混合储能商业化还有多远？-北极星储能网

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混合储能充分利用了不同储能技术的长处，通过能量型和功率型的结合、长时和短时储能的互补，提升系统性能，实现了“1+1＞2”的效果。

6月29日，江苏华电灌云200MW/400MWh储能项目顺利并网，标志着江苏省规模最大的混合储能项目正式投运。

项目位于江苏省连云港市灌云县灌西盐场东北圩境内，作为江苏省电力“715保供”的重点项目之一，该项目由华电江苏望亭发电厂开发建设和运营，采用磷酸铁锂储能与全钒液流储能相结合的混合储能模式，配套建设220kV/110kV升压站。据反馈，该混合储能能够有效提升多元储能出力与负荷精准控制，提高电站的供电可靠性和稳定性。

混合储能在功能的优越性，已经在政策层面得到了重视。

其中，国家能源局于4月发布了《电力系统新型储能电站规划设计技术导则》，鼓励采用混合储能技术以应对电力系统对灵活性的高需求。

另外，工业和信息化部在11月6日公开征求对《新型储能制造业高质量发展行动方案》（征求意见稿）的意见，明确提出鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术。

在项目示范方面，根据国家能源局年初发布的《新型储能试点示范项目名单》，共有56个项目被选中，其中包括山东省利津县的795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区的100MW/200MWh、新疆维吾尔自治区哈密市伊州区的256.5MW/1000MWh等8个混合储能项目，占比达到14%。

值得一提的是，除了两种技术路线混合外，三种技术路线混合储能也很常见。

例如，2022年8月19日投运的内蒙古霍林郭勒市的混合储能项目，储能部分由1MW/6MWh铁-铬液流电池储能系统、1MW/2MWh液冷锂电池储能系统和1MW/0.2MWh飞轮储能系统三套不同系统组成。

这些项目不仅展示了混合储能技术的多样性和复杂性，也标志着储能技术在提高效率和解决单一技术短板方面的“新思路”。

混合储能为何高效？

混合储能之所以高效，主要得益于多种技术路线的互补，从而分散了总体分险，提高了综合效率。

混合储能系统通过结合多种储能技术，如电池和超级电容，可以充分利用各自的优势。电池储能具有高能量密度和较长的储能时间，而超级电容则具有极高的充放电速度和功率密度。这种组合可以在能量密度和功率密度之间取得平衡，同时提高系统的循环寿命和稳定性。

一般来说，混合储能系统可以具有多种功能，例如提供备用电源、频率调节、峰值削减等。通过合理设计和控制，可以在不同的应用场景中灵活调整各种储能技术的使用，从而最大限度地提高系统的整体性能和经济性。

再加之，混合储能系统可以降低单一技术带来的风险，提高系统的可靠性和稳定性。如果某种储能技术发生故障或失效，其他技术仍然可以继续提供能源存储和释放功能，从而保障系统的正常运行。

总体而言，通过合理设计和优化控制策略，混合储能系统可以实现更高的能量转换效率和系统效率。将各种技术的优势相结合，可以最大限度地提高能源的利用效率，降低系统的能量损耗和运行成本。

对整个储能项目而言，混合储能系统中对电池系统使用次数及充放电倍率的降低，可以大幅提升系统的安全性和可靠性，从而延长整体设备的使用寿命，减少维护成本。

此外，理论上来讲，混合储能有助于降低系统成本，两个或多个储能系统可以共享大部分相同的电力电子和电网连接硬件设备，降低初装成本及维护成本。

混合储能系统通过结合不同类型的储能技术，如锂电池、液流电池、超级电容等，从而提高收益。

混合储能系统通过优化功率分配，根据不同储能技术的特性和需求进行合理配置。例如，超级电容因其快速响应特性，适合用于短期快速调节；而锂电池则适合用于长时间能量储存。通过这种分层功率协调分配策略，可以有效提高系统的整体性能和响应速度。

在商业模式尝试方面，混合储能系统可以通过参与电力辅助服务市场，如调频服务，获得额外的收益。例如，通过提供快速调节服务，帮助电力系统维持频率稳定，可以获得相应的补偿。

当前，各地政府和企业通过示范项目和推广，不断验证和优化混合储能系统的性能和收益。

混合储能的卡点和堵点

混合储能技术的商业化进程正在加速发展，且已经在一些地区开始示范和并网。

根据最新的信息，混合储能项目在新疆、山西、内蒙古、湖北等地积极推进。这些项目通常采用磷酸铁锂与其他技术类型的组合，如飞轮储能、液流电池储能等。

具体来说，山西省已经备案了多个混合储能项目，总规模超过1699.8MW/837.29MWh，其中以磷酸铁锂+飞轮储能的项目最多。此外，新疆的巴里坤项目也是一个重要的混合储能试点，该项目配置了多种储能系统，包括磷酸铁锂电池、全钒液流电池和钠离子电池。

目前，液流电池和锂电池混合储能站的建设已取得较大进展，其中“磷酸铁锂+全钒液流电池”的混合储能站建设项目最多。例如，新华乌什500MW/2000MWh 构网型储能项目，分别采用磷酸铁锂电池和全钒液流电池。

尽管混合储能技术在示范项目中已经取得了一定的进展，但要实现商业化仍需要克服一些挑战。其中包括：

一是技术性能和管理复杂性，混合储能系统涉及多种技术，管理复杂，EMS调度难度大。

二是经济性和成本仍存在较大难题，不同储能技术的成本差异可能导致整体系统成本较高，需要进一步的技术优化和成本控制。

三是市场和政策环境仍不明显，需要更明确的商业化模式和政策支持，包括补贴、税收优惠等。

总体来看，混合储能技术距离商业化可能只有一步之遥，特别是在政策支持和市场需求的推动下。随着技术的不断完善和成本的进一步降低，预计混合储能将在未来几年内在特定市场领域内实现更广泛的商业化应用。

为了进一步突破混合储能的商业化，关于混合储能的技术仍在技术突破。国家知识产权局信息显示，云南电网电科院申请一项名为“用于混合储能系统的 SOC 控制方法、系统、存储介质及设备”的专利。该发明通过优化混合储能系统的调频性能和储能管理，提升电力系统稳定性和经济性，能够适应未来电网发展趋势。

针对混合储能发展，厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微给出三方面建议：“一是加大对混合储能的支持力度。通过示范项目扩大各类储能的装机规模，加快各类储能技术商业化进程；二是增强对混合储能的研发支撑。锂离子电池的快速发展，得益于数十年的技术积累。需要增强基础研究投入，加快技术积累进程；三是完善对混合储能的政策引导。可以采取对配置混合储能的新能源发电项目进行优先并网等政策，增加应用的激励。”

原标题：混合储能商业化还有多远？

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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