以“长”补“短”，储能产业有招

　　我国能源转型正不断加速。国家能源局数据显示，2024年一季度全国可再生能源新增装机6367万千瓦，占新增装机的92%。但可再生能源的间歇性、不稳定性、周期性也对新能源体系建设提出了挑战。

　　作为此题目前的“最优解”，新型储能及氢储能技术众目所瞩。在2024中关村论坛——碳中和碳达峰科技论坛上，专家提出，随着新能源占比不断提高，对长时储能的需求也越来越大，氢能储能、电化学储能等技术将以己之长，补上新能源体系的“短”板。

　　储能产业高速发展　时长需求或提高10倍以上

　　“储能被称为能源革命的关键支撑技术。”中国科学院工程热物理研究所所长、研究员陈海生表示，“2023年，我国储能产业经历了高速发展的一年，具体表现为储能技术迅速发展、市场保持高速增长、政策持续向好、产业竞争加剧。”

　　陈海生介绍说，2023年，我国新增新型储能投运装机规模21.5吉瓦，为2022年同期水平的3倍，占全球新型储能市场的47%；;截至2023年底，全国累计已经建成投运新型储能项目装机规模达34.5吉瓦。

　　“目前我国新型储能产业正处于从商业化初期向规模化发展转化的阶段，其特点是部分技术实现国际领先、标准体系逐步完善，并形成了多种商业模式。”据陈海生估计，2025～2030年，我国新型储能产业将进入全面商业化阶段。

　　他进一步指出，新型储能未来会成为电力系统的重要支撑或重要主体，电力系统将由“源—网—荷”刚性链式系统变革为“源—网—荷—储”柔性网状系统，新型储能将作为电力系统的第四个主体，占到整个电力系统经济体量的10%～15%，成为万亿级的战略性新兴产业。

　　在新型储能中，长时储能无疑是当下业界的焦点话题。陈海生指出，截至2023年底，全球新型储能平均储能时长为2.1小时；但到2060年，我国可再生能源占比将达80%以上，届时能源系统对于大规模长时储能的需求将极大提升。

　　“过去10年，全球新型储能装机增长了13倍。未来10年，全球储能装机需求将增长15倍，储能时长需求将增长10倍以上。”他说。

　　长时储能技术备受瞩目　液流电池项目集中立项

　　陈海生表示，从2023年我国储能领域专利申请情况来看，目前储热储冷、锂电池、钠电池、液流电池、超级电容等技术路线研发集中度较高。其中，液流电池等长时储能技术路线备受瞩目。

　　中国科学院大连化学物理研究所副所长、研究员李先锋介绍说，中国科学院自2000年开始布局储能技术研究，主要侧重于压缩空气储能、液流电池以及氢储能等长时储能技术。

　　他重点提到液流电池。“液流电池储能技术在中长时储能方面很有前景，其优势在于安全、长时、长寿命、大规模；劣势在于能量密度偏低，因此不适合做动力电池，更适合做大规模固定式的电力系统储能。”李先锋表示，锂离子电池储能时长大约为4个小时，液流电池则为4～10个小时。

　　据悉，2022年，我国百兆瓦级液流电池储能调峰电站在辽宁省大连市正式并网发电，其全钒液流电池技术由中科院大连化学物理研究所提供，成为迄今为止全球功率最大、容量最大的液流电池储能调峰电站。

　　“目前，该电站运行良好。”他说，“该站于2023年中旬开始接受辽宁省电网的调度，到2023年底已调度运行了240多个循环，累计充放电量约1亿千瓦时。”

　　李先锋指出，目前，液流电池已进入商业化发展时期，经统计，近两年仅新立项的全钒液流电池项目的装机规模就已超过10吉瓦时，低成本、高能量密度的新型液流电池体系也正不断涌现。此外，中科院还布局了锌基液流电池相关研究，目前正处于中试阶段。

　　香港中文大学教授卢怡君也表示，液流电池是适合长时储能的电池技术，其团队正研究开发低成本硫基液流电池等储能技术。她着重谈到成本问题：“譬如锂电池，如果要做10或20小时的长时储能，其成本是等比例上升的；但液流电池只要增加储液桶内的电解液，就可以增加其储能时长。同时，其控制系统简单，规模化成本也更低。”

　　长周期储能瞄准氢能　电池+氢构建未来储能格局

　　而对于更长时甚至跨季节的储能需求，氢能成为理想解答。

　　中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高认为，要以新型储能实现电网的灵活性调整，主要包括三种方式：一是长周期、跨季节的灵活性调节，依靠氢能及氢的载体；二是中周期、8小时以内的调节，主要依靠电化学储能；三是电动汽车储能，即车网互动。

　　“氢储能是什么意思?”欧阳明高解释说，可再生能源存在季节性过剩现象，此时可以将过剩的电通过制氢储存起来，之后在面临季节性短缺时再将氢转电发回去，这就是以大规模、长周期为特点的氢储能。

　　欧阳明高指出，据全球普遍预测，可再生能源发电量的10%需要通过氢能长时间存储。到2060年，我国大概有1.5万亿千瓦时的电需要通过氢储存。“储能行业未来主体将呈现出短周期、小规模依靠电池，长周期、大规模主要靠氢能的格局。”他说。

　　他进一步指出，我国在氢能核心关键技术特别是燃料电池和电解槽方面已经取得重大技术突破，未来还需继续优化升级。目前，他们正在张家口建设40兆瓦的风氢一体化源网荷储项目，同时配合当地政府建设可再生能源加氢能的氢能社会。

　　“现在氢能很热，但是目前还是战略价值的热，需要把战略价值变成商业价值，核心问题是绿氢的成本。”欧阳明高建议，要以绿氢制备和燃料电池为龙头带动氢能全产业链商业化。其中，要以富余绿电资源低成本制氢为源头推动，以多元化、大规模商用示范应用场景为龙头拉动，带动绿色氢能全产业链发展。

　　“氢燃料电池的成本正持续下降，目前国内市场价格约为2000元/千瓦，预计明年将下降至1000元/千瓦左右，到2030年，预计将降至500元/千瓦左右。”欧阳明高表示，未来氢燃料电池不光能用在交通领域的新能源汽车上，还有工业、发电和储能等领域。