實現“雙碳”目標，需要構建以新能源為主體的新型電力系統。然而，太陽能、風能等新能源供應“靠天吃飯”、出力波動不定。于是，儲能被視為調節新能源波動性、實現并網穩定的關鍵技術。

儲能究竟是什么?它能填上供電安全的“缺”嗎?

供電安全的“缺”，誰來填?

能源分布不均、依賴化石能源，是我國能源發展格局中長期存在的問題。

截至本世紀初，我國已探明煤炭儲量6044億噸，其中70%分布在山西、陜西和內蒙古;可開發水電資源1923.3億千瓦時，99.4%分布在中、西部地區(其中65%分布在四川、云南和西藏);石油資源890億噸，主要分布在東、西部地區;天然氣資源20×1013立方米，主要分布在新疆、青海和四川。

相關統計數據顯示，20世紀70年代以來，化石能源在我國一次能源構成中的占比呈逐年下降趨勢，但仍以煤炭為主。

東西部分布不均，富煤、貧油、少氣的能源資源特點，決定了我國電力系統結構長期以燃煤發電為主，基本形成了“西電東送、南北互供、全國聯網”的格局。

近年來，隨著傳統能源日益匱乏、環境日趨惡化、新能源不斷發展，我國電力系統結構逐漸優化。

國家能源局發布的數據顯示，2021年前11個月，我國新能源發電量達到10355.7億千瓦時，年內首次突破1萬億千瓦時，同比增長32.97%，風電、太陽能發電累計裝機容量穩居世界首位;新能源發電量對全國電力供應的貢獻不斷提升，占全國全社會用電量的比例達13.8%，同比提升2.14個百分點。

這也帶來了新的問題——新能源出力缺乏可控性、供電不穩定，威脅電力系統穩定運行。

以風能和太陽能為例。風速、太陽光輻射取決于自然條件、難以調節控制，這意味著風能、太陽能本身具有波動性和間歇性，導致風電、太陽能發電出力不穩定。當其容量占比較小時，尚可利用電網控制與配電技術保證電網穩定運行，反之則會對電網正常供電產生明顯影響。

【注：風電單日波動最大幅度可達裝機容量的80%，光伏日內出力波動值可達裝機容量的100%。】

在我國新能源發電大規模開發、并網背景下，新能源發電不穩定成為電力系統發展的制約因素。如何才能有效控制新能源發電出力，確保電網安全穩定?面對以上現實需求，儲能技術逐漸走進人們視野。

儲能，就是將電能轉換為化學能、勢能、動能、電磁能等形態進行存儲，待需要時再轉換為電能釋放。這一能量轉換過程，可實現電力的時序調節，發電不需即時傳輸，有效提高新能源發電的可調可控性。

除發電側外，儲能技術還能參與電網側調峰調頻、用戶側削峰填谷等環節，緩解高峰負荷供電需求，提高電能質量和用電效率，助力新能源高效利用以及多種能源開放互聯、協同發展。

【注：調峰，在用電高峰期為電網提供額外電量，或響應新能源消納降低輸出功率;調頻，精準調節波動的電壓和功率;削峰填谷，在用電低谷時段充電、高峰時段放電，利用峰谷電價差獲得收益或減少成本。】

根據國家規劃，預計到“十四五”末，可再生能源發電裝機占電力總裝機的比例將超過50%。2021年冬季，全國各地“拉閘限電”頻現，再次提醒人們新能源充分承擔電力系統責任的重要性，而這恰恰需要儲能系統的跟進調節。隨著“雙碳”進程不斷推進，新能源將成為各地的主力電源，儲能系統更能發揮提高電網安全性和穩定性的重要作用。

中國工程熱物理學會副理事長兼秘書長、中國能源研究會儲能專委會主任陳海生研究員認為，既要實現“雙碳”目標、又要保障國家能源安全，這是中國面臨的重大需求和挑戰，而發展儲能技術是一種有效的途徑。

存電，沒那么簡單

提到儲存電能的方法，人們多會聯想到日常生活中隨處可見的電池。

實際上，儲能的方式多種多樣。按照存儲能量的形式，儲能可大致分為物理儲能和化學儲能兩大類。其中，物理儲能又包括機械儲能和電磁場儲能，化學儲能則分為電化學儲能(電池儲能)和氫儲能。

具體而言，抽水蓄能、壓縮空氣儲能等，都是比較常見的物理儲能形式。

抽水蓄能指在電力負荷低谷時段把下水庫的水抽到上水庫內，以水力勢能的形式蓄能;在負荷高峰時段再放水發電，將水力勢能轉換為電能。但水資源易蒸發、泵水耗費功率高，其能量轉換效率一般為70%左右。

壓縮空氣儲能技術基于燃氣輪機技術而發展，其工作原理是：用電負荷低谷時，利用富余電量驅動空氣壓縮機，以高壓空氣形式存儲能量，負荷高峰時再釋放高壓空氣、驅動發電機發電。其儲能容量大、燃料消耗少，能源轉化率可達75%左右。

化學儲能中，電化學儲能主要利用電池正負極氧化還原反應進行充放電，電池是其能量轉換的主要載體。它不受地理等外部條件限制，適合大規模應用和批量化生產，但電池使用壽命有限、成本較高。

針對不同儲能應用，電池類型也有所不同。傳統的電化學電池以鉛酸電池為代表;便攜電子產品的出現帶動了鎳氫電池發展;電動汽車的發展促進了鋰離子電池技術進步;新能源發電不斷推廣后，鈉硫電池、全釩液流電池等針對大規模儲能應用的電池也隨之出現……

除了常規電池儲能，氫能也是備受關注的化學儲能方式。

氫的還原性強，熱值(120.0MJ/kg)是同質量化石燃料熱值的2-4倍，既能和氧氣燃燒產生熱能，也能通過燃料電池轉化成電能，且能量轉化過程中不產生溫室氣體、清潔環保。

此外，相較電儲能方式，氫的能量密度高、能量容量成本小，儲能能力極佳，可實現長時間儲能或季節性儲能，對于新能源轉化電能而言也是很好的儲運介質。

氫能利用涉及制氫、儲氫、輸氫、用氫多個環節。天然氣制氫、煤制氫是氫氣工業生產主要方式。目前，主要使用的儲氫技術有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、固態儲氫和有機液態儲氫。而利用現有天然氣管網，將新能源制氫混入天然氣管道，是氫能輸送的經濟方法。

但從目前看來，氫儲能還需在制氫效率、價格以及使用效率等方面進一步突破，具體體現在：

制氫效率整體偏低，質子交換膜、高溫電制氫等高效率制氫普遍存在技術不夠成熟、價格昂貴等問題;

儲氫方式以高壓氣態儲運為主(國內主要采用35 MPa 碳纖維復合鋼瓶儲運)，儲氫罐加壓過程成本較大，且隨著壓力增大儲氫安全性也會有所降低;

在用氫層面，燃料電池的實際工作效率(約為40%-60%)遠達不到理論效率(85%-90%);氫氣若用作儲能媒介，在轉換過程中也存在著能量浪費。

全球狂熱，后發趕超

可以說，儲能為電網系統提供了容量巨大的“充電寶”，成為新能源高比例并網背景下電網穩定的重要技術支撐。

過去近20年來，各國紛紛探索儲能領域，美國和日本發展較早。根據美國能源部信息中心數據，2004-2014年，由美國、日本、歐盟等實施的MW(兆瓦)級及以上規模的儲能示范工程有180余項。從地域分布上看，美國項目數量占全球總項目數量的44%。

從儲能類型上看，抽水蓄能是目前技術成熟、應用最廣泛的大規模儲能技術。但由于地理條件限制，開發潛力和增長空間與電化學儲能技術相比較弱。截至2020年底，在全球已投運儲能累計裝機中，抽水蓄能所占份額達90%以上，但增速極低(同比增長0.9%);與之相比，電化學儲能占比僅7%左右，同比增長卻高達49.6%。

中國儲能技術進步迅猛。2003年起，中國逐步實現抽水蓄能電站機組及成套設備制造自主化，抽水蓄能電站裝機容量躍居世界第一，解決了世界工程極限低溫下瀝青混凝土、高海拔低溫超長面板一次成型、復雜地質條件下過渡料爆破開采等技術難題。

電化學儲能更是飛速發展：2015-2020年，電化學儲能裝機復合增長率超80%;2020年，中國成為全球最大電化學儲能市場(市場占有率達33%)，鋰離子電池、鉛炭電池和全釩液流電池等方面研發應用已處國際先進水平。

截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模占全球市場總規模的18.6%。其中規模最大的是抽水蓄能，電化學儲能位列第二，各類電化學儲能技術中規模最大的是鋰離子電池。

此外，中國已發布儲能技術相關國家標準35項、行業標準9項、企業標準14項、團體標準若干項。

電儲能技術迅猛發展的同時，各個地方亦結合自身優勢，積極探索氫儲能發展之路。廣東省佛山市南海區就是其中之一。

“十二五”以來，南海區地區生產總值呈現快速增長趨勢，占佛山市地區生產總值比重常年穩定在27%以上。依托經濟發展，南海區裝備制造業加速轉型升級，在數控機床、制造機器人等先進裝備制造領域取得突破，并率先布局氫燃料電池汽車產業，推動新能源汽車制造業發展。

2017年，南海區于全國率先啟動科技部/聯合國開發計劃署“促進中國燃料電池汽車商業化發展”項目，并建成了國內首個商業化加氫站——瑞暉加氫站。目前，全區已投入847輛氫能車輛運行，燃料電池汽車保有量超過全國的10%，是國內燃料電池汽車運行規模最大的縣級區。

如今，南海已匯集87家氫能企業、科研院所及相關機構，推動產學研用平臺建設，涵蓋了氫氣生產儲運及設備研制、加氫站設計與建設、燃料電池及系統、核心材料與部件、整機研發制造、產品檢測及設備研制、標準制定、人才培養等8大環節，形成了較完整的、具有國內自主知識產權的氫能產業鏈。

近年來，我國儲能技術的進步有目共睹，但總體來看尚處于發展初步階段，尚存諸多問題。比如：研發體系不健全、缺乏進行運行評估的實際數據;儲能技術發展參差不齊，技術成本和安全性問題有待進一步突破。

據不完全統計，近10年間，全球共發生32起儲能電站起火爆炸事故，其中中國3起，給電池質量、安全管理、預警監控消防系統、運行環境等多個環節敲響警鐘。

春日將至，穩步前行

除了技術進步，儲能產業發展還需要高站位的全景規劃。

我國儲能產業的戰略布局可追溯到2005年的《可再生能源發展指導目錄》;此后，2010年出臺的《可再生能源法修正案》明確規定電網企業應發展和應用智能電網、儲能技術;2011年，儲能被寫入“十二五”規劃綱要。

2017年10月，國家發展和改革委員會、國家能源局等五部門聯合出臺《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》，指出要在“十三五”期間實現儲能由研發示范向商業化初期過渡，“十四五”期間實現商業化初期向規模化發展轉變。同時，各省區市也陸續出臺關于推動儲能產業發展的政策。

2021年，隨著“雙碳”目標提出，國家發展和改革委員會、國家能源局再次聯合發布針對儲能產業的國家級綜合性政策文件《關于加快推動新型儲能發展的指導意見(征求意見稿)》(以下簡稱為《指導意見》)，明確提出：到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上;到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。

在國家政策引領下，張北國家風光儲輸示范工程、遼寧臥牛石風電場全釩液流電池儲能示范電站、甘肅酒泉MW級儲能電站、青海15MW儲能電站……大批示范性儲能電站和光儲一體化電站順利落地，并逐步從試驗示范邁向商業化推廣。

據統計，2021年上半年，國內新增新型儲能項目257個(包括規劃、在建、運行項目)，儲能總規模達11.8吉瓦，是2020年同期的9倍;新增投運項目規模304.4兆瓦，其中百兆瓦以上大規模項目是2020年同期的8.5倍。

【注：10000千瓦=10兆瓦=0.01吉瓦】

此外，《指導意見》還指出，儲能技術要以需求為向導，堅持多元化發展。這提醒我們，要做好儲能產業的前瞻性規劃研究，避免資源無效配置，推動商業化發展。

儲能項目投資成本偏高，社會資本難以進入;儲能項目商業模式的不穩定性，導致融資渠道有限，儲能技術產業化相關政策體系和價格機制有待完善……囿于以上因素，當前我國電儲能商業化應用仍集中在新能源發電側和電網側，在用戶側的商業化探索相對有限，亟待政策推動。

2021年，已有多省在新能源競價招標方案中明確新能源配儲比例要求，一般在5%-20%之間、儲能時長2小時。隨著可再生能源占比不斷提高，我國電力結構將發生重大變化，對于儲能技術和市場的要求也會不斷提高。我們要做的就是不斷提升技術、勇敢迎接挑戰。