贵州开阳从“富磷之城”到“储能之都”
动态2023-11-20
在日前举行的2023世界储能大会上，中关村储能产业技术联盟常务副理事长、中国能源研究会储能专委会秘书长兼副主任委员俞振华指出，储能产业的一大赛道就是包括新型液流、压缩空气、高温储热等技术手段在内的长时储能。此外，在第五届未来能源大会期间，中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿也表示，构建面向碳中和的新型电力系统，需要大规模、高安全以及不同时长的储能技术，其中最缺的就是长时储能技术。
记者经过梳理发现，关于长时储能的报道近期频频见诸报端：青海液态空气储能示范项目开工，张家口300兆瓦先进压缩空气储能示范电站通过可行性研究审查……业内人士认为，在储能市场快速发展的当下，兼具安全性与调节灵活性的长时储能也将迎来战略发展期。
那么，什么是长时储能?它的发展有何重要意义?我国长时储能发展现状如何?记者就这些问题采访了相关专家。
持续时长尚无统一定义
“长时储能目前正处于发展初期，国内外尚未对长时储能的持续时长进行统一定义。”电力规划设计总院副总工程师、能源科技创新研究院院长徐东杰告诉科技日报记者。
2021年，全球长时储能委员会在其首份报告《净零电力——可再生电网长时储能》中对长时储能的概念进行了定义。在该报告中，长时储能系统被定义为任何可以长期进行电能存储的技术，该技术同时能以较低成本扩大规模，并能维持数小时、数天甚至数周的电力供应。
2021年美国桑迪亚国家实验室发布的《长时储能简报》认为，长时储能是持续放电时间不低于4小时的储能技术。美国能源部2021年发布的有关长时储能的报告，则将长时储能定义为额定功率下持续放电时间不低于10小时的储能技术。
2021年美国国家可再生能源实验室发布《未来储能研究——定义长时能源储存的挑战》报告，该报告认为，规定长时储能的持续时长存在挑战。“该报告在定义储能持续时长时对相关文献综述进行了统计，结果表明，储能时长在数量定义上主要有三个阈值，分别为不短于4小时、不短于10小时，以及长于24小时。”徐东杰说，但由于不同区域电力需求、可再生能源分布、储能规模布局以及储能政策支持力度的不同，因此不能简单地以持续时长来定义长时储能。
在国内，为了区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。
提升清洁能源消纳能力
近年来，长时储能市场越来越火。据咨询机构伍德麦肯兹统计，全球投运及在建的长时储能项目，价值已超过300亿美元。近三年投资的项目若全部建成投运，长时储能装机总量预计新增5700万千瓦，这相当于2022年全球长时储能总装机规模的3倍左右。
为什么全世界都在发展长时储能?
徐东杰分析，为了实现“双碳”目标，火电装机占比将逐渐下降。当这类稳定的基础负载发电资源日益减少，“长时储能+大型风光项目”大概率将替代化石能源，成为新一代基础负载发电资源。这对零碳电力系统的中后期建设意义重大。
同时，随着光能、风能占比逐渐上升，其发电的间歇性对电网影响将越来越大，要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借其长周期、大容量的特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵现象，并在电网负荷高峰时提高清洁能源消纳能力。
“长时储能的另一大应用就是能够在极端天气下保障电力供应，降低社会用电成本。”徐东杰说。
在我国，为实现“双碳”目标，新型电力系统需要不同时长的规模化、高安全性储能技术，因此，储能，尤其是长时储能将成为保障能源安全的核心技术之一。
徐东杰分析，“十四五”“十五五”期间，火电仍将发挥重要“压舱石”作用，在此阶段新能源装机规模将持续增加，但新能源电量占比预计不会超过30%。在此阶段，电力系统的主要需求为2—4小时的储能设备，部分地区需要4—10小时的储能设备，对于10小时及以上时长的储能设备需求有限。
“这一阶段是重要的战略储备期，国内相关单位需要积极开展研究工作进行技术储备，一方面为中长期电源结构调整储备技术方案，另一方面可以拓展海外长时储能市场。”徐东杰说。
他进一步阐述道，在实现碳达峰及其以后的时期，新能源发电量将接近甚至突破总发电量的50%，新能源会逐渐成为主体电源。而新能源由于其随机性、波动性等特点，并不足以支撑电力系统的安全稳定运行，这就需要10小时及以上时长的储能技术进行顶峰保供。长远来看，长时储能将在电力系统长时间处于顶峰状态、应对极端天气、缓解新能源季节性不平衡方面发挥重要作用。比如，在风电占比较高的东南沿海地区，当遇到台风或其他极端气象灾害时，风电机组处于高风速切出状态，局部区域面临3—5天的电量缺口。为保障电力供应，需要进一步增加储能时长至100小时左右，以满足调节需求。
技术、政策缺口有待补齐
徐东杰认为，满足长时储能需求的大多数储能技术还处于起步阶段。
储能技术可以分为机械储能、电化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气储能、抽水蓄能、重力储能;电化学储能根据材料的不同，可分为锂离子电池、钠电池、铅蓄(碳)电池和液流电池储能;热储能主要为熔盐储能。其中，抽水蓄能和锂离子电池储能的发展较为领先。
“抽水蓄能和压缩空气储能具备大规模运行的能力;氢储能前景广阔，有较大降本空间;电池储能的设备协调能力较强，因此有较大的耦合潜力。”徐东杰表示。
总体来看，储能技术路线多样，但是除了锂离子电池基本实现商业化应用外，其他技术还在商业化应用初期或探索商业化应用阶段。“在现阶段储能技术基础上，长时储能技术进一步拓展了储能时长，但其技术路线尚不明确，且产业发展规模较小。这会影响长时储能技术选型。”徐东杰说。
赵天寿坦言，主流储能技术各有各的局限性，尚无法满足所在领域的需求，现阶段仍难以大规模普及应用。同时，新型储能设施造价普遍偏高，且没有明确的成本疏导机制，这影响了各主体对新型储能进行投资的积极性。
“长时储能需在常规2小时储能系统基础上进一步拓展储能容量，这需要增加设备和工程量，会使初始投资进一步提高。”徐东杰说，长时储能还没有形成产业链，其设备成本还有待下降。为此他建议，加强新技术的示范应用，推动多元化技术发展，加快新技术落地，推动新型储能产业链发展，通过规模化效应降低成本。
“作为长时间的调节型资源，长时储能的发展前景得到行业内的普遍认同。但也要看到，其应用场景及需求与电源发展及政策规划紧密相关。未来的电源规划和政策均存在一定的不确定性，这影响了市场对长时储能需求的判断。”徐东杰建议，应进一步研究制定新型储能专项规划，明确各类新型储能发展规模、区域布局和建设时序等，更好地统筹长时储能与短时储能的发展。（来源：科技日报 记者 操秀英）
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