我国实现“双碳”目标时间短、任务重——储能技术与产业发展现状

储能技术是实现“双碳”目标的关键

——“十四五”能源领域科技创新规划解读之九

陈海生

一、储能发展背景

我国实现“双碳”目标面临的形势与挑战

一方面，我国实现“双碳”目标时间短、任务重。当前，主要能源国家已经实现了碳达峰，如英国、法国和德国在上世纪90年代已经实现碳达峰，美国、日本也分别于2007年、2008年实现碳达峰，这些国家从碳达峰到碳中和大致经过50年至70年的过渡期。我国承诺到2030年实现碳达峰，到2060年实现碳中和，这就意味着从碳达峰到碳中和大约只有30年的时间。

另一方面，我国仍然处于工业化、现代化关键时期，能源作为经济社会发展的基础，需要兼顾经济发展和低碳目标。我国资源天然禀赋形成的能源结构偏煤，能源科技创新不充分引起的能源利用效率偏低都严重影响着绿色低碳发展。我们既要为解决社会发展不充分问题提供充分的能源保障，还要兼顾“双碳”目标，无疑增加了能源转型的难度。

“双碳”背景下储能的战略意义

伴随着随机性、波动性的可再生能源大规模并网以及电动汽车、分布式电源等交互式设备大量接入，电力系统将呈现高比例可再生能源、高比例电力电子化的“双高”特点，电力系统在供需平衡、系统调节、稳定特性、配网运行、控制保护和建设成本等方面都将发生显著变化，面临一系列新的挑战。为了实现以新能源为主体的新型电力系统的负荷平衡，储能将发挥重要作用。根据《储能产业研究白皮书2021》预测，2025年我国储能市场规模保守场景下将达3550万千瓦，理想场景下将达5590万千瓦，这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。在政府鼓励和市场需求的双重加持下，预计到2025年储能将形成千亿级市场。

二、储能技术与产业发展现状和路径

储能技术发展现状

在储能本体技术方面，储能用锂离子电池循环寿命、能量密度等关键技术指标得到大幅度提升，应用成本快速下降且实现了百兆瓦级储能电站系统集成应用;其他新型储能技术，如压缩空气储能技术指标已经领跑全球。在储能应用技术方面，初步掌握了储能容量配置、储能电站能量管理、源—网—荷—储协同控制等关键技术，相关核心技术指标也达到国际先进水平，推动了大容量储能提升新能源并网友好性、储能机组二次调频、大容量储能电站调峰、分布式储能提升微电网运行可靠性等示范工程。在储能技术支撑体系方面，我国初步建立电力储能标准体系，先后发布国家标准13项、能源行业标准35项、各类团体140余项，主导并参与IEC和IEEE国际标准6项。在储能装备产业化方面，我国已初步建成包括储能电池、电池管理系统、功率转换系统、能量管理系统等在内的电化学储能装备产业链，电化学储能装备技术已处于国际领先。总体来看，目前我国主流储能技术已达到世界先进水平，基本实现了关键材料和设备的国产化。储能用锂离子电池具备规模化发展的基础，液流电池、压缩空气储能技术已进入商业化示范阶段。

储能技术应用现状及发展路线

储能技术的诸多特性使其在电力系统的发、输、配、用及调度等各个环节都具有广泛应用前景。总体来看，电力系统对储能技术的需求可以分为功率服务和能量服务两类。对于功率服务，储能要满足电网的暂态稳定和短时功率平衡需求，因此需要响应快速的如飞轮储能、超导磁储能及超级电容储能等功率型储能技术。对于能量服务，储能用于长时间的功率调节和电能存储，主要应对系统峰谷调节以及输配电线路的阻塞问题，则需要具备一定规模和高能量转换效率的储能技术，如抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等能量型储能技术。

为促进储能技术快速发展，国家能源局于2020年12月发布了首批科技创新(储能)试点示范项目，示范项目分别采用电化学储能、物理储能、储热等多种技术类型，并覆盖储能主要应用场景，示范效应明显。从项目运行效果来看，可再生能源发电侧项目实现了与风电、光伏发电联合运行，能够有效增发清洁能源，促进大规模可再生能源消纳。电网侧项目既能够削峰填谷又能够参与辅助服务，实现了多功能复合应用，提升了电力系统运行的安全稳定性。用户侧项目能够有效调节用电负荷和增加分布式可再生能源应用，在为用户节约用电成本的同时，促进节能减碳。

据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2021年底，我国已投运储能项目累计装机容量(包括物理储能、电化学储能以及储热)达到4575万千瓦，同比增长29%。2021年我国电力储能装机继续保持高速增长，新增储能装机1019万千瓦，同比增长220%。与此同时，在储能技术与产业发展过程中，我们应该看到政策的重要影响。由于储能技术成本和市场对其应用价值的支付尚不匹配，储能投资敏感性极强，投资冲动和投资风险长期并存。“十三五”时期，储能经历了最为波动的发展阶段。2017年，储能指导意见应需落地，提升了储能市场应用活跃度，受此鼓舞，2018年我国储能产业呈爆发式增长，当年新增投运新型储能装机规模达到88.29万千瓦，国内投运新型储能累计装机规模也首次突破吉瓦大关。但进入2019年，我国新增投运新型储能项目装机规模仅为83.8万千瓦。经历了高速增长之后，我国储能技术应用又迅速进入了调整期。2020年在“双碳”目标背景下，储能作为构建零碳电力系统的关键组成部分，再次迎来历史性发展机遇。

三、发展趋势及展望

“十四五”时期是实现碳达峰的关键窗口期，也是我国储能技术从商业化初期向规模化发展的重要时期。但是，储能要大规模应用目前仍面临不少挑战。首先，关于储能安全、规模、成本、寿命的技术先进性和成熟度还不能完全满足应用的要求，部分核心技术尚未完全掌握。其次，储能设备与储能电站的标准体系仍需完善。再次，储能的成本疏导难题依然存在，尚未形成稳定、成熟的价格机制。

“十四五”时期，要强化储能技术创新，明确技术应用的发展路线。大型抽水蓄能在“十四五”期间仍是电力储能的主体，将在传统技术基础上研制大型变速抽水蓄能机组的关键设备，建立变速抽水蓄能技术体系。储能电池将是技术创新的重点领域之一，“十四五”时期要集中攻克大容量长时储能和长寿命低成本锂离子电池技术，开展液流电池关键材料、电堆设计及系统模块集成设计研究。重点突破储能电池老化检测与评估等相关技术，保证电池安全性的同时延长循环寿命，提高电池修复与回收再利用能力。在此基础上，关注并发展分布式储能与分布式电源协同技术，掌握多点布局储能系统聚合调峰、调频及紧急控制理论与成套技术，实现广域布局的分布式储能、储能电站的规模化集群协同聚合。

“十四五”时期，要不断推进储能技术与装备的研发示范。作为大规模长时储能技术的代表，压缩空气和液流电池初步具备10万千瓦级以上的储能电站示范和推广条件。随着智能微网关键技术的成熟，岛屿可再生能源开发和大规模源网荷储一体化示范有望全面实施。通过开展提升可再生能源利用水平应用、提升电力系统灵活性和稳定性应用、提升用能智能化水平应用、推进储能支撑能源互联网应用等不同技术路径和场景的应用示范，不断探索技术创新方向。

“十四五”时期，要秉持“谁受益、谁承担”原则，结合技术特性建立长效市场机制、明确政策导向。随着电力市场化改革的全面推进，储能既可以作为独立主体参与现货市场和辅助服务市场，又可以配套可再生能源保障电力系统稳定安全运行。在市场需求的驱动下，通过技术创新、工程示范、商业应用的有机结合实现多重应用价值叠加。在电力系统中既能够独立参与市场交易，又能够发挥聚合效应，从而成为新型电力系统必不可少的一环。我们完全可以期待，随着储能技术的进步、储能产业竞争力的增强，新型储能必然成为我国现代能源体系中保障能源安全供应、实现绿色低碳发展的重要利器，为推动面向“清洁低碳、安全高效”的能源体系变革，为实现“双碳”目标贡献力量!

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