碳中和目标下的储能“猜想”

2021-06-16周倜然通讯员蒋福佑

中国电业与能源 2021年5期

本刊记者周倜然通讯员蒋福佑

实现碳中和目标，时间短，任务重。这是一份沉甸甸的减碳承诺，是中国经济发展进入全新阶段的振臂一呼，更是中国的决心和魄力。

能源电力无法处身事外，作为能源转型的重要环节，储能行业犹是。

近年来，全球风电、光伏等可再生能源的装机占比与发电占比持续提升，对电力系统的安全稳定运行带来冲击。因此，“可再生能源+储能”才是能源转型的终极解决方案，可在减少碳排放的同时确保电力系统的稳定性与可靠性。

目前，风、光发电都可以做到平价，但“可再生能源+储能”只能在电价较高的地区才具有经济性，大规模发展受到商业化掣肘。可喜的是，储能技术创新步履不停。以锂电池为例，过去10年里，锂电池储能在循环次数、能量密度、响应速度等方面均取得巨大进步。2020年锂离子电池成本降至137美元/千瓦时，较2013年下降了80%，成本下降正在突破锂电池在电力储能领域大规模应用的经济约束。

国外储能发展的领先实践

德美日等发达国家在储能技术创新和商业模式创新方面都进行了大量的领先实践，能源转型取得了显著成效，对我国的储能产业发展具有重要的借鉴意义。

德国——能源转型的灯塔

2000年，德国就提出了全面能源转型战略，是全球能源转型的灯塔国。2020年，德国可再生能源发电量为233亿千瓦时，发电量占比达到49.3%，2011年这一数据刚达到20%。

德国的可再生能源能占比如此之高，与德国储能技术进步与储能商业模式创新密不可分。德国储能产业发展具有如下几个显著特点：一是政府发挥引导功能。德国储能产业发展的初期，政府为储能产业提供补贴。2013年德国复兴信贷银行与德国环境部推出了针对户用储能（<30千瓦）的补贴措施，与户用光伏搭配的储能系统（需接入电网）可获得低息贷款以及初始投资成本30%的补贴，该补贴2018年退出后，用户侧储能增长势头并未受到影响。二是行业组织为储能发展制定标准与规范。2016年，德国标准化研究所、德国标准协会和德国电气电子和信息技术协会联合制定了《德国储能标准化路线图》，为德国储能发展提供了清晰的路线。三是充分发挥市场功能。由于德国居民电价较高，随着光伏系统和储能成本的下降，户用储能装机得到了迅速发展。截至2020年，德国户用储能装机已达8.8万套。

美国——储能产业市场化的先行者

美国储能产业的发展走的是高度市场化路线，市场机制为储能提供了顺畅的成本传导机制和丰富的收益来源。以美国加州为例，截至2019年底加州已累计投运47个电池储能项目（仅包括供电侧及大型工商业项目），项目总功率达255兆瓦，总装机量为650兆瓦时，占比超过全美储能装机容量的1/3。

加州储能市场的发展主要得益于投资储能有利可图：一是随着光伏在电力装机中的占比持续提升，近年来加州的电力供需结构发生了显著改变。2010～2019年，光伏在加州电力总装机中的占比由0.2%提升至14.1%，发电量占比则由0.04%提升至13.1%，电力供给结构的改变拉大电力批发市场的价格曲线，从2016年的约30美元/兆瓦时提升至2019年的约50美元/兆瓦时，有助于提升储能项目的收益。二是电力辅助服务是加州供电侧储能项目另一个重要的收益来源，近年来各类辅助服务的平均出清价格呈明显上升趋势，储能项目的收益亦有望随之提升。三是除了市场化的峰谷套利、辅助服务收益，加州大型公用事业公司的储能设施还可被纳入电网资产，通过政府核定的输配电价收回成本。

日本——储能技术创新领先者

小东梁风电场。资料图

日本储能项目大部分应用在电力输配领域，在电池储能技术创新和应用领域保持领先，构建了覆盖储能研发、制造和商业化应用的完整产业链。

比如福冈县Buzen变电站钠硫电池项目和福岛Minami-Soma变电站锂离子电池项目，就是依托大规模储能电池系统提升电网供需平衡的示范项目，支持九州电力公司和东北电力公司通过安装储能系统向电网中引入更多的可再生能源。福冈县Buzen变电站钠硫电池项目系统总容量50兆瓦/300兆瓦时，可以满足大约30000户家庭一天的电力需求。福岛Minami-Soma变电站锂离子电池项目距离福岛核电站16英里，该地区可再生能源资源丰富，该项目正是通过利用锂离子电池储能系统存储或释放可再生能源电力，从而更好地管理和提升电网供需平衡，同时平抑因大规模可再生能源并网而引起的电力波动。

此外，日本的储能装备企业具有全球竞争力，东芝、夏普、三井、田渊电机、日产等企业都具有相当的储能技术实力，这些企业在全球储能市场表现活跃。

资料图

国内储能产业发展现状

国内在储能产业发展方面并未落后国外发达国家，在某些环节甚至保有一定领先优势，储能安装容量也位居世界前列，是全球电池生产大国。国内为引导储能产业发展，在政策安排、标准制定、技术创新和试点示范方面都开展了大量工作，取得显著成效。

政策安排

国家高度重视储能产业发展。“十三五”期间就把储能列入战略性新兴产业，给予政策支持。“十四五”规划明确提出要实施电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等储能示范项目，为我国储能产业的发展提供了明确的战略路径和坚强的政策支持。2021年4月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，提出储能发展的主要目标：到2025年，实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，新型储能技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。届时，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

地方政府亦积极推动储能产业发展。2020年以来多地政府相继出台鼓励储能发展的相关文件，要求或鼓励可再生能源发电项目配置一定比例的储能。截至目前，全国至少有10个省（市）出台了“新能源+储能”的政策。比如青海省发改委下发的《支持储能产业发展的若干措施（试行）》，该措施要求新建新能源项目配套的储能容量原则上不低于项目装机量的10%，储能时长不低于2小时；山东省鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量；陕西省鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。

标准制定

我国从2010年开始开展电力储能标准的制定，目前成立了中电联抽水储能标委会和全国电力储能标准化技术委员会（简称储能标委会）。前者负责抽水储能相关技术标准的制定，已经制定发布了《抽水蓄能电站检修导则》《抽水蓄能电厂标识系统（KKS）编码导则》等多项标准。后者于2014年5月由国家标准化管理委员会批复成立，由中国电力企业联合会指导，秘书处挂靠中国电力科学研究院。储能标委会归口管理除抽水蓄能相关技术标准之外的其他所有类型的储能，目前已经编制发布了《电化学储能系统接入电网技术规定》《电力储能用锂离子电池》等多项国家标准，为我国储能产业发展提供了发展规范。

技术创新

储能技术主要分为物理储能和化学储能两种类型，物理储能包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能等，化学储能主要为电池储能，包括锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池等。目前全球储能装机超过90%为抽水储能，抽水储能技术比较成熟，但是受制地理环境限制和成本无法进一步大幅降低，未来发展空间有限，压缩空气储能和化学储能才是未来大势所趋。

在压缩空气储能方面，国内已经把能源综合效率提升到60%以上，清华大学卢强院士团队研发的零排放压缩空气储能技术已经实现了商业化应用。在化学储能方面，巨大市场需求拉动国内储能领先企业加大研发投入，尤其是锂电池技术方面保有一定创新优势，比如宁德时代采用CTP技术、高镍技术、高电压技术、超薄基材等技术，在降低成本的同时大幅提升了锂电池的能量密度，达到215瓦时/千克。

试点示范

目前，国内电力系统的储能装机中抽水储能装机容量占比超过90%，且压缩空气储能、化学储能也开始大规模试点示范。比如，2020年开工的金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目一期建设1套6万千瓦×5小时的盐穴非补燃式压缩空气储能发电系统，发电年利用小时数约为1660小时，电换电效率为60%以上，使用寿命超过30年，二期规划建设规模为35万千瓦，终期规模将达100万千瓦。2019年开工建设的大同云冈矿废弃煤矿巷道储能电站示范项目，依托原来挖煤的巷道，变成储能压缩空气站，利用弃风、弃光、弃水和“低谷电”，以100～120个大气压的高压空气进行储能，系统综合效率较高，电站装机总规模达100兆瓦。此外，江苏建成了10万千瓦级的电池储能电站，相当于一个20万千瓦的中型发电厂1小时发的电，可以同时满足17万户居民的用电需求。

储能产业发展趋势初探

其一，储能产业发展的方向是市场化。从国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》来看，短期内在供电侧以强制性或鼓励配套储能为主，长期目标是基于技术创新和市场机制完善，实现储能产业市场化发展。从国外的发展经验也能清晰看到这一点——政府支持在一段时间过渡后，主要由市场需求拉动和技术进步驱动储能产业发展。国内已经形成了覆盖储能技术研发、装备制造、系统集成、投资运营和回收利用的完整产业链，尤其在制造环节具有全球竞争力，宁德时代、比亚迪等企业是电池生产的领先者。

其二，电力供需双侧都将迎来储能发展的战略机遇。在发电侧，抽水储能在一段时间内仍然是最主要的储能方式，压缩空气储能也有望在发电侧得到大规模发展。由于政策强制性或鼓励新能源项目要配置一定容量的储能，“新能源+储能”会刺激储能产业在发电侧爆发。在用户侧，国内工商业户用储能机会逐渐显现，一方面储能系统具有调峰的作用，可使实际的用电功率曲线更加平滑，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，起到降低基本电价的作用；另一方面目前全国较多地区工商业用电已实行峰谷电价，储能系统可将用户高峰时间的用电量平移至低谷时段，尤其在一些峰谷价差比较大的地区，比如上海、湖北、江苏等地大工业用户（最高电压等级）的夏季峰谷价差超过0.7元/千瓦时，储能发展空间更加巨大。国内居民户用储能市场与德美澳等发达国家不同，还不具备大规模爆发的条件，因为国内住宅较多为楼房，无独立屋顶，且居民电价相对较低，建设居民户用储能系统不划算。

其三，化学储能有望成为主要储能形式。目前抽水蓄能是全球电力系统中主要的储能形式，据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年底，全球已累计投运电力储能项目189.8吉瓦，其中抽水蓄能的占比为90.9%，电化学储能占比仅为6.9%。虽然抽水蓄能规模大、寿命长、技术成熟，但只有具备特定自然地形条件的地区才能进行建设，因此持续增长的电力储能需求仍需由其他的储能形式进行填补。从新增装机情况来看，近年来电化学储能已成为主流，2012～2020年全球电化学储能装机由不到1吉瓦提升至超过13吉瓦，贡献了全球电力储能装机的主要增量。

其四，“新能源+储能”平价时代或将来临。无论从技术进步还是成本下降速度来看，“新能源+储能”平价时代都有望在“十四五”期内实现。新能源发电从开始规模化发展到平价时代大概用了2～3个五年规划，锂电池储能成本过去10年下降了80%多，距离储能平价时代已不遥远。随着平价时代的到来，储能产业发展将会进入全面爆发的黄金时代。■