构建新型电力系统课题下储能市场升温储能技术凭借独特优势崭露头角-undefined

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行业把2020年称为“储能元年”。随着“3060”目标的确定和构建以新能源为主体的新型电力系统启程，未来储能市场前景被广泛看好。主流储能技术的成本预期将会进一步降低，同时，一些新型的储能技术凭借独特优势，将会崭露头角。

在全民集思广益为构建新型电力系统课题出谋划策的档口，储能市场迅速升温。4月14日至16日在北京召开的储能国际峰会暨展览会（下文简称“储能峰会”），可以用“火热到爆”来形容。3天会议共13个主题论坛场场爆满，有些分论坛会场容纳不下，观众甚至站在门口听讲；11000平方米的展览区，观众流量突破上万人次。

储能进入规模化发展新阶段

“经过15年左右的发展，储能基本上走过了从技术验证到示范应用，到商业化初期的阶段，真正开始进入规模化发展或者产业化发展新的阶段。”中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在日前召开的储能峰会上表示。

储能峰会发布的《储能产业研究白皮书2021》显示，截至2020年底，我国已投运的储能项目累计装机规模达到35.6吉瓦，占全球市场总规模的18.6%；2020年新增投运储能项目中，在新能源发电侧的装机规模最大，超过58万千瓦，同比增长438%。

国家电网公司总工程师陈国平指出，新型电力系统以新能源为主体，带来的挑战是巨大的。由于新能源的波动性和随机性要平抑，使储能技术得到快速发展。“随着新能源装机容量增加，如果没有有效的、相应规模的储能作为调节资源的支撑，将会导致新能源利用率大幅度下降。“面对这些问题，发展抽水蓄能和新型储能是调节电力能力、促进新能源消纳的重要措施，特别是在构建新能源为主体新型电力系统中，储能将发挥重要作用。”他表示。

南方电网创新管理部副总经理郑耀东说，在教学演示条件下，人们很容易认为，既然光伏中午发电量高，风电在中午因风小而发电量低，两者刚好互补，可以形成一条理想的平稳曲线。但事实并非如此，光伏和风电合并的曲线，由于时间段难以完全吻合，结果并不是想象的理想发电曲线，更不等于负荷用电曲线。新能源并网需要调节能力，储能是个很好的技术手段。

“目前，电力系统的运行模式和调度方式是以传统电力系统运行机理为基础构建的，难以适应未来高比例的新能源及高比例电力电子设备的发展需要。电力系统的规划设计、标准体系、调度运行模式、生产运营管理模式都亟待革命性的突破。”电力规划设计总院院长杜忠明表示，新型储能是将新能源集成为传统电源特性的物理基础，通过新能源与储能的智慧融合，建设大规模的电网友好新型新能源电站，是传统电力系统向新型电力系统过渡的重要举措。

据陈海生介绍，储能在整个电力系统当中有广泛的应用，可划分为5大类、18种。在电源侧，可以辅助动态运行、延缓新建机组、缓解线路阻塞、延缓输配电扩容、作为备用电源、进行调频辅助服务；在电网侧，可以调频、调峰、提供电压支持、作为备用容量；在分布式侧，可以使可再生能源平滑输出、跟踪计划出力、爬坡率控制；在用户侧，可以对用户进行分时电价管理、容量费用管理、电能质量管理、作为紧急备用、进行需求侧管理。

“虽然大家都是讲‘以新能源为主体的新型电力系统’，但实际上，我认为是从实现方式看，是“新能源+储能”为主体的新型电力系统。”科华数据股份有限公司总裁陈四雄认为，储能行业确确实实迎来了发展元年，迎来了新的发展机会。”

储能技术模式面临多元发展

在从业者眼中，储能行业纵然前景光明，但就产业发展现状看隐忧依然。

“储能产业的从业者除少数龙头之外，大多数还是实力单薄的中小企业，时至今日，没有摸索出适合自身发展的恰当市场机制和商业模式。”中关村储能产业技术联盟创始人、常务副理事长俞振华强调，储能产业需要尽快挖掘理清核心价值，形成市场机制的商业模式。

业内专家指出，我国仍处于储能产业化初期阶段，未来极有可能出现多种储能技术并存的情况，不同技术由于其不同特点，将在不同的应用领域体现出各自优势。未来主流的储能技术将基于市场的选择，核心要素为技术性、经济性、安全性和电池的可回收性。

“近年来，得益于技术进步和市场需求的提升，主流新型储能技术成本下降较快，规模化应用的趋势逐渐呈现。新能源与储能协同发展的趋势显现，压缩空气储能、飞轮储能、储热储氢等新型储能的研发应用也日益活跃。”有关专家在评价当前储能技术的发展时说。

当前，主流新型储能技术主要指电化学储能。宁德时代新能源科技股份有限公司是电化学储能的龙头企业。公司副总裁谭立斌表示，储能成本降低的关键是存储度电成本（LCOS）的下降。一方面，电池长寿命是LCOS下降的核心影响因素，另一方面，使用过程的低损耗（组件高效、内耗低、综合能效高）是降本的有效途径。随着企业创新力的发展，电化学储能的成本会进一步下降。

陈四雄同样认为，从商业机会角度来看，光储平价应用在分布式用户侧有非常多的机会。按现在的成本，基本可以达到经济性标准。“针对削峰填谷这种应用场景，只要峰谷电价差0.6元以上，就具有一定的经济性。这几年，储能系统的成本降低非常快，基本上从300美元/千瓦下降到200美元/千瓦的水平，成本快速降低使储能规划应用具备了前提条件。”

中国压缩空气储能在过去10年中，规模提高了约100倍，系统效率提高了约20%。作为压缩空气储能技术研发的领头团队，中国科学院工程热物理研究所宣布推出100兆瓦大规模压缩空气储能技术。据介绍，该技术适合长时间、大容量储能，与抽水蓄能功能类似。“大规模化是压缩空气储能的发展方向，是提高效率、降低成本的主要途径。100兆瓦先进压缩空气储能技术的系统效率可以达到约70%，系统成本约4000元/千瓦。”中储国能（北京）技术有限公司纪律总经理介绍说。

飞轮储能则更适用于短时间、频繁使用的场景。华北电力大学先进飞轮储能技术研究中心主任秦立军介绍说，他们的团队通过对华北电网某60万千瓦火电调频机组分析发现，74%以上的AGC（自动发电控制）信号持续时间小于3分钟，90%以上的AGC信号持续时间小于6分钟，整体上不超过10分钟。这就意味着10分钟以内的调频就能够满足目前电网的需求。

“用飞轮储能可以实现秒级响应，现在最先进的大功率飞轮储能，适用范围为数十秒至20分钟之间。如果放电时间小于30秒的情景，可以选用更经济的小容量飞轮储能系统。与锂电池相比，飞轮储能不会因为快速、频繁的充放电影响技术性能和使用寿命，非常适合平抑新能源短期不可预测的波动和实现一次调频功能。” 秦立军说。

据介绍，贝肯新能源有限公司的飞轮储能关键部件已经基本国产化，单体功率达到500千瓦，充放电时间达到3~15分钟。从全生命周期看，如果实现规模化生产，经济性也非常好。飞轮储能属于功率性储能，与抽水蓄能等能量型储能配套使用，即可解决电网所需的各种应用场景。

“现在新型储能技术路线并没有完全、唯一地确定下来，包括压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能，这些形式都都是我们可以选择的储能类型，不应该因某一种储能的经济性下降快而确定其为唯一的储能形式。”杜忠明指出，我国地缘广阔，在电力系统如此复杂的情况下，各种储能都有它不同的应用场景。”

原标题：构建新型电力系统课题下储能市场升温多元技术模式等待市场检

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