新型电力系统中新型储能技术发展路线探讨

新型储能是支撑“双碳”目标实现和新型电力系统建设的关键技术，规模化储能应用将成为新型电力系统的重要标志。目前应用的新型储能以锂电池储能为主，装机占比超过90%，然而锂电池储能在安全性方面存在固有隐患，且相关技术指标难以完全匹配未来新型电力系统建设需求，同时我国锂矿对外依存度较高，2022年碳酸锂等主要上游原材料价格涨至2021年同期的5~6倍，严重抬高锂电池成本，制约锂电池的大规模发展。本文重点对比分析了新型储能不同技术路线与新型电力系统建设需求的匹配性，进一步研究提出近期和远期的技术路线应用建议，为后续新型储能技术发展提供思路。

一、新型电力系统建设对新型储能技术提出更高要求

新型电力系统为适应新能源占比逐步提升，亟需新型储能规模化应用，充分发挥储能在保障新能源合理消纳利用、提升系统调节能力、支撑新能源可靠替代等方面的重要作用，这也给新型储能技术提出了更高要求。

新型电力系统建设要求新型储能提供更长的储能时长。我国电力系统是全球规模最大、结构最为复杂的电力系统。由于电力行业技术资金密集，长期形成的电力发展格局存在高度的路径依赖，未来较长时间内，我国电力系统仍将以大规模交流同步系统为主，需要电力供需时刻保持平衡。当前电力系统主要依赖出力可调的常规电源，实现“源随荷动”的实时平衡。随着新能源逐步成为电量供应主体，其发电出力的随机性、波动性和季节不均衡性将使电力系统的平衡调节问题由日内平衡调节向跨日、跨季平衡调节转变。为此，就要求新型储能具备更长时间尺度能量存储和搬移能力，通过大规模长时储能配合新能源运行，以实现“发—用”实时平衡向“发—储—用”动态平衡转变，支撑电力系统发用电解耦，满足电力供需平衡要求。

新型电力系统建设要求新型储能具备提供频率、电压、转动惯量等支撑能力。随着新能源大规模开发、高比例并网，以及逆变器、变流器等电力电子设备的大量应用，新型电力系统的“双高”特征将进一步凸显。“双碳”目标下，化石电源将逐步退出，维持交流电网安全稳定的物理基础被不断削弱，系统转动惯量减小，功角、频率、电压等传统稳定问题呈恶化趋势。新型储能通过合理的控制手段，具备有功调节和无功支撑能力，能有效支撑节点电压、平抑系统频率波动，部分机械式储能天然具备转动惯量支撑能力，可有效缓解上述“双高”带来的系统运行稳定性问题，降低电网运行风险。

新型电力系统建设要求新型储能具备更高的技术安全性。安全问题始终是储能行业面临的一大挑战。储能系统的整体安全性包括电气安全、火灾安全、化学安全和机械安全等多方面内容。不同储能技术路线所对应的安全风险不同，例如锂离子电池储能、钠硫电池储能以及氢储能需要重点关注火灾安全，液流电池重点关注化学安全，飞轮储能需要重点关注机械安全等。以目前应用较为广泛的锂离子电池储能为例，据不完全统计，2018年以来各国储能电站共发生火灾事故三十余次。为适应未来新型储能规模化发展需求，新型储能安全性能亟需突破。

新型电力系统建设需要更为灵活的新型储能布局。新型电力系统下，源、网、荷各侧都将对新型储能具有广泛的应用需求，需以系统实际需求为导向进行灵活布局。在源侧，新型储能将成为支撑新能源可靠替代化石电源的重要手段，作为配套的优质调节电源，支撑大型风光基地的开发和外送。在网侧，新型储能在保障输电通道安全可靠绿色运行、提升电力可靠供应能力、提升系统调节能力等方面都将发挥重要作用。在荷侧，新型储能是支撑分布式系统运行、实现源网荷储一体化发展、提升需求侧响应能力的重要支撑。

新型储能规模化发展需要具备较好的能量密度特性。伴随着新能源的大规模发展，并逐步向主体电源转变，新型储能作为提升系统调节能力的重要举措，也将加快步入规模化发展的窗口期。根据电力规划设计总院前期相关研究，预计2030年，新型储能需求规模约2亿千瓦；到2060年，新型储能规模需求将超过12亿千瓦。新型储能的能量密度特性将成为影响其占地空间、布局灵活性、工程成本的重要因素，为此，需要新型储能具备高能量密度，支撑规模化发展。

二、适应新型电力系统发展需求的新型储能技术路线研判

（一）不同新型储能技术路线与系统建设需求的匹配性分析

新型储能按照技术类别可以分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和氢储能。其中，机械储能主要包括压缩空气储能、飞轮储能、二氧化碳储能、重力储能等；电化学储能主要包括锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池、液流电池等；电磁储能主要包括超导储能、超级电容器等；热储能主要包括显热储能、潜热储能及热化学储能。结合上述分析的新型电力系统建设对新型储能的技术要求，对各类新型储能技术与系统建设需求的匹配性进行分析比较。

机械储能具有类比于常规火电机组的主动支撑能力，且能够满足长时储能需求。尤其是机械储能中的压缩空气储能技术逐渐成熟，将成为未来极具发展潜力的新型储能。常规基于天然盐穴的压缩空气储能受盐穴资源限制，建设局限性较大，三北沙漠、戈壁、荒漠，东部沿海负荷中心等地区不具备建设条件，基于人工硐室压缩空气储能利用基岩造穴，我国大部分地区基岩条件及深度适宜，理论上全国均可选址，布局较为灵活，未来发展前景广阔。

电化学储能充放时间可以控制在毫秒级，对受端电网频率的支撑能力较高，且布局灵活，能量密度整体较高，其中锂离子电池能量密度高达140~220Wh/kg。目前最常应用的锂离子电池储能适用于4小时以内的短时间尺度储能场景，但因其存在燃爆风险，安全性仍需进一步提升。同时锂离子电池储能受碳酸锂等主要上游原材料价格制约，未来大规模发展存在一定不确定性。钠离子电池、液流电池等新型的电化学储能技术能够实现电池的本质安全，且具备一定长时储能能力，但也存在运行问题，钠离子电池在高温运行下存在腐蚀问题和安全隐患，液流电池充放电效率偏低（60%～75%），关键设备仍需进一步突破，但从中远期来看随着技术进步应用前景广阔。

电磁储能具有较高的技术安全性和布局灵活性，效率较高且使用寿命长。但此类储能技术仅适用于超短时间尺度储能应用场景，能量密度低、成本高，同时无法对系统提供主动支撑，总体来看电力系统对其需求整体较小。

热储能具有容量大、寿命长、安全性好、布局相对灵活等优点，但现阶段转化损耗大、效率较低。热储能可以作为能量转化过程中的一个环节，如光热发电、清洁电能供热等，在支撑未来多能源品种转换应用、提升综合能源系统利用效率方面前景广阔。

氢储能能量密度较高且外部环境依赖性小，储能过程无污染，同时适用于极短或极长时间供电，是极具潜力的新型大规模储能技术。氢储能缺点在于涉及电制氢、氢储运和氢发电等环节，全过程转换效率低，并且氢属于易燃易爆品，存在一定安全隐患。但目前来看，氢储能是解决未来系统跨月跨季平衡调节问题的主要举措，亟需大力推进。

总体来看，各类储能技术的储能时长、能量密度等特性不尽相同，存在各自匹配的应用场景，不存在“包打天下”的储能技术。应积极推动新型储能技术多元化发展，根据新型电力系统不同建设阶段的系统需求，重点发展推广不同的储能技术路线。

（二）新型储能技术分阶段应用前景研判

按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排要求，锚定碳达峰碳中和目标，2030年、2060年是新型电力系统构建目标的重要时间节点。下面基于新型电力系统近期（2030年）、远期（2060年）对储能技术的需求差异，研判新型储能各类技术应用前景。

新型电力系统建设近期，为加速新能源可靠替代、提升新能源并网友好性、提升分布式新能源可控可调水平，该阶段对新型储能技术的要求聚焦于技术安全性、布局灵活性、稳定支撑性方面，结合各类储能技术的性能指标和发展成熟度，应着力发展高安全性电化学储能技术及高灵活性压缩空气储能技术，提升锂电池安全性、降低锂电池成本，发展钠离子电池、液流电池等高安全水平的电化学储能技术，同时推进基于人工硐室等灵活储气方式的压缩空气储能技术，实现日以内时间尺度的电力系统调峰和能量调度，满足大规模新能源调节、存储、消纳需求。

新型电力系统建设远期，随着新能源逐步成为电量供应主体，季节出力不均衡情况下电力系统长时间尺度平衡调节矛盾凸显，需重点推动压缩空气储能、热储能、氢储能、重力储能等长时储能技术发展。同时，为全面支撑碳中和目标的如期实现、维护新型电力系统的长期安全灵活稳定运行，新型储能技术需要继续朝着高支撑能力、高能量密度、环保安全、灵活布局的方向发展，应持续革新改进储能本体材料，实现各类储能技术的大容量、长寿命、跨季节突破与规模化发展，持续推进长时、短时多元化新型储能技术的有机结合和优化运行，充分发挥各类新型储能技术的优势，实现跨季节、大范围的可再生能源存储与调节。

三、关于新型储能技术发展的几点建议

一是结合系统需求统筹推进多元化储能技术创新发展。以新型电力系统建设需要为导向，推动新型储能技术创新。综合考虑技术成熟度、安全性、技术经济性等因素，在发展电化学储能的同时，当前需统筹开展压缩空气储能、钠离子电池、液流电池、热储能、氢储能等多元化新型储能技术路线示范，加快关键储能技术研发，开展重大工程示范，进一步带动产业化发展，实现各类新型储能共同发展、优势互补、协调运行，满足不同应用场景下、不同发展阶段的电力系统实际需求。

二是提前开展长时新型储能关键技术攻关布局。未来电力系统的调节需求将由日内调节转变为跨日、跨周乃至跨月等长时间尺度调节，亟需提前开展以氢储能为代表的长时储能技术研究。大力推动可再生能源制取“绿氢”，重点研发质子交换膜和高温固体氧化物电解制氢等关键技术，开展氢储运/加注关键技术、燃料电池设备及系统集成关键技术研发和推广应用，实现氢能制备利用关键技术完全国产化，研发纯氢气燃气发电机组。

三是积极建立多元灵活的新型储能电价机制和市场机制。为更好推进各类储能技术发展，需结合发挥功能建立针对性配套价格机制。比如对于以支撑电力系统调节为主要功能的新型储能，可考虑参照抽水蓄能电价机制，建立电量电价与容量电价相结合的两部制电价机制。倘若是用于替代电网输变电设备投资的新型储能，需确保其相较其他输变电设备具有更好的经济性，经评估认证后可纳入输配电价回收。同时，还需加快推动新型储能参与电力现货市场，发挥移峰填谷和顶峰供电作用，充分发挥价格信号引导作用，适当增加现货市场价差，扩大储能盈利空间。适时建立容量市场，体现储能对系统容量支撑方面的价值，推动储能在市场中获得合理收益。

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