图为湖南通道侗族自治县的百兆瓦级塘冲储能电站。 　　李尚引摄（影像中国）

图为四川雅江县雅砻江两河口混合式抽水蓄能项目。 　　新华社记者 薛 晨摄

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　　装机规模增长、技术装备提升、应用成本下降……近年来，包括抽水蓄能、新型储能等技术在内的储能技术和装备，为促进新能源的开发消纳、提高电力系统的灵活性，发挥了积极作用。

　　未来，还需通过进一步发力技术研发、健全市场机制、保障安全水平等，循序渐进，推进储能高效应用和高质量发展。

　　山间峡谷，国网新源安徽桐城抽水蓄能电站加紧施工，超过21亿千瓦时的设计年发电量，可满足安徽安庆2个月的全社会用电量；

　　地下洞穴，百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口并网发电，项目核心装备自主化率100%，每年可节约标准煤4.2万吨；

　　张北草原，国家电投铁铬液流电池储能电站试验正忙，它能将6个小时的光伏发电全部储存下来，即便零下40摄氏度也能正常运行，电池使用寿命可达20多年；

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　　尽管运用了不同技术、不同装备，这些“超级充电宝”都能改变电力系统即发即用的传统运营方式。新能源大发或者用电低谷时充电，新能源出力小或者用电高峰时放电，既能平滑不稳定的新能源发电、助力其开发消纳，也能配合常规火电、核电等电源提供调峰调频等服务，提高电力系统的灵活性。

　　当前，储能产业发展情况如何？还面临哪些挑战？记者进行了采访。

　　装机规模增长，技术装备提升

　　一般来说，除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能被称为新型储能。“抽水蓄能响应时间在分钟级，具有技术成熟、效率高、容量大、寿命长等优势，但受到选址条件要求高、建设周期长等因素制约。”中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生说。而新型储能选址灵活、建设周期短、响应速度快，但目前受到成本、成熟度、安全性等因素制约。

　　不同储能技术路线利弊兼有，却不影响其“百花齐放”。随着碳达峰、碳中和目标的提出，储能产业驶入发展快车道，成为构建新型电力系统的重要支撑。中关村储能产业技术联盟发布的最新数据显示，截至2022年底，我国已投运的电力储能项目中抽水蓄能占比达77.6%，新型储能占比21.4%。在新型储能中，锂离子电池装机比重最大，达93.9%。

　　装机规模显著增长。中国电力企业联合会提供的数据显示，截至2022年底，我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦，是2012年底的2.2倍以上，规模位居世界首位。2022年我国投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦。初步预计，到2023年底，抽水蓄能总装机规模将超过5000万千瓦。

　　技术装备不断提升。水电水利规划设计总院院长李昇介绍，我国抽水蓄能在坝工、库盆防渗、高水头压力管道、复杂地下洞室群等方面达到了世界先进或领先水平，机组朝着大容量、高水头、高转速、可变速方向发展。国家能源局科技司有关负责人表示，目前储能用锂离子电池能量密度较10年前提高了一倍以上，全钒液流电池的隔膜、电解液等关键材料已经实现国产化，压缩空气储能技术发展迅速，飞轮储能突破了大容量飞轮及高速电机关键技术，具有成本低、原材料丰富特点的钠离子电池也崭露头角。

　　应用成本稳步下降。随着储能产业规模发展和技术进步，其应用成本稳步下降。陈海生介绍，过去10年新型储能成本平均每年下降10%至15%。其中，锂离子电池、压缩空气储能成本快速下降，逐步向抽水蓄能接近，“目前先进的压缩空气储能项目每千瓦装机成本为5000至6000元，折算成度电成本为每千瓦时0.25元至0.3元，未来5年有望再降20%至30%。”根据水电水利规划设计总院发布的报告，2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资为5367元。

　　应用场景多样，满足不同需求

　　白天屋顶光伏发电，晚上储能电池吸收低谷电，在用电高峰时“反哺”给厂区——在江苏海基新能源公司，这套光储一体化系统每年能为厂区省下不少成本。“无锡的工业低谷电价每千瓦时只有0.28元左右，而高峰电价每千瓦时为1.15元左右，储能利用这样的峰谷价差，每年能为海基新能源节省五六十万元电费。”国网无锡供电公司工作人员李向超算了笔账。

　　这只是储能多种应用场景之一。通过与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，储能有助于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。

　　陈海生介绍，在电源侧，储能可以提升新能源并网友好性和容量支撑能力，助力高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳，提升常规电源调节能力；

　　在电网侧，储能可以提供调峰、调频等多种服务，提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力，提高电网安全稳定运行水平，同时还能增强电网薄弱区域供电保障能力，延缓和替代输变电设施投资，提升系统应急保障能力；

　　在用户侧，储能可以用于分布式供能系统，提高用能质量、降低用能成本，同时通过用户侧储能以及充换电设施、智慧用电设施等，提升用户灵活调节能力。

　　中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，2022年，新增投运新型储能项目中，依旧是电网侧新增装机规模最大，占比约47%；此外，电源侧占比45%、用户侧占比8%。目前来看，我国华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。

　　不同的储能技术因其性能特点不同，适用不同的应用场景。国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌分析，抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。

　　加快完善机制，保障安全水平

　　加快推动储能规模化、产业化和市场化发展，成为能源行业的共识。

　　根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，“十四五”期间抽水蓄能电站的建设数量将超过200个，已建和在建规模将跃升至亿千瓦级，预计到2025年我国抽水蓄能电站装机容量将达到6200万千瓦，这相当于近3个三峡电站的总装机容量。新型储能方面，国家能源局科技司有关负责人介绍，预计到2025年末装机规模将达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

　　尽管市场前景广阔，但储能的发展规模和质量还有很大挖潜空间——

　　技术研发还需发力。尽管我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，但钠离子电池储能、飞轮储能等其他新型储能技术，尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段。陈海生认为，储能技术创新能力显著提高，要在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得进步，并且做到核心技术装备自主可控。

　　市场机制有待健全。“新能源+储能”是新型储能重要应用场景。一名新能源电站负责人告诉记者，如果电站按照20%比例、2小时时长配备储能，总体投资增加约20%，内部收益率降低约4个百分点，目前来看仍然面临较大的投资压力，希望能够稳步推进新型储能成本合理疏导，鼓励储能的多元价值释放。

　　“还需要进一步完善市场机制，加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；通过价格信号激励各类经营主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设；尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。”中国电力企业联合会相关负责人建议。

　　安全水平要有保障。现有技术水平下，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展不容忽视的因素。“储能模块、电池柜等方面的安全风险评估流程有待规范，要进一步明确、细化政府和储能生产者、集成商、项目业主等产业链条中各主体的安全责任，加强全过程安全管理。”黄碧斌建议，还要加强储能产品检测认证能力建设，健全电化学储能安全标准体系，加快制修订储能质量和安全相关标准。

　　此外，还有专家表示，接下来加快推动储能发展，要注意科学安排发展规模、建设布局和建设时序，避免“一刀切”按比例配置储能。针对部分新能源配储能调用频次、利用率低的情况，要加强新型储能调度运用，提高已建成新型储能设施的利用率。

　　国家能源局科技司有关负责人介绍，“十四五”期间，将持续坚持创新引领、多元发展，强调市场主导、安全高效，鼓励创新示范、先行先试，积极推动新型储能技术创新。同时，结合新型电力系统的实际需求，以提高终端用户用电可靠性、提升电力系统稳定性和技术经济性为导向，因地制宜，循序渐进，推进储能高效应用和高质量发展。

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