视焦点讯！【文字实录】国网能研院 吴洲洋：新型电力系统下储能技术应用前景——2022年北京未来科学城科技成果推介会（第五期）

吴洲洋 新型电力系统下储能技术应用前景

国网能源研究院有限公司研究员

今天给大家分享新型电力系统下储能技术应用前景，我的分享共分为四个部分。

(资料图)

第一部分讲的是对新型电力系统的意义，高比例新能源接入: 表现为新能源装机规模快速增长，并呈现大量分布式电源向配电网渗透的新趋势。2020年，全国新能源装机容量占比24.3%、发电量占比9.5%，预计2030年分别占41%、22%，2060年分别占67%、57%。季节性双峰: 表现为冬季负荷高峰接近甚至超过夏季高峰，降温、采暖负荷占比较大，冬季来水偏枯、日照较短、燃煤供应紧张，导致电力供应保障难度加大。》夏、冬双峰特征明显，2020年冬季最大负荷是夏季最大负荷的98%;春秋季最大负荷是夏冬季最大负荷的80%左右。降温、采暖等气温敏感负荷增长较快，2019年最大降温负荷约3亿千瓦、最大采暖负荷约2亿干瓦，占比分别提升至29.1%、22.3%。日内双峰: 表现为尖峰负荷上升、峰谷差拉大，系统调峰压力不断增大。预计“十四五”期间公司经营区域最大日峰谷差将达到4亿千瓦、最大日峰谷差率将升至35%。第三产业和城乡居民生活用电比重增加，2020年合计为30.7%，较2010年上升7.8个百分点。其尖峰负荷持续时间短、负荷率低、峰谷差率大。

高比例新能源的不断接入，以及双峰特征的不断凸显，叠加气候、来水、燃料供应等因素，电力供应和系统安全面临诸多挑战。

储能可以满足电力系统对灵活调节能力的需求，不同领域的储能技术手段，可以满足不同功能定位的能量调节需求，是新能源成为主体电源后因地制宜保障不同时间尺度上的电力电量平衡的有效手段。抽水蓄能具有大规模能量吞吐能力，放电时间为小时级及以上，具有长时间尺度 (日内和多日)的电网调峰及电力平衡能力。抽水蓄能主要解决新能源间歇性问题，在提升系统调峰能力、系统安全性和特殊天气场景下电力供应保障能力等方面作用明显。电化学储能具有精准控制、快速响应、布局灵活的特点，持续放电时间为分钟至小时级，充放电转换相对灵活，可快速吸收、释放功率，能够有效支撑节点电压、平抑系统频率波动，将不稳定的新能源出力转化为稳定可靠的电力供应，适用于超短周期(毫秒至秒级)和短周期(分钟至小时级)调频调压场景电化学储能主要解决新能源波动性问题，在频率控制、改善电能质量、可再生能源消纳等方面将发挥重要作用。氢能具备清洁和长周期储能优势，可解决风电、光伏等可再生能源不稳定和低能量密度问题，实现高比例可再生能源的中长期(季节)供需平衡。目前，氢能技术在电-氢转换、氢能输送和存储等方面还有待提高，但随着电-氢转换技术的进步和成本降低，氢能有望在新能源大规模长周期存储方面发挥重要作用。

综合未来各类电源装机结构、负荷增长形势、社会总体需求响应能力及备用容量需求预判，以2030年碳达峰、2060年碳中和为关键时间节点预判，到2030年，全国储能装机容量需求在2亿千瓦左右，到2060年，全国储能装机容量需求在6亿千瓦左右，是2030年的3倍。

目前现状发展，储能过去主要配置在一次能源环节，未来二次能源环节也将增加储能配置。传统电力系统的储能主要配置油库、天然气储罐等。以新能源为主体的新型电力系统的储能设施将主要配置在二在一次能源环节，如煤场、次能源环节，如储电设施、(储热设施、储氢设施等。从存储介质看，目前主要是电储能，未来将拓展热储能、氢储能应用。从时间尺度看，目前主要是分钟、小时、天的功率和容量调节，未来周、季度的容量调节需求变大从配置环节看，目前主要配置在电源侧、负荷侧，未来将随着价格机制引导，进行广泛布局。从技术类别看，目前主要是抽水蓄能，未来电化学储能、氢储能等新型储能将逐步增加。物理储能:功率等级高，放电时间长，寿命长，响应速度慢。电化学储能:功率等级低，放电时间居中，寿命短，响应速度快。电磁储能:功率等级高，充放电循环寿命长，能量密度较低，单体容量较小。热储能:集成规模大，能量成本较低，效率低(低于50%)，可靠性较差。氢储能: 能量密度高，过程无污染，能量转换效率低，成本高。

典型的储能技术就是抽水蓄能，抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。适于调峰、调频、调相，稳定电力系统的周波和电压、事故备用。我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但目前装机容量和相关技术已处于世界先进水平。其技术特点是容量大，自消耗率低，循环效率一般: 单个项目装机容量可达到百万千瓦级，每天能量损耗约0.005~0.02%，新系统总效率可达到75%~82%。寿命长: 服役寿命可达到80年左右。建设成本: 功率成本为4000~8000元/kW，能量成本为40~160元/kWh。项目建设有地理要求，需要两个海拔高度明显不同的水库，地质条件恶劣会导致成本增加。

第二个典型的储能技术就是锂离子电池，鲤离子电池材料体系丰富多样，适合用于电力储能的主要有磷酸铁鲤、三元(镍钻酸)、酸理等。现阶段鲤离子电池储能技术已具备规模化应用能力，适用于电力系统调峰、调频、新能源消纳、紧急事故备用、黑启动等大部分应用场景，是电力系统优质的灵活调节资源。其技术特点是转换效率高，能量密度较高: 其能量转换效率一般在95%以上，单体能量密度可达350Wh/kg循环寿命较高:目前离子电池循环寿命约6000~10000次，一些特殊材料的理离子电池循环次数可达10000次以上。建设成本:目前鲤电池储能系统的建设成本约1500~2000元/kWh。

液流电池体系中的全钒液流电池适合中国发展。主要原因有:一是中国钒矿资源储存量世界第一我国钒矿查明资源储量为6500万吨，二是经过多年研究中国拥有核心技术，且通过跨国整合，全球钢电池核心技术也主要由中国公司掌握;三是钒电池寿命长、可靠性较高，能够较好满足电力系统需求。其技术特点是安全性好:全钒液流电池活性物质为金属钒水溶液，不会发生爆炸和燃烧。循环寿命长:全钒液流储能电池的充放电循环寿命可达10000 次以上功率和容量设计相互独立: 可通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，通过增加电解液体积来提高存储能量。建设成本:约为3500~4000元/千瓦时。

压缩空气储能循环次数多、使用寿命长、环境友好，但建设成本高。目前压缩空气储能系统普遍存在响应速度慢，转换效率低的缺点 (50%~60%左右)。传统压缩空气储能技术对于区域地理条件具有较强依赖性，而先进绝热压缩空气储能、液化压缩空气储能和超临界压缩空气储能等新型压缩空气储能技术则存在系统复杂、技术成熟度不够等问题，需要开展进一步研发。技术特点是循环次数多，使用寿命长: 使用年限在30年以上。环境友好: 压缩空气储能使用空气作为工质，不会燃烧，也无毒无害。建设成本: 传统压缩空气储能5600 ~ 8000元/千瓦(地质条件恶劣会导致成本增加) ，320 ~ 640元/千瓦时。新型压缩空气储能目前较高，12000~15000元/千瓦、3000 ~ 4000元/千瓦时。

飞轮储能的基本原理是把电能转换为旋转体的动能进行存储。飞轮储能受限于其技术原理，能量密度低、自放电率较高，集成成本较高，目前的集成规模较小，仅在一些用户电能质量改善、不间断电源等秒级暂态支撑场景得到应用。技术特点是功率密度大: 约为10 kW/kg循环寿命长: 可达百万次以上，使用寿命可达20年左右。安全性好，对环境友好: 使用温度范围宽，性能稳定。建设成本: 功率成本约1700 ~2000元/kW，能量成本约100000~130000元/kWh。

电磁储能即超级电容器，可分为双电层电容器和法拉第准电容器两大类。由于超级电容器的能量密度较低，单体容量较小，目前集成规模较小，主要应用在提高电能质量，平抑电压和功率波动等场景。功率密度高: 可达3000~5000W/kg，约为理离子电池功率密度的10倍以上充放电循环寿命长:深度充放电循环次数超过50万次没有“记忆效应”建设成本:功率成本约1000-1300元/kW，能量成本约40000-60000元/kWh。

熔融盐储热利用熔融盐将热量通过传热工质和换热器存储并利用。熔融盐储热技术目前还存在效率低(低于50%)，可靠性较差等缺点，应用受限于太阳能热发电技术。集成规模大:可方便配合常规燃汽机使用。能量成本较低: 在光热应用场景技术经济性比较优势明显。建设成本: 功率成本约1500-3000元/kW，能量成本约200-300元/kWh。

氢储能是前瞻性储能技术，具有长时段储能的潜在价值。氢储能技术通过电解水制取氢气，将氢气存储或通过管道运输，负荷高峰时段通过氢燃料电池进行热(冷)电联供。其能量存储与释放过程分离，目前能量转换效率低、成本高，存在一定的安全隐患。能量密度高:氢的单位质量热值高达1.4亿焦耳/千克储氢能量密度高，能够实现大规模储能。过程无污染:氢储能依托电解水制氢设备和氢燃料电池(或掺氢燃气轮机)实现电能和氢能的相互转化。建设成本:电解制氢设备的建设成本折合2000 ~10000元/千瓦，燃料电池发电成本10000 ~ 15000元/千瓦。

从安全性看，影响因素包括储能的品种、设计水平、生产质量、总容量、使用时间的长短、安全措施的有效性、使用的合理性等。抽水蓄能是最安全可靠、最适用的储能方式。电化学储能由于电池热失控和电池管理系统（BMS）短板，安全问题仍未根本解决，处于多技术路线攻关、比选阶段。

截至2021年底，我国储能装机规模4610万千瓦，同比增长30%，占全口径发电装机容量的1.9%，总体规模及调节能力尚有限。

从技术类别看，电化学储能占比逐年提升，但抽水蓄能仍是应用最广泛、最成熟的储能技术。2021年底我国储能规模中抽水蓄能占比86.3% (3980万千瓦)，电化学储能占比12% (327万千瓦)。从配置环节看，受新能源配储能政策推动，电源侧储能增加迅速，2020年底，电源侧储能占比最大 (占47.5%)，其次为用户侧 (占34.6%) ，电网侧 (占17.9%) 最小。

2021 年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破 1000万千瓦，达到 1050万千瓦，其中，抽水蓄能新增规模 800万千瓦，占新增总量的76.2%;新型储能新增规模首次突破 200万千瓦，达到 240万千瓦，占新增总量的22.9%;新型储能中，离子电池和压缩空气储能均有百兆瓦级项目并网运行，压缩空气储能在2021 年实现了跨越式增长，新增投运规模 17万千瓦，接近2020 年底累计装机规模的 15 倍总体而言，我国储能装机结构在未来一段时间内，仍将以抽水蓄能为主体，同时呈现电化学储能的比例不断提高，其他新型储能技术全面开花的趋势。

抽水蓄能的功能定位是充当事故应急电源，保障系统安全稳定运行。系统发生大功率缺失后，为了保障频率稳定、控制潮流在运行限额内，需要及时增加发电出力。相比煤电、气电，抽水蓄能机组启动时间短、调节速率快，可在一分钟左右从停机开至满发，相比常规水电，抽水蓄能电站更靠近负荷中心大幅增发不影响系统稳定，且支撑系统电压的作用更强;相比其他类型储能，抽水蓄能在我国依然占有近90%的比例，且多为集中式大规模场站，调度方便。因此，抽水蓄能已经成为电力系统中最优先调用的应急电源，在多次重大事故处理时紧急开机满发，有力地保障了系统安全稳定运行，是安全保底电力系统的重要组成部分。

抽水蓄能机组在应对北京“5.29”燃气机组大规模停机事件中，为保障首都电网安全稳定运行发挥重要作用。2019年5月29日，北京地区燃气机组因燃气压力低发生大规模停机事件，北京电网受电比例及各分区主变负载率讯速上升，网内电压支撑能力不足，系统安全稳定运行受到严重威胁。事故处置过程中十三陵抽水蓄能机组迅速开启，有效缓解功率缺额、主变负载率过快上升及电压支撑能力不足等问题为保障首都电网安全稳定运行发挥重要作用。

第二个功能是作为黑启动电源，在大停电发生后及时恢复供电。近年来，美国、英国、印度、巴西等国发生的大停电事故警示我们，发生大面积停电的风险始终存在电力系统中须配置一定规模的黑启动电源。抽水蓄能电站上库蓄能可靠、启动速度快、发电出力调节灵活、可持续供电时间长，是系统首选的黑启动电源。当前有十三陵、张河湾、泰山、宜兴、天荒坪、桐柏、响水涧、宝泉、莲蓄等9座电站是当地电网的第一黑启动电源，为保障极端事故下的电力系统快速有序恢复提供了有力支撑。

当前各类电化学储能的成本仍有较大下降空间，未来应用将会更加广泛。从应用的技术类型来看，近中期以鲤离子、铅蓄和液流电池为主，远期新一代储能技术将实现突破。“十四五”期间储能应用仍主要以鲤离子电池、铅蓄电池和液流电池为主，并开展超临界压缩空气储能、飞轮储能、钠硫电池、超级电容及超导储能的应用示范。2025~2030年左右，电化学储能成本将达到抽水蓄能水平，可实现系统级调峰等应用。远期将开发出具备高安全、长寿命、低成本特征的新一代储能技术，实现新概念储能技术(如液体电池、镁基电池、超导储能等)的重大突破，全面满足不同电网应用场景的技术要求。

电源侧储能指装设并接入在常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站的储能系统，主要承担联合火电机组调峰调频、联合集中式可再生能源发电并网运行等功能。应用场景可分为以下两类:(1)与新能源场站配套或多场站共享；(2)火电厂配置储能系统联合参与电力调频辅助服务。

我国电网侧储能保障故障或异常运行下的系统安全模式适用于大规模直流输电受端地区，，典型工程包括江苏镇江101兆瓦/202兆瓦时储能示范工程、河南100.8兆瓦/125.8兆瓦时储能示范工程。提供调峰调频和提高新能源利用水平模式适用于缺乏灵活性调节资源、大比例新能源接入、高渗透率分布式电源接入以及负荷特性波动较大地区，典型工程有大连液流电池储能调峰电站国家示范项目，总规模为200兆瓦/800兆瓦时，以及涉及到三侧电化学储能的甘肃网域大规模电池储能国家试验示范项目，其中规划接入电网侧的规模为120兆瓦/480兆瓦时。

电网侧储能指直接接入公用电网的储能系统，主要承担保障故障或异常运行下的系统安全、保障输配电功能、调峰调频和提高新能源利用水平等功能。储能技术在电网侧的应用，主要可归纳为以下两类。(1)保障电网安全可靠经济运行；(2)提供输配电网基础设施服务。

用户侧储能项目的应用场景较多，根据不同用户类型和用户需求，可将用户侧储能技术的应用场景归纳为以下三类。(1)工商业和居民用户储能；(2)分布式新能源储能；(3)新基建应用储能。

电能是目前利用最广泛的二次能源，具有生产持续、传输容易、使用清洁等优势。电能不容易存储的劣势，在双高双峰电力系统演进过程中被逐步放大

氢能是一种清洁、高效的二次能源，具有生产消费灵活、容易储存、能量密度高、燃烧清洁的优势。但是氢能普及应用还需克服安全性、经济性、基础设施薄弱等关键问题。伴随着可再生能源发电制氢的发展，氢能的能源耦合和互联媒介作用凸显，并通过进一步合成甲醇、氨等氢能载体，为化工、交通、建筑、电力等领域的脱碳提供全新的技术路径，具有降低碳排放、保障能源安全、实现经济增长的重要意义。

随着双碳目标推进，可再生能源将整合到电力、工业、建筑、交通等领域应用，绿电、绿氢 (甲醇、氨等氢能载体等二次能源将深度耦合、协同互补。依托生产、运输、储存、利用各环节的二次能源新技术，利用可再生能源发电 (绿电) ，进行电解水制取氢气 (绿氢)，将绿氢合成便于储运的液态甲醇、氨，作为氢能的载体。氢能及其载体在终端领域进行灵活高效的综合利用，有利于提升能源系统的灵活性，实现可再生能源的灵活高效存储和利用。预计2030年我国氢需求约3700万吨，电制氢占比提高至10%左右: 2060年预计约8000万吨左右，构建形成绿氢为主的产业格局。

氢能在电力系统中的作用，主要体现在以下三个方面。

是新能源制氢可扩大新能源消纳空间，有助于新能源大规模开发。预计2030年、2060年，我国新能源制氢占比分别达到10%、80%，制氢电量分别达到2000亿、2万亿千瓦时，占全社会用电量的1.6%、13%，将促进新能源大规模开发利用。

二是制储氢(氨)产能可形成规模化优质可调节资源，有助于电力系统安全稳定运行。预计2060年我国电制氢负荷最大可调节潜力为3亿千瓦，可有效平抑新能源出力波动，错开负荷高峰时段制氢，理论上可提供12.5%最大负荷的需求响应容量。此外，氢能(储氢、储氨)可发挥长时段储能作用。

三是掺氢 (氨)发电可促进火电清洁低碳转型，有助于电力系统保留更多旋转机组。天然气掺氢发电、煤炭掺氨发电，可降低火电二氧化碳排放，在相同碳排放预算下，可保留更多火电机组，发挥基础调节和应急备用作用。

当前我国已成为世界第一制氢大国(2020年氢气产量达到3342万吨)，但仍以灰氢为主。从区域分布看，氢能生产主要集中在西北、华北和华东地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。从制氢方式看，煤制氢为主，占比63.54%，其次为工业副产氢(21.18%)、天然气制氢(13.76%)，电解水制氢仅占1.52%。从消费领域看，主要作为原料使用，化工领或独占鳌头(合成氨占32.3%，甲醇占27.2%，石油炼化与煤化工占24.56) ，交通领域占比不足0.1%。目前我国氢能全产业链已初具规模，形成了京津翼、长三角、珠三角等多个产业聚集地和示范引领区，但是产业化水平较低，关键设备性能指标与发达国家差距明显，总体落后于欧洲、美国,日本、韩国，催化剂、质子交换膜、空压机等多个环节面临技术“卡脖子”风险因此，我国氢能产业发展需要解决产业链自主可控的关键问题。

近年来，我国氢燃料电池技术基础研究较为活跃，在一些技术方向具备了与发达国家“比肩”的条件，但整体来看，核心技术水平、综合技术体系尚存在一定差距。我国在1998年才出现首个氢燃料电池发明专利，目前相关核心专利数仅占世界的 1% 左右。先发国家在氢燃料电池系统、组件、控制技术、电极等方面发展相对均衡，一些国际性企业居于世界领先地位。

当前可再生能源电制氢技术路径下，氢能全环节供应成本约为60元/千克，按照当量热值计算，分别为成品油和天然气的2倍和3倍，还不具备大规模推广应用的经济性。随着可再生能源电价以及氢能制取、储运、加注成本下降，预计2030、2050年氢能全环节供应成本分别降至30和20元/千克，按照当量热值计算，分别与成品油和天然气的成本持平，具备大规模替代潜力。

总体判断为氢能有望率先应用于消纳新能源且电制氢规模体量大。氢能作为调频手段平抑新能源出力波动市场空间小，潜力有限，氢能作为长时段储能的应用潜力，主要取决于氢能相对于其它储能技术路线的综合成本竞争优势。主要有长时段电化学储能、储热、抽水蓄能、压缩空气储能、煤电+CCUS (发挥替代长时段储能作用)等。

当前扶持的政策有《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等。加快优质抽水蓄能站点建设，推动混合式抽水蓄能电站建设模式发展。结合新能源发展节奏，动态测算中长期调峰需求，加快推进抽水蓄能站点建设，早开工、早投产、早发挥作用。在大直流集中落点、负荷中心、新能源大规模开发地区，加速开发系统需求大、电价空间足、技术经济优、战略价值高的优质资源建设抽水蓄能电站。

积极推动混合式抽水蓄能电站建设，与新能源互补，发挥周及以上长时段调节作用。针对西北、西南地区流域开发水电的存量水电站增容改造或者新建水电站，将具有中高水头、调节性能较好的水库作为上库，再利用已建设或已规划的下游水库、反调节水库作为下库，把机组部分或全部容量改造或设计成可逆式机组，同时具有常规水电站和抽水蓄能电站的全部功能。由于利用了已有的上游、下游水库，只是增加可逆式机组改造或新建成本，工程投资增加较少，而长时段调节效益可以大幅增加，经济性优于常规抽水蓄能电站。

加强新型储能与电网统筹规划新型储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点，成本处于快速下降阶段，与传统抽水蓄能调峰燃机、输变电工程等具有优势互补性。在规划中可将储能作为一种可选技术方案进行综合比选论证引导电源侧、电网侧和用户侧储能合理布局、有序发展，并根据储能技术发展情况进行动态调整。

积极鼓励电源侧储能发展，进一步明确新能源参与调峰、调频的责任和义务，积极引导风电光伏项目配置储能，建立“储能优先、先到先得”的并网机制，完善电源侧储能参与电力辅助服务市场机制，提高新能源企业建设电源侧储能的积极性，缓解电力系统调峰压力，提高新能源消纳水平。

有序推动用户侧储能发展积极鼓励用户在电网供电压力较大、峰谷差较大的地区建设用户侧诸能系统，有条件的地区可出台专项补贴政策。研究制定动态调整峰谷分时电价机制，避免用户侧储能规模化发展对电网企业合理收益产生不利影响，保障用户侧储能健康可持续发展。

接产业布局，引导氢能产业布局与电网协调发展，促进可再生能源电制氢、氢储能、电-氢耦合项目发展。提前做好送端受端售电市场预测，动态匹配各级电网建设需求，做好重点企业的电力保障工作。鼓励电氢合前瞻性技术开发。积极布局可再生能源电制氢、氢储能、电-氢耦合等前瞻性技术研发，鼓励液氢储运、氢燃料电池发电、甲醇燃料电池发电、基于氢能的碳循环利用、天然气掺氢发电、氢制氨后与煤炭或生物质掺烧发电等前沿技术落地。开展示范应用，结合新型电力系统示范区建设，统筹考虑当地可再生能源资源禀赋、氢能产业链布局、氢能终端应用潜力等情况，围绕电力系统实际需求，立足典型场景，因地制宜，积极开展可再生能源电制氢、氢燃料电池发电、氢储能、电-氢耦合技术示范应用。

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