支撑新型电力系统的储能技术综述与政策解读

孙伟卿,王思成，刘宇宸

(1.上海理工大学机械工程学院，上海 200093；2.国网上海浦东供电公司，上海 200125)

0 引言

为了切实承担应对气候问题的国家职责、推动可持续发展，我国已经制定了“3060”双碳目标。其包括2030年和2060年这两个时间点的任务。2030年的任务是指2030年前二氧化碳排放量不再增长，达到峰值后逐步减少，即“碳达峰”目标。2060年的任务是通过调整能源结构等方式减少二氧化碳排放，并通过碳捕获、利用与封存(carbon capture,utilization and storage,CCUS)等方式增加二氧化碳吸收，以此实现二氧化碳排放量与二氧化碳吸收量平衡，即“碳中和”目标。

要想顺利实现“3060”双碳目标，必须先从碳排放量一直居高不下、占全国总量近40%的电力行业入手。因此，构建以先进、成熟的储能技术支撑的新型电力系统是当务之急。在2016—2020年这五年间，随着科技进步和核心技术的不断成熟，在储能方面，国内已建成了一批符合时代要求、促进社会经济发展的试点项目。在国家政策的正确引导下，储能行业从刚起步的状态顺利迈入商业化的大门。“十四五”时期，我国在控制化石能源消费和降低碳排放量方面，将不断推进能源消费强度和消费总量机制的确立与完善。国家要求到2025年实现单位国内生产总值能耗比现阶段降低13.5%、碳排放比现阶段降低18%的目标[1]。

双碳目标的实施和建设以及为了打造主要由新能源构成的全新的电力系统，会引发由清洁能源并入电网而带来的一系列问题。储能是平抑可再生能源发电的一个主要途径，将在新型电力系统中发挥其独特的作用。在此关键时刻，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》[2]的发布，从技术创新、投入运行等多个方向为我国的储能产业绘就发展蓝图[3]。

随着国家相关储能政策的陆续出台，储能的商业模式日趋明朗，市场前景也越来越清晰。“十四五”时期要重点进行新型技术的创新攻关，塑造适应当前需求的技术评定体系，以打造更加符合市场的商业体系，强化政府扶持，推动我国的储能产业朝着更为光明的方向前进。本文通过对现有储能技术进行细致的分析梳理，对现有的相关储能政策进行了综述，并提出了新形势下对电力系统储能技术的新需求。

1 新型储能技术综述

目前，储能已逐渐被各国所应用，以促进“碳中和”目标的实现。而新型储能技术将有效提高风、光等可再生能源的消纳水平，是促进可再生能源替代传统能源的重要技术。尽管受到了新一轮疫情和供给不足的双重影响，全球新型储能市场仍继续快速发展。经统计，2021年世界范围内新加入运营使用的与电力系统相关联的储能项目装机规模已有18.3 GW，较上年同期增加185%。值得注意的是，近几年刚问世的储能技术在新增项目中占比多，高达10.2 GW，是上年同期数据的2.2倍，并较上年同期增加了117%。

1.1 储能技术发展现状

顾名思义，储能技术是通过化学或物理方法将所生产的能量先用某种适合的技术储存下来，再在现实生活中需要使用某种能量时将其释放，供需要运转的设备使用。而更广泛的储能则是利用特殊的媒介与装置，将电能、热能、机械能等特殊的能量用不同的方式或者技术储存在特定的设备中。在未来出现这种特定能量的使用情景时，可以根据当时的具体情况，释放出不同种类的能量以供使用[4]。储能类型分类如图1所示。

由图1可知，储能的方式有很多种。本文重点介绍电储能中常用的电化学储能和机械储能。作为与人们日常生活接近且发展较为成熟的储能技术，电化学储能一般都与二次电池息息相关。手机中的锂离子电池、家用电器中使用的铅酸蓄电池都是电化学储能技术在日常生活中的体现。而作为应用广泛的储能技术，机械储能技术对社会经济发展作出了很大贡献。当前，有以抽水蓄能为代表的传统机械储能技术为人们提供高质量的电能。放眼未来，压缩空气储能和飞轮储能将不断丰富机械储能技术形式。

①电化学储能技术发展现状。

“十三五”期间，我国电化学储能技术经过国家政策的鼓励和科技工作者们的刻苦钻研，已越发成熟。通过查阅相关报告可知，截至2020年底，全世界已建成的储能工程累计装机规模达到191.1 GW，较上年同期增加3.4%。在这些项目中，以锂电池为代表的电化学储能增长势头强劲。中关村储能产业技术联盟(China Energy Stotage Alliance,CNESA)报告称，尽管受到了疫情的冲击，但储能的需求依然在逐步复苏。新建的储能建设工程以电化学储能为例。该类型储能的装机规模创造了每年4.7 GW的历史新高，高于上年同期1.6倍。

据CNESA报告，在2020年，电化学储能的累计装机容量高达14.2 GW，在诸多储能技术中居第二，仅落后于发展较早的抽水蓄能。而电化学储能技术成熟，应用广泛的锂离子电池的装机规模已经高达13.1 GW。2015—2020年，在系统稳定性、能量密度、成本、市场发展路径等方面，锂离子电池都被认为是各项电化学储能技术中更值得去深入研究的。在2021年，磷酸铁锂电池的成本已达到1.5元/(W·h)。随着电池制造和存储设备的价格逐渐降低,这将成为一个有着巨大潜力的市场[5]。因此，在当前的电化学储能领域，锂电产业是极具发展前景的。

储能电池优缺点分析如表1所示。

表1 储能电池优缺点分析

由表1可知，虽然与生活中常见的铅酸电池相比，锂离子电池价格仍然很高，但使用寿命更长、能量密度较高、清洁无污染等优势也是铅酸电池所不具有的[6]。与最近才投入使用的钠离子电池相比，锂离子电池在循环寿命上有显著的优势。

②机械储能技术发展现状。

根据相关数据，我国目前已经开始使用的电力储能工程累计装机规模已达到46.1 GW，和往年相比增加了30%。放眼世界，中国的储能市场也不可小觑，在世界市场上的占比达到了22%。作为发展历史悠久、技术成熟的机械储能技术，抽水蓄能累计装机规模名列前茅，达到了39.8 GW，较上年同期增加25%。

中国是全球抽水蓄能电站在建规模居前的国家。随着用电量的不断增加，为了满足社会日益增长的用电量需求，未来几年我国的清洁能源装机容量会越来越多，势必带来大规模清洁能源接入电网所引发的一系列问题。为此，“十四五”期间，国家电网公司规划了超过20 GW的抽水蓄能项目，到2030年运行装机将超过70 GW。随着我国电力行业的迅速发展，抽水蓄能的建设将在应对清洁能源接入电网所导致的电力系统防护能力降低问题方面起到积极作用，为建立一个稳定、强大的电力系统创造条件。

由于抽水蓄能受地域条件的限制，为了推进储能产业的多样化发展，人们将目光转向了另外一种新型储能技术——压缩空气储能。压缩空气储能是建立在燃气涡轮机发展基础上的技术，已在德国和美国得到使用[7]。而在2021年，我国新型储能新增规模突破2 GW，达到2.4 GW。在比去年同期增加了54%的背景下，压缩空气储能也实现了百兆瓦级项目并网运行。

飞轮储能技术具有使用寿命较长、储能密度较高等特点，再加上充放电次数不受限制，在近几年的发展中得到了广泛的应用。这项技术是在1950年左右发明的。将该技术由理论转变为现实的是当前广受欢迎的电动汽车。1990年以来，由于飞轮储能所需的材料开始普及，再加上支撑飞轮储能发展技术的成熟，飞轮储能技术开始在储能领域大展身手，率先在电网侧储能领域内实现应用[8]。

1.2 储能技术应用现状

①电化学储能技术应用现状。

2021年，新型储能的总装机规模达到25.4 GW，较上年同期增加67.7%，而锂离子电池在全球市场的占有率高达90%以上。2022年4月7日，国家新公布了一批锂电储能项目，主要包括位于青岛市的大唐黄岛发电有限责任公司100 MW·h/200 MW·h储能电站项目、位于济南市的华能莱芜储能电站100 MW·h/200 MW·h一期项目以及位于烟台市的100 MW·h/200 MW·h集中式共享储能电站等一系列锂离子电池类项目。宁德时代在晋江建成的36 MW·h/108 MW·h基于锂补偿技术的磷酸铁锂储能电池的使用寿命可达10 000次，并在福建省的调峰工程中得到良好的使用。

铅酸电池虽然放电能力差，但具有技术先进、价格低廉、安全性高等优点，且回收率高、对环境要求较低，还有较长的充电时间和使用时间。铅酸电池主要有以下四类：动力电池主要用于各种电动车的电动能源；储能电池主要用于风能、太阳能等可再生能源发电的电能储存；备用电源电池主要用作通信、智能楼宇、计算机系统的保护电源；启动电池主要用于汽车的启动和照明。2020年并网的雉城(金陵变)12 MW·h/48 MW·h铅炭储能工程已经投入使用。

相比锂离子电池的高能量密度和日益成熟的技术工艺，钠离子电池想要被推广使用还有一段很长的路要走。但是丰富的钠资源储备、良好的低温特性和快速的充放电能力，使钠离子电池在储能方面的能力引起了广泛重视。2015年，我国研制出了具有完全自主知识产权的钠离子电池；2019年，钠离子电池储能电站在江苏投入运营；2021年，1 MW·h钠离子电池示范工程在山西太原顺利投入运行[9]。

②机械储能技术应用现状。

2021年，我国新增加投入使用的电力储能项目装机规模已经达到了10.5 GW。其中增加较多的是抽水蓄能，达到了8 GW，较上年同期增加437%。放眼全球，坐落在中国河北承德的丰宁抽水蓄能电站总装机规模3.6 GW，年设计发电量66.12亿千瓦时，年抽水电量87.16亿千瓦时，在装机容量、储能规模、地下厂房等方面均领先于全球。2021年，我国共有梅州、阳江等8座抽水蓄能电站建成并投入运行。梅州蓄能电站主体结构不仅施工时间短，而且将三导轴承摆度精度精确至0.05 mm；阳江蓄能电站已建成40万千瓦级单机容量，700 m高水头抽蓄机组全部自主生产，并拥有800 m级水头的钢筋混凝土衬砌水道。

压缩空气储能在2021年迎来了发展机遇期，新增投运规模170 MW，是上年同期的15倍。盐穴压缩空气储能作为借助盐穴储能的储能技术，通过空气的挤压和放出以实现电能的贮存和利用。虽然我国拥有较多的盐矿资源，但是由于开始研究该项技术的时间较晚，盐穴地下储库的数目和建造工艺依旧落后于西方。中国科学院工程热物理所于2021年8月在山东肥城成功建设了10 MW盐穴先进压缩空气储能商业示范电站，已成功完成了项目验收并正式并网发电商业运行，系统效率达到60.7%。江苏金坛已建成60 MW·h/300 MW·h盐穴压缩空气储能示范工程，在2021年10月开展了并网试验。

飞轮储能对环境要求较小。由于其不受环境的影响，在短时高频领域有着良好的发展潜力。国家能源集团宁夏电力灵武公司光火储耦合22 MW·h/4.5 MW·h飞轮储能项目于2011年11月10日开工。这是我国首个全容量飞轮储能-火电联合调频项目，实现了大功率飞轮单体工程应用[10]。2022年4月11日，青岛在地铁中运用了1 MW飞轮储能装备。这套储能装置由我国自主研制，对突破国外对我国的技术封锁具有重要意义。

2 国家级储能相关政策梳理与解读

纵观国内储能产业发展情况可知，在调频、调峰、需求响应等领域，储能行业的发展已初步具备了经济性。回顾过去五年来我国储能行业的重大政策，不难发现我国储能行业想持续发展，必须要有相应的政策导向。

2.1 关于促进储能技术与产业发展的指导意见

2017年10月，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局共同颁布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。该政策主要是为了解决目前国内储能产业发展中遇到的一些问题，涉及研发、政策、技术等领域，指出了储能在清洁能源接入电网等方面的应用意义，并对未来10年中国储能技术的发展与应用提出了要求：推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范。

与此同时，由于中国储能行业正朝着规模化方向发展，在发展过程中诸如系统标准、安全环保规范等方面的问题日益严重。《指导意见》在储能项目管理方面要求：针对独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的储能项目，全部采取备案制，按照属地原则备案，备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定；在储能系统回收方面，要求落实生产者责任延伸制度，建立储能系统制造商承担回收利用主体责任的回收利用管理体系；在产品标准和检测认证方面，提出建立与国际接轨，并且涵盖储能规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护等各应用环节的标准体系，实施全寿命周期监管和召回制度。

《指导意见》还提出了将储能技术从研究开发转变为产业化的初级阶段，并将其分为两大阶段：一是将储能技术从研究成果阶段过渡到商业化初期阶段；二是将其从商品化初期阶段转化为大规模生产阶段[11-12],将重点支持以高性能铅碳电容电池储能系统为代表的多种储能技术和众多大型储能试点示范项目[13]。但是，《指导意见》在宏观层面的储能发展策略还有待进一步的改进。《指导意见》缺乏对主要储能技术的关键性指标(如能量转化效率等)的趋势预测和目标制定；而在发电侧、电网侧、用户侧方面，存在着对新能源在消纳、调峰、调频等方面未来的需求预测能力不够等问题。这些不足将会在以后出台的相关政策中加以补充和改进。

2.2 2019—2020年行动计划

2019年7月，国家能源局、发改委、科技部、工信部四部委共同出台了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019—2020年行动计划[14]。“行动计划”的出台推动了促进储能技术发展。受国家相关政策的推动，国内的储能装机增长迅速。

“行动计划”以“三推进，两加强，一完善”对先进储能技术研发与智能制造、储能产业发展政策、储能项目示范与应用、动力电池储能化、储能标准化建设等方面提出了要求。“三推进”包括推进抽水蓄能发展、推进新能源汽车动力电池储能化应用和推进储能项目示范与应用。“两加强”主要指加强先进储能技术研发与智能制造升级，加快推进储能标准化。“一完善”是完善落实促进储能技术与产业发展的政策。

“行动计划”起到了承上启下的作用。虽然目前国内的储能产业进入了一个新的发展阶段，但仍处于起步状态，储能产业的进一步发展仍面临诸多挑战。我国目前存在的能源消费方式单一、利润方式模糊等问题，还需进一步加强相关配套政策制定，以促进我国能源消费电子商务的发展，进一步保障我国储能参与市场的权利。

2.3 两个“一体化”的指导意见

2020年8月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于开展“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”的指导意见》[15]。随着《指导意见》的出台，我国的储能技术将与我国的电力产业进一步融合，“可再生能源+储能”的发展也将加快。两个“一体化”为实现源、网、荷的综合利用提供了条件，为整合不同能源品种创造了良好的环境，使储能成为不可或缺的能源形态。

《指导意见》主要涉及“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”。前者主要“侧重于电源基地发展，根据当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互为补充，并适当增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营”。而后者则主要“侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，构建源网荷高度融合的新一代电力系统，实现源、网、荷、储的深度协同”。

《指导意见》中的两个“一体化”的发展理念，充分发挥了各类技术的优势。“一体化”工程体现了储能的快速、灵活的调控功能，但要在短时间之内实现度电成本最低是不可能的。推进先进、灵活、无污染的能源结构布局，必须让综合用电成本最优成为全社会都认可且接受的基本事实，并为整个经济社会发展承担费用，而非绝对的成本最低和费用最小[16]。

2.4 加快推动新型储能发展的指导意见

目前，我国政府缺乏对储能规划的指导以及完善的政策机制和市场环境，因此我国新型储能产业的发展面临着许多问题，如技术规范不完善等，已经严重影响到我国储能发展。对此，2021年7月国家发改委和能源局出台的《加快推动新型储能发展指导意见》[17]，明确了我国新型储能发展的主要目标。到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3 000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列[18]。

《指导意见》对2016—2020年这五年来我国新型储能产业发展中存在的主要问题及取得的成功实践进行了反思，在新的时代背景和发展形势下，提出“将开展专项规划，对储能发展需求、布局和配置原则等开展深入研究，强调要统筹协调创新资源，加强产学研用融合；研究建立与新型储能特点相适应的市场机制和配套政策，破除政策瓶颈，科学疏导成本；统筹推动国家、地方有关部门明确新型储能管理职能和流程；统筹完善新型储能标准体系建设，加强与现有能源电力系统相关标准规范的衔接”。

2.5 “十四五”新型储能发展实施方案

“十三五”期间，我国新型储能已从研发示范阶段转向商业化初期阶段，并取得长足的进步。2021—2025年这五年对于我国而言，是准备实现双碳目标中“碳达峰”目标的重要时期，同时对于新型储能技术而言，也是一个难得的机遇。为此，要达成这五年内国家对新型储能提出的更好更快发展的要求，使储能行业的发展目标更清晰明了，2022年3月，国家发展改革委、国家能源局共同颁布了《“十四五”新型储能发展实施方案》[19]。《实施方案》指出新型储能发展目标：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；到2030年，新型储能全面市场化发展。

《实施方案》明确提出“推动规模化发展，支撑构建新型电力系统”，分别从电源侧、电网侧、用户侧三个角度入手，明确了实现储能规模化发展的具体思路和需求。在电源侧，要“加大力度发展电源侧储能，推动友好型新能源电站建设，在新能源富集的内蒙、新疆等地重点布局一批配置合理新型储能的友好型新能源电站，从源端平抑新能源的波动性，提升新能源并网友好性，保障新能源高效消纳利用”。在电网侧，要“因地制宜发展电网侧储能。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，提升传统抵御突发事件和故障后恢复能力，提高电网安全稳定水平”。在用户侧，要“灵活多样发展用户侧储能，并提出围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务等终端用户，依托分布式新能源、微电网、增量配电网等配置新型储能”。《实施方案》还对提供定制化服务和提升用户灵活调节能力方面提出了要求。这些措施的实施都将提高用户侧的调节能力，有利于配电网的安全、稳定运行。

3 未来储能行业发展建议

2021—2025年这五年将是储能发展的黄金时期。为此，本文在细致分析、认真梳理了我国现有的储能技术的发展现状，并充分解读国家历年来发布的与储能相关政策的基础上，对我国储能发展提出以下建议。

从政策保障角度看，五年来，从《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，到《“十四五”新型储能发展实施方案》发布，在国家相关政策大力支持下，我国储能产业正朝着多元化、高质量方向发展。但在储能商业化发展进程中，发展道路依旧被尚未掌握的核心技术、尚不完善的电力市场、未能修正的价格机制等问题所阻碍，还需要国家根据储能标准体系和主要应用场景制定相关政策，从而推动构建良性循环的储能行业生态系统。

从技术研发角度看，我国的储能行业技术研发要结合当前发展阶段对分布式能源、广受欢迎的纯电力汽车、日渐成熟的微电网和智能电网技术等方面的需求，针对储能商业与示范过程中的核心技术和未掌握的瓶颈技术，例如抽水蓄能电站地理条件受限程度大和建设周期长、压缩空气储能电站依赖储气室、氢储能技术中的“电-氢-电”转换效率低于锂离子电池等能够显著提升技术经济性以及能够引领未来储能产业发展的技术问题，进行重点研发。

从储能创新角度看，在面临电网调峰、电网平衡、电网安全等诸多问题的同时，单一电厂的储能模式已无法满足电网的需求，而整合电网侧、电源侧、用户侧三个方面资源的储能电站，推动源网荷各端储能能力全面释放的共享储能为当前困局的破解带来了希望。目前，提升储能的共享性是发展共享储能的首要任务。要确保储能企业和新能源发电企业或用户之间的交易制度尽早建立，重点支持发展“云大物移智链”技术，协调控制技术以及系统集成技术，促使更多种类的商业模式出现，保障储能产业规模化发展[20]。

4 结论

近年来，我国储能技术得到快速发展，储能产业规模在国家政策支持下迅猛扩大。从电化学储能技术角度来看，锂离子电池研究和利用都有了长足的进步，在大规模储能领域有很好的发展前景。而在机械储能技术方面，抽水蓄能电站由于其寿命长、安全性高等优势，仍然是当前电力系统常用的储能技术。在清洁能源大规模接入电网以及用电量激增的新形势下，积极开发新能源，将原来的能源结构进行优化调整，使其成为更有利于新型电力系统形成的能源结构布局，推动社会经济朝着无污染、低碳方向转型发展，储能技术将会得到广泛的发展已是大势所趋。可以预见的是，随着储能技术的进一步成熟、成本的进一步下降，以及市场回报机制的进一步明确和完善，储能将在新型电力系统的建设中扮演更加重要的角色。