促进储能产业与技术发展解析：五种储能技术需要突破现状

国家发改委、财政部、科技部、工信部、国家能源局近日联合发布《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》，明确提出未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡，第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。

近年来，随着新能源产业的快速推进，储能在能源发展和电力系统运作中的应用价值逐渐显现。

五种储能技术

机械类储能机械类储能的应用形式有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。目前最成熟的大规模储能方式是抽水蓄能，其基本原理是电网低谷时利用过剩电力，将作为液态能量媒体的水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮发电机发电。

电气类储能电气类储能的应用形式有超级电容器储能和超导储能。其中，超导储能是利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置，其不仅可以在超导体电感线圈内无损耗地储存电能，还可以通过电力电子换流器与外部系统快速交换有功和无功功率，用于提高电力系统稳定性、改善供电品质。

电化学类储能电化学类储能主要包括各种二次电池，有铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等。这些电池多数技术上比较成熟，近年来成为关注的重点，并有许多实际应用。

热储能在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以转化回电能，也可直接利用而不再转化回电能。热储能有许多不同的技术，可进一步分为显热储存和潜热储存等。

化学类储能化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。利用待弃掉的风电制氢，通过电解水将水分解为氢气和氧气，从而获得氢。以后可直接用氢作为能量的载体，再将氢与二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），以合成天然气作为另一种二次能量载体。

能源转型将对传统能源体系产生颠覆性影响，间歇性、分散式的可再生能源占比提高，供需失衡更加明显。通过在适当时间吸收与释放电力，储能技术能够帮助实现供需平衡，未来将成为相关业务中必不可少的组成部分。

活跃于能源市场价值链上不同位置的参与企业在不同时间单位上的需求各异，对储能技术与商业模式的发展提出要求：

1、发电厂：解决黑启动问题，优化热电联产，避免过剩电力的能量浪费。

2、系统运营商：应对供需失衡阶段的频率偏移与电压下降的突变。

3、电网运营商：解决需求变化带来的问题，减少或延缓未来电网升级的投资活动。

4、大宗电力交易商：实现更大套利。

5、终端用户：管理峰值需求进行管理，节约成本；出售私人发电电力或是电网电力。

我国集中式光伏和风电装机都已排名全球第一。经历了这段时间的“野蛮生长”，新能源“弃风弃光”等严重问题开始出现，解决消纳问题成为行业发展的当务之急。随着发展目标从“数量至上”转变为“提质增效”，储能对于新能源消纳、微电网、电动汽车和电网调频等领域具有重要意义，其“江湖地位”得到了前所未有的提高。

尽管发展势头积极向好，但事实上我国大部分储能项目仍处于示范阶段，未达到商业化应用，能实现盈利的项目少之又少。储能行业想要取得长足发展，进而实现规模化、商业化，还需要切实解决一系列问题。重点包括三个方面：在经济性层面，如何提升储能项目的盈利能力；在政策层面，如何构建合理的市场机制；在技术层面，如何解决储能的安全性和污染等问题。

先说经济性，盈利能力不强已经成为制约储能项目推广的瓶颈。目前，储能产业的盈利模式主要是依靠峰谷电价差套利，而该差价相比于建设电站、储能电池的成本，尚不足以让储能项目盈利。再加上国内存在交叉补贴的现象，国内居民电价相对较低，导致户用储能在商业化运营上存在经济吸引力不足的问题。

再说政策，国内尚没有明确的关于电力辅助服务的市场化机制和价格。电力市场的市场化程度不足，导致储能的价值无法在市场上得到充分体现。虽然在新电改的推动下，电力现货市场建设、开展需求响应、输配电价改革等相关政策正酝酿出台，但总体来看储能政策仍在一定程度上滞后于市场的发展需求。

另外，需要解决的还有技术问题。储能技术对安全性要求非常严格，以保证发生燃爆等安全事故的概率降到最低。但市场上储能产品的质量良莠不齐，缺少自律的企业用劣质产品低价冲击市场的苗头已初现端倪，导致电站中的蓄能系统严重劣化，系统寿命大幅缩短，存在很大的隐患。此外，化学电池在生产和弃置阶段引起的污染问题，同样也不容小视。

为什么说储能需要技术突破？

电力储存现在还没有出现突破性技术，虽然出现了很多化学储能的方式，但现在看到的这些技术未必将会是未来的主流路线，将来一定会出现带领储能突破的技术，就象存储芯片带来的智能手机革命。

储能系统用于发电侧示范工程及关键技术

中国电力科学研究院电工与新材料所储能研究室主任李建林，就储能系统用于发电侧示范工程及关键技术进行分享。

1.国家风光储输示范工程

有两项作用：第一是整个风光储联跟踪和跟踪出力的典型作用，要跟踪那条线。第二个是平抑可再生能源发电速度的波动，通过几年的示范下来以后，我们当时设计的几大作用是可以满足的，并且，这边有一个知识点和大家分享一下，我们863项目里得出两个重要的指标：一个是跟踪计划出力的精度，精度是做到了正负5%，就是整个联合出力要跟踪那条线是正负5%，平抑可再生能源波动有两个指标，一个是每分钟的波动率2%，每10分钟的波动率是7%，这三个值作为硬性的要求，所有风电场或者光伏电站都能达到这些指标以后，对电网的接入是很友好的，因为技术的进步，证明了通过储能和风电光伏配合，这些值都是能达到的，这是我们863定的指标，证明实际当中也是能实现的，假如可以实现这些指标，就可以大幅度的提升风电光伏的接纳能力。

2.辽宁卧牛石风电场

卧牛石风电场位于辽宁省沈阳市法库县卧牛石乡境内，安装33台1.5MW的风力发电机组，装机容量49.5MW。风电场配置5MW×2h全钒液流电池储能系统。风电场以66kV电压等级线路送至承担600MW容量风电场送出任务的220kV龙康变电站。

卧牛石储能系统用于跟踪计划发电（储能）、平滑风电功率输出，还将具备暂态有功出力紧急响应、暂态电压紧急支撑功能。

3.甘肃酒泉“电网友好型新能源发电”示范

甘肃智能一体化电源系统应用于示范风电场机组，系统经两路35kV架空线路汇集至3#升压站主变à330kV母线；

1MW/1MWh锂离子电池储能系统将用于跟踪计划发电（储能）、平滑风电功率输出，还将具备暂态有功出力紧急响应、暂态电压紧急支撑功能。

300kW超级电容储能系统：用于风电机组背靠背变流器直流侧电压稳定，提高风电机组低电压穿越能力，研究风电机组与超级电容的配置原则；

4.格尔木50MWp新能源光储电站

格尔木50MWp光伏电站：电站配置15MW/18MWh锂电池储能系统，研发了基于调度端D5000的光储联合发电调度模块，以期解决光储并网协调优化调度问题，实现光伏发电最大化消纳、提高跟踪计划能力，以达到减少”弃光”提高光伏电站上网电量的目的，为大规模集中式光伏电站解决”弃光”限电寻找一种可行的技术解决手段。

15MW/18MWh磷酸铁锂电池储能系统由5个3MW/3.6MWh储能单元组成，每个储能单元由6个500KW/600KWh储能机组组成。

主要作用是平滑光伏功率输出、跟踪计划出力、减少弃光，提高光伏并网电能质量。

相对于单独的光伏发电，加入储能系统后，光储联合跟踪调度误差明显减小，储能系统提高了光伏发电跟踪调度计划的能力；

u特定时间段内，光储跟踪误差小于5%的概率基本达到90%以上；

u光储跟踪误差未全部小于5%的原因是误差超出了储能系统的最大充放电能力。

5.山西电网若干个储能调频电站示范

机组与储能系统配合效果良好，大幅度提高AGC性能指标，单日KP值由原来平均2.8左右提升至平均4.6左右，最高达5.0以上，补偿费用得到大幅度提升。

6.吉林风蓄储示范工程

吉林风蓄储示范工程位于吉林省大安市安广镇。用于利用风力发电提供大安市城镇集中供暖中的清洁热能。其中风电场装机200MW，清洁能源供暖工程配置了30MW的蓄热式电锅炉，同时在蓄热式电锅炉侧配置了容量为1MW/0.5MWh移动式MW级储能系统，通过2台500kW的PCS分别接至安广供热项目的2台公用变低压侧。

利用风电场在夜间负荷低谷期的弃风电量,为蓄热式电锅炉供电，电锅炉产生的热量,一部分直接用于夜间电网低谷时段时居民供热，另一部分储存蓄热装置内,用于白天电网非低谷时段时居民供热。

储能融合储热系统消纳风电电量，经计算共消纳风电电量952.97MWh，

风电有效利用小时数提高了11.273h，上升了73.2%，效果显著。

移动式储能系统包括1套0.5MWh锂电池储能主系统，2台500KWPCS（双向变流器），1套电池监控系统、1个储能集装箱体和相关辅助系统。

我们需要储能，我们迫切需要储能。但是目前还没有出现突破性的技术，还不能促使储能装机容量大发展。我们不知何时才能掌握突破性储能技术，但我们相信储能革命一定会来到，储能装机容量一定会有大的发展，电力一定会被大规模、可利用、可接受地储存起来。