零碳科技：电网规模储能技术

间歇性是可再生能源的诅咒。如果电网无法承受高峰期流入的所有清洁能源，不仅会带来资源浪费，还存在安全风险。而电网规模储能在 2050 年净零排放情景中发挥着越来越重要的作用，提供重要的系统服务，包括短期平衡和运营储备、电网稳定辅助服务和推迟对新输配电线路的投资，以及长期储能和停电后恢复电网运行。

全球储能总量增加额

其中，电池储能系统 （BESS） 市场前些年一直受到漫长的开发时间和不确定的用例的困扰。但是最近，情况发生了变化。BESS 的增长预测正在飞速发展，电池化学的进步正在释放可扩展性和成本的束缚。

成熟技术

抽水蓄能

一种称为抽水蓄能水电 （PSH） 的 BESS 形式已经存在了一个多世纪，但它依赖于储存在山上水库中的水。需要时，水落下并为涡轮机提供动力。它有效，但受到地理限制。大多数合适的地点早已经开发出来，而且建设时间很长。

大型锂离子 （Li-ion） 电池

从 2012 年开始的少许安装量目前已经跃升为作为电网级存储的广泛部署。锂离子电池的相对成本效益、模块化和较短的构建时间是 BESS 得以快速发展的部分原因。创新、能源政策和地缘政治正在完成剩下的工作。

锂电池的进步“提高了它们的效率并减少了它们的退化，从而延长了它们的使用寿命。已经有像宁德时代这样的公司，他们的电池在使用的最初几年几乎没有任何退化。

新兴技术

上世纪70年代，供职于美国埃克森石油公司的斯坦利·惠廷厄姆发明了锂电池。短期内很难有其他产品或系统能取代锂电池，因为锂电池产量以亿计，而且价格已非常低，其他任何系统都很难与之竞争。

但是锂离子技术的可扩展性不如某些替代方案。随着需求激增和锂供应链受到挤压，其他技术现在成为人们关注的焦点。这些包括：

钠离子电池

如果锂离子电池由于成本或可用性而变得不那么可行，钠离子被定位为合乎逻辑的替代品。由于钠含量丰富且价格低廉，因此在生产规模上，其成本可能低于锂离子电池。

在电池负极中使用铝而不是铜也可以提供成本优势。然而，钠离子电池有一个缺点，因为它们以每单位体积存储的能量较低。如果希望每单位的能源容量更大，则需要制造更大的电池，这可能会推高制造成本。

氧化还原液流电池 （RFB）

氧化还原液流电池通过一组电极从大型储罐中泵送液体电解质，将化学能转化为电能。

它们具有可扩展性的优势 – 如果您需要电池提供更多功率，您可以通过泵送更多电解液来扩展其输出。这只是意味着手头有更大的水箱来容纳这一切。潜在的缺点是使它们工作所需的物理基础设施成本，例如，专用泵、水箱和管道。

金属空气电池

金属空气电池利用金属与空气中的氧气混合时释放的能量，并在铁与其氧化状态（例如生锈）之间循环。

电池利用铁锈转化回金属铁时释放的能量进行充电。它通过转化回氧化铁来放电。欧洲储能协会 （EASE） 在此处提供了详细说明。由于铁价格低廉且广泛可用，这可能意味着降低（大规模）生产成本。

氢气为电网供电的潜力引起了很多关注。可再生能源可用于刺激电解并从水中产生“绿色氢气”。然后，H 被泵入燃料电池中发电或燃烧以产生热空气并转动涡轮机。氢气可以大量储存，并使用已经安装在燃气发电厂中的技术进行燃烧（经过一些调整）。

缺点是往返效率 （RTE） 约为 30%。在实践中，这意味只有大约三分之一的电力能够返回电网。RTE 是决定哪些技术最适合增强或替代锂离子电池的关键因素。

中国工程院院士、上海交通大学讲席教授黄震认为，利用零碳电力制取氢、氨和合成燃料，既提供绿色燃料，又是一种新型储能方式，在储能规模和储能时间方面具有独特优势，便于储存与运输，可实现跨季节大规模储能与广域共享，实现“时空互补”。

实现的可能还在于降低成本，电制合成燃料的成本很大程度取决于制氢的绿电价格、生物质或碳捕集的成本，目前我国蒙西电网光储绿电价格为0.39元/千瓦时，与煤电基本平齐，绿电的稳定供应已具有经济性。太阳能和风能得到充分利用的未来，人们可以像今天使用互联网一样近乎免费地消费绿电，让绿电具有零边际成本特性。

国内电网规模储能案例

包头百灵20万千瓦/80万千瓦时电网侧储能电站项目

包头百灵20万千瓦/80万千瓦时电网侧储能电站项目站址位于内蒙古自治区包头市达尔罕茂明安联合旗百灵庙镇境内，一期工程规模为100MW/400MWh,其中95MW/380MWh采用磷酸铁锂电池技术,5MW/20MWh采用全钒液流电池技术，由上海电气储能提供5MW/20MWh全钒液流储能项目建设。项目通过全钒液流电池储能系统将正负极电解液由循环系统输送至电堆，在电堆中电解液活性物质发生价态变化，实现电能与化学能双向转化，充放电次数是传统锂电池3倍以上，同时具有安全性高、可灵活扩充容量、可循环回收利用、选址灵活、生态环保等多重优势。预计11月中下旬完成现场集成并进入调试阶段；11月底完成调试进入接受电网调度阶段。

三门电网侧储能电站

11月14日，由中国能建浙江院牵头总承包的三门电网侧储能电站并网发电，项目正式启动投运。

该项目位于浙江台州三门县健跳镇，本期围墙内用地面积1.36公顷，规划总用地面积4.16公顷。本期规模为50兆瓦/100兆瓦时，终期规模为220兆瓦/440兆瓦时，采用磷酸铁锂电池作为储能介质。

项目包括储能场和升压站。储能场设计按照模块化理念采用舱式设备户外布置，电池舱配置模块级全氟己酮及高压细水雾自动灭火系统，全方位满足消防安全要求。220千伏升压站设计采用全户内方案，适合浙江东部沿海地区电网侧储能高可靠性和耐久性需求。

项目首次在浙江电网示范应用数字储能技术，该技术将互联网屏蔽终端差异性的技术体系引入大规模电池储能系统中，通过采用基于能量信息化的动态可重构电池网络，在电池模组端口加装“能量网卡”并配置“能量路由器”等设备，从根本上消除了电池串并联系统的“短板效应”，从原理上实现了系统循环寿命与电池单体循环寿命一致，具有本质安全特性。

该项目是浙江省“十四五”第一批新型储能示范项目。相较于抽蓄等传统储能电站，该项目具有响应速度快、配置灵活、建设周期短等优势。工程建成后，可填补区域电力缺额，增强电网调峰、调频和新能源消纳能力，提升电网的灵活性和稳定性，成为浙江电网以及新型电力系统的重要节点支撑。项目投产后，每年可为台州电网流转“绿电”6600万度，按浙江省级电力碳排放因子折算，年减排二氧化碳3.6万吨。

飞速成长的市场

在我国，随着中国加快构建以新能源为主体的新型电力系统，新型储能发展驶入快车道。2024年上半年，中国新型储能产业发展保持较快增长态势，截至2024年6月，中国已投运新型储能累计装机量达44.4GW/99.1GWh，较2023年底增长超过40%。

彭博新能源财经的数据显示，2023 年全球储能市场几乎增长了两倍，新增了 45 吉瓦 （GW） 的容量，这是有史以来最大的单年增幅。今年将增加 100 GW，预计到 2023 年将再增加 137 GW，年增长率为 21%。麦肯锡估计，到 2030 年，BESS 市场的价值将高达 1500 亿美元，是 2022 年的两倍多。

近日，工业和信息化部就《新型储能制造业高质量发展行动方案》公开征求意见，旨在推动新型储能制造业更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求。工业和信息化部总经济师、办公厅主任高东升表示，近年来我国储能产业规模快速增长，2023年新型储能产值突破3000亿元，技术水平不断提高，产业生态初步形成。据了解，在政策机制和市场驱动下，我国已经逐步建成了品类齐全、配套完整的新型储能产业体系。

随着我国可再生能源发电的快速增长，可以期待到2030年可再生能源发电装机达到24亿千瓦以上，甚至可能达到30亿千瓦。未来电力需求低谷和风光大发时存在大量的过剩电力，用这些电力来制取电制燃料，既可实现新能源有效存储和消纳，又可实现能源脱碳，为我国的碳中和和能源变革提供有效解决方案。

部分素材来源：文汇报、浙江院