挑战?记者进行了采访。

装机规模增长,技术装备提升

一般来说,除抽水蓄能外,以输出电力为主要形式的储能被称为新型储能。“抽水蓄能响应时间在分钟级,具有技术成熟、效率高、容量大、寿命长等优势,但受到选址条件要求高、建设周期长等因素制约。”中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生说。而新型储能选址灵活、建设周期短、响应速度快,但目前受到成本、成熟度、安全性等因素制约。

不同储能技术路线利弊兼有,却不影响其“百花齐放”。随着碳达峰、碳中和目标的提出,储能产业驶入发展快车道,成为构建新型电力系统的重要支撑。中关村储能产业技术联盟发布的最新数据显示,截至2024年底,我国已投运的电力储能项目中抽水蓄能占比达77.6%,新型储能占比21.4%。在新型储能中,锂离子电池装机比重最大,达93.9%。

装机规模显著增长。中国电力企业联合会提供的数据显示,截至2024年底,我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦,是2012年底的2.2倍以上,规模位居世界首位。2024年我国投产28台抽水蓄能机组,合计880万千瓦。初步预计,到2023年底,抽水蓄能总装机规模将超过5000万千瓦。

技术装备不断提升。水电水利规划设计总院院长李昇介绍,我国抽水蓄能在坝工、库盆防渗、高水头压力管道、复杂地下洞室群等方面达到了世界先进或领先水平,机组朝着大容量、高水头、高转速、可变速方向发展。国家能源局科技司有关负责人表示,目前储能用锂离子电池能量密度较10年前提高了一倍以上,全钒液流电池的隔膜、电解液等关键材料已经实现国产化,压缩空气储能技术发展迅速,飞轮储能突破了大容量飞轮及高速电机关键技术,具有成本低、原材料丰富特点的钠离子电池也崭露头角。

应用成本稳步下降。随着储能产业规模发展和技术进步,其应用成本稳步下降。陈海生介绍,过去10年新型储能成本平均每年下降10%至15%。其中,锂离子电池、压缩空气储能成本快速下降,逐步向抽水蓄能接近,“目前先进的压缩空气储能项目每千瓦装机成本为5000至6000元,折算成度电成本为每千瓦时0.25元至0.3元,未来5年有望再降20%至30%。”根据水电水利规划设计总院发布的报告,2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资为5367元。

应用场景多样,满足不同需求

白天屋顶光伏发电,晚上储能电池吸收低谷电,在用电高峰时“反哺”给厂区——在江苏海基新能源公司,这套光储一体化系统每年能为厂区省下不少成本。“无锡的工业低谷电价每千瓦时只有0.28元左右,而高峰电价每千瓦时为1.15元左右,储能利用这样的峰谷价差,每年能为海基新能源节省五六十万元电费。”国网无锡供电公司工作人员李向超算了笔账。

这只是储能多种应用场景之一。通过与电力系统源、网、荷等各环节融合发展,储能有助于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。

陈海生介绍,在电源侧,储能可以提升新能源并网友好性和容量支撑能力,助力高比例可再生能源基地外送,促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳,提升常规电源调节能力;

在电网侧,储能可以提供调峰、调频等多种服务,提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力,提高电网安全稳定运行水平,同时还能增强电网薄弱区域供电保障能力,延缓和替代输变电设施投资,提升系统应急保障能力;

在用户侧,储能可以用于分布式供能系统,提高用能质量、降低用能成本,同时通过用户侧储能以及充换电设施、智慧用电设施等,提升用户灵活调节能力。

中关村储能产业技术联盟发布的数据显示,2024年,新增投运新型储能项目中,依旧是电网侧新增装机规模最大,占比约47%;此外,电源侧占比45%、用户侧占比8%。目前来看,我国华北、西北区域以新能源配储能为主,华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡,南方区域以火电厂配储能为主。

不同的储能技术因其性能特点不同,适用不同的应用场景。国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌分析,抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方,但容量效益强、单站规模大,适宜电网侧大规模、系统级应用;新型储能单站体量可大可小,环境适应性强,能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景,可以作为抽水蓄能的增量补充。

加快完善机制,保障安全水平

加快推动储能规模化、产业化和市场化发展,成为能源行业的共识。

根据《抽水蓄能产业发展报告2021》,“十四五”期间抽水蓄能电站的建设数量将超过200个,已建和在建规模将跃升至亿千瓦级,预计到2025年我国抽水蓄能电站装机容量将达到6200万千瓦,这相当于近3个三峡电站的总装机容量。新型储能方面,国家能源局科技司有关负责人介绍,预计到2025年末装机规模将达到3000万千瓦以上,年均增长50%以上,有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

尽管市场前景广阔,但储能的发展规模和质量还有很大挖潜空间——

技术研发还需发力。尽管我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平,但钠离子电池储能、飞轮储能等其他新型储能技术,尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段。陈海生认为,储能技术创新能力显著提高,要在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得进步,并且做到核心技术装备自主可控。

市场机制有待健全。“新能源+储能”是新型储能重要应用场景。一名新能源电站负责人告诉记者,如果电站按照20%比例、2小时时长配备储能,总体投资增加约20%,内部收益率降低约4个百分点,目前来看仍然面临较大的投资压力,希望能够稳步推进新型储能成本合理疏导,鼓励储能的多元价值释放。

“还需要进一步完善市场机制,加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则,保障新型储能更好地融入电力市场;通过价格信号激励各类经营主体自发配置储能资源,引导社会资本参与新型储能建设;尽快完善新型储能商业模式,促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。”中国电力企业联合会相关负责人建议。

安全水平要有保障。现有技术水平下,安全问题是新型储能规模化健康稳定发展不容忽视的因素。“储能模块、电池柜等方面的安全风险评估流程有待规范,要进一步明确、细化政府和储能生产者、集成商、项目业主等产业链条中各主体的安全责任,加强全过程安全管理。”黄碧斌建议,还要加强储能产品检测认证能力建设,健全电化学储能安全标准体系,加快制修订储能质量和安全相关标准。

此外,还有专家表示,接下来加快推动储能发展,要注意科学安排发展规模、建设布局和建设时序,避免“一刀切”按比例配置储能。针对部分新能源配储能调用频次、利用率低的情况,要加强新型储能调度运用,提高已建成新型储能设施的利用率。

国家能源局科技司有关负责人介绍,“十四五”期间,将持续坚持创新引领、多元发展,强调市场主导、安全高效,鼓励创新示范、先行先试,积极推动新型储能技术创新。同时,结合新型电力系统的实际需求,以提高终端用户用电可靠性、提升电力系统稳定性和技术经济性为导向,因地制宜,循序渐进,推进储能高效应用和高质量发展。

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