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刘吉臻院士：要找准储能在新型电力系统中的定位

分布时间：2023-10-18 发布人：admin

当前，全球储能产业处于快速增长期。数据显示，截至2022年底，全球已投运电力储能项目规模近2.4亿千瓦，同比增长15%。2022年新增规模超3000万千瓦。其中，中国、欧洲和美国新增规模占比分别为36%、26%、24%，三者合计占全球新增市场的86%。

其中，电化学储能是增长主体。2022年底，全球电化学储能累计装机近4500万千瓦，年均增长率达80%，锂离子电池仍占主导地位。

具体到我国，截至2022年底，全国新型储能装机规模约870万千瓦，平均储能时长2.1小时。已投运新型储能项目中，锂离子电池占比约94.5%、铅酸（碳）电池占比约1.7%、液流电池占比约1.6%，压缩空气储能发展提速，占比约2%。

在中国工程院院士、华北电力大学教授刘吉臻看来，与全球电力80亿千瓦的总装机相比，当前新型储能装机数量仍相对较小。“这个数字看起来好像很大，但其实还处于萌芽状态，尤其是在电力系统中，在大规模新能源消纳过程中，新型储能基本没有发挥出显著作用，只相当于用几个矿泉水桶来储存长江水。”

“将来储能能起到多大作用暂且不说，这些储能装在哪里呢？”刘吉臻说，“装在电源侧，如果弃电弃掉了2毛钱，储起来需要1块钱，那还储它干什么？装在电网侧，我考察了不下5个这样的储能调峰电站，让他们把这几个月运行数据调出来，他们却调不出来；有的更尴尬，基本没有真正用上，而实际上，用的话也解决不了大问题。”

在刘吉臻看来：“让储能走在正确的道路上并发挥应有的作用，就像下一盘象棋，不是不喜欢‘车、马、炮’，而是如何很好地调遣它们，把这盘棋赢了，这才是我们所需要的。储能是篇大文章，有很好的前景。如果能攻克其中的种种难题，那距离实现能源转型、‘双碳’目标就非常近了。”

刘吉臻指出，从近期、中期、远期来看，一定要把储能的定位搞清楚。

“首先，希望储能促进新能源大规模开发和消纳。”刘吉臻表示，一方面促进新能源本地消纳，在新能源富集地区通过建设系统友好型新能源电站、新能源场站配储能、共享储能等形式，平滑输出功率、减少新能源弃电、保障新能源高效消纳利用。另一方面，支撑大规模新能源外送，对“沙戈荒”大型新能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。

“以‘沙戈荒’大型新能源基地为例，现在是新能源配火电、配抽蓄，必要的电化学储能配比还是需要的，但首先要搞清楚配多少、怎么用。”刘吉臻说，在电网侧，希望储能能够支撑电网安全稳定运行，支撑电力保供、提升系统调节能力、应急备用、延缓输配电设备投资、提高电网运行稳定水平。在负荷侧，则希望储能能够保障用户灵活高效用电。

刘吉臻表示：“现在从世界范围来看，在两类场景用得比较多。一类是在用户侧，以美国为例，其市场电价有时相差十倍甚至百倍，在极端高电价下，有些用户就会用储能电站的电，便宜、有回报，能够做到商业化。另一类是分布式屋顶光伏，配备储能后可形成一个相对稳定的供电系统。目前，储能在需求侧的应用要远远好于网侧和源侧。‘风光配储’这个路径肯定不是最优路径。”

据介绍，当前新型储能技术路线多样，其中已规模化应用的技术包括锂离子电池储能、液流电池储能、压缩空气储能，处于试点示范阶段的技术包括钠离子电池储能、抽汽蓄能、压缩二氧化碳储能、重力储能、氢（氨）储能、飞轮储能等，此外还有固态电池储能、金属空气电池储能、热泵储能等技术处于研发攻关阶段。

刘吉臻指出：“对于新型储能的技术需求，主要根据应用场景、储能规模、储能时长以及应用地区的不同来选择。”比如，从应用场景来看，如果用于新能源大规模开发，要考虑功率和能量的多样化路线；如果用于电力保供，要考虑转动惯量支撑和响应速度；如果用于应急备用，要考虑占地面积、安全性及能量密度；如果用在偏远地区等电网末端区域，则要考虑经济性和保供。从储能规模来看，在10—100兆瓦等级中，锂离子电池是最主要的技术路线，压缩空气储能将成为新型储能的主要技术路线之一。100兆瓦以上，锂离子电池探索吉瓦时级应用，压缩空气储能建成单机300兆瓦，全钒液流电池建成百兆瓦级。另外，不同的储能时长需求和应用地区，适用的技术路线也不同。

“我们要对新型储能技术进行工程示范，实践出真知，只有在工程示范的过程中，才有可能发现问题、解决问题，而不是凭空坐而论道。在这一过程中，我们要始终坚持产学研用一体化，一定要把通过技术攻关解决重大难题放在首位，核心还是要围绕低成本、高安全和规模化方向补齐现有技术短板。”刘吉臻表示。

“在新型电力系统中，储能有两个问题需要考虑，第一个是放在哪里，第二个是种类的选择。解决这两个问题，核心要素有两条，一是安全性，二是经济性。把这两点抓住，我们的工作就有成效，就会实现‘清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能’的新型电力系统建设目标。”刘吉臻说。