儲能蘊力 綠動高原-----淺談儲能技術現狀和鄂爾多斯儲能項目發展展望

　　進入“十四五”發展新階段，經濟社會發展對能源安全、高效、清潔利用提出了新要求。為實現“2030碳達峰，2060碳中和”的發展目標，可再生能源的應用規模與比例勢必大幅提升，由于風電、光伏等可再生能源發電具有間歇性、波動性和隨機性的特點，無法像傳統化石能源發電隨時穩定輸出。而且我國新能源裝機存在布局不平衡、與電力負荷呈逆向分布的問題，大規模新能源接入電力系統會造成消納能力不足、棄風棄光現象頻發。

　　儲能作為一項新興的電力技術，能夠實現發用電在時空上的解耦，緩解電力需求供給不匹配所導致的種種問題，增加電力調配的彈性、改善電力質量、提升電壓穩定性與安全性。我市將在“十四五”大力發展“風光氫儲車”產業集群，加快儲能產業發展，實現規模儲能技術與可再生能源發電的結合應用，是推動打造清潔能源輸出基地的重要支撐，是構建未來以新能源為主體的新型電力系統的重要手段，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術，也是智能電網、“互聯網+”智慧能源的重要組成部分。

　　一、當前儲能技術發展概況與分類

　　儲能技術簡而言之就是將多余的能量儲存，并在有需求時釋放能量的技術。以下對典型儲能技術在響應速度，能量密度、效率、成本和適用場景等多方面進行了歸納總結，根據儲能技術的原理及存儲形式差異可將儲能系統分為以下幾類。

　　(1)電氣式儲能：包括電容器、超級電容和超導磁儲能等。

　　(2)機械式儲能：包括飛輪儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能等。

　　(3)化學式儲能：其中可細分為電化學儲能、化學儲能以及熱化學儲能等。電化學儲能包括鉛酸、鎳氫、鋰離子等常規電池和鋅溴、全釩氧化還原液流電池;化學儲能包括燃料電池和金屬空氣電池;熱化學儲能則包括太陽能儲氫以及利用太陽能解離-重組氨氣或甲烷等。

　　(4)熱能式儲能：包括含水層儲能系統、液態空氣儲能以及顯熱儲能與潛熱儲能等高溫儲能。

　　上述分類法僅是對典型儲能技術的大致劃分，并非絕對準確，現對常規使用量廣泛的幾種儲能技術進行介紹。

　　(一)抽水蓄能當前占比最大

　　根據美國能源部全球儲能數據庫所公布的2020年統計資料，全球各類儲能技術總裝機容量約192GW，其中抽水蓄能占總裝機容量的95%。2020年，我國各類儲能技術總裝機容量約32GW，其中抽水蓄能占總裝機容量的99%。抽水蓄能是我國乃至全球目前應用最廣、技術最為成熟的大規模儲能技術，具有容量大、功率大、成本低、效率高等優點。從當前部屬規模和國家發展規劃看，抽水蓄能在所有儲能項目中占比最高。國家《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》提出“到2025年抽水蓄能投產總規模達到6200萬千瓦以上”，預計“十四五”末期抽水蓄能裝機規模較“十三五”至少增長74.2%。

　　抽水蓄能項目一般裝機規模通常在100萬千瓦級，遠大于普通的電化學儲能項目，是電網進行大規模調峰首要技術選擇。抽水蓄能系統的循環效率為75%-85%，預期使用年限約為40-60年，抽水蓄能度電成本在當前各類典型儲能技術中最低，實際情況取決于各抽水蓄能電站的規模與設計情況。抽水蓄能項目工程建設資金投入大、項目選址制約因素多、建設周期長，我市暫時沒有抽水蓄能的建設規劃。

　　(二)壓縮空氣儲能是備選項

　　壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪發展而產生的儲能技術，以壓縮空氣的方式儲存能量。主要利用電網負荷低谷時的剩余電力壓縮空氣，并將其儲藏在高壓密封設施內，在用電高峰釋放出來驅動燃氣輪機發電。目前有兩座大規模壓縮空氣儲能電站投入商業運行，分別位于美國和德國。它的優勢在于，既可以利用巖石洞穴、枯竭油氣田作為氣庫，也可以用金屬高壓容器作為儲氣裝置。從建設運營成本看，它與抽水蓄能電站度電成本非常接近;建設周期又明顯短于抽蓄電站。

　　從裝機規模看，國內項目已經達到10萬千瓦裝機規模，2021年10月中科院工程熱物理研究所在河北張家口百兆瓦先進壓縮空氣儲能示范項目完成設備安裝，裝機規模10萬千瓦/40萬千瓦時，設計效率70%;江蘇建設了首座先進絕熱壓縮空氣儲能電站——金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目，一期6萬千瓦于2021年10月正式并網發電，其遠期規劃100萬千瓦，儲能效率約為60%。目前壓縮空氣儲能技術在我國還處于應用示范階段，其運行效率、運營成本、系統穩定性等還有待實踐驗證。不過鄂爾多斯市有廢棄礦井、廢棄天然氣氣田等潛在建設條件，可以適時將壓縮空氣項目納入大規模儲能考慮范圍。

　　(三)電化學儲能高速增長

　　電化學儲能包含多種儲能技術，如鋰離子電池、鉛酸電池、金屬空氣電池等二次電池儲能，以及液流電池、超級電容等。鋰離子電池在電子產品與電動汽車領域已有較多應用，循環壽命約為10000次，特定情況下庫倫效率可接近100%，儲能電池一般用于通信基站、電網、微電網等。鉛酸電池歷史最久，工藝成熟成本較低，能源轉換效率為60%-95%，適合改善電能質量和不間斷電源燈應用，缺點是不環保且循環壽命低，僅500-2500次。超級電容的優點是充放電速度快、功率密度高、循環使用壽命長等，目前技術處于探索階段。

　　根據國家發展改革委員會和國家能源局國家發改委和國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中，到2025年“新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上”要求估算，電化學儲能規模在2025年將較2020年至少增長9倍。從裝機規模看，電化學儲能項目一般在10萬千瓦以下。目前電化學儲能項目度電成本在1.255元/千瓦時，高于抽蓄和壓縮空氣儲能。雖然系統價格更高，但電化學儲能具備更大的靈活性和更多的功能性。由于具備毫秒級響應能力，還能夠達成電網調頻等輔助服務，提升電網事故應急響應能力。

　　根據規劃鄂爾多斯“十四五”新增新能源發電裝機4300萬千瓦，配套外送能力2400萬千瓦，剩余電量需本地消納。根據鄂爾多斯現有條件看，電化學儲能項目最可能出現在電源側，作為風、光電等新能源電站的配套項目;也可以作為調峰火電廠的配套項目，儲能的加入能顯著改善火電機組調峰能力，緩解深度調峰壓力。另一方面，電化學儲能處于大規模應用初期，儲能電池性能指標模糊、儲能火災消防還欠缺研究和技術支撐，電化學儲能電站的穩定性和安全性還存在很多關鍵問題亟待解決。

　　(四)氫儲能最具潛力

　　前述三類儲能技術，僅限于電力峰谷調節，而氫能在眾多儲能技術中是少有的具備跨季節儲能潛力的技術。氫氣是清潔燃料且燃燒值高，單位質量熱值是天然氣的2.6倍、汽油的3.1倍、煤炭的4倍，儲量豐富、來源多樣，被譽為21世紀的“終極能源”，但氫能利用面臨著制、儲、運、注、用全環節都需要技術突破和降低成本。氫氣較為成熟的三種制備技術是化石資源重整制氫、工業尾氣副產氫和電解水制氫。目前，傳統能源的化學重整是主流的制氫工藝，全球約48%氫氣來自天然氣重整、30%來自醇類重整，18%來自焦爐煤氣，4%左右來源于電解水。國際能源屬公布，灰氫價格約為11.9元人民幣/公斤，藍氫價格略高于灰氫價格，為16元人民幣/公斤;綠氫最貴，達到27.78-39.68元人民幣/公斤。在中國上述價格還要高得多。氫能利用還需要仰賴技術進步、規模化和集成化生產，以及政府補貼、碳稅征收等政策扶持。

　　根據規劃鄂爾多斯“十四五”規劃，到2025年，我市力爭風光氫儲一體化項目配套可再生能源裝機規模超過1600萬千瓦，形成綠氫制取規模40萬噸/年，化工副產氫規模不低于2萬噸/年。建成加氫站90座以上，氫燃料電池重卡運營達到5000輛，進一步降低綠氫成本是我市實現綠氫大面積推廣的重點。

　　二、鄂爾多斯發展儲能產業的迫切性和規劃遠景

　　(一)儲能發展迫在眉睫

　　在庫新能源發電企業棄風、棄光現象頻發。2021年，我市可再生能源裝機達413.8萬千瓦，占電力總裝機14%，通過調研發現，由于風、光企業投產落地速度遠遠大于電網等其他配套設施的發展速度，受多種因素影響電網建設相對滯后，向外輸送電量的渠道打通不力，且本地無法大規模消納綠電，企業棄風、棄光現象較為嚴重。我市18家規模以上新能源發電企業棄風、棄光率在20%左右，限電導致企業得不到全容量并網發電指標，直接影響企業經濟效益提升，而且造成巨大的資源浪費。由于光伏和風電發電穩定性較差，峰谷電差對電網造成負荷沖擊較大，且要為用戶提供穩定的電力需另行匹配建設穩定電源用于調谷平峰，所以，電網企業接入新能源電力的積極性不高。

　　火力發電企業參與電力調峰存在諸多困難。新能源發電輸出的波動性和間歇性對電網穩定運行影響嚴重，火電廠需要頻繁參與深度調峰來保證電網運行安全。2022年，對全市35家規模以上火力發電企業進行調查，其中19戶企業配合開展過深度調峰，但僅有5戶企業享受到深度調峰優惠政策，而且優惠政策難以抵消調峰帶來的消極影響。電廠參與調峰因低負荷生產，火力發電煤耗將平均上升7克左右，會導致廠用電率增加，效率下降單位能耗增加，增加火電企業完成能耗雙控目標任務的難度。而且單耗上升導致度電成本增加，再加上煤價上漲，嚴重影響火電企業經濟效益甚至導致大規模虧損。參與調峰機組在非經濟區運行，負荷波動大導致機組壽命降低，長時間低負荷運行也會導致鍋爐尾部設備腐蝕老化，存在較大的安全隱患。而且熱電聯產機組首先要保證民生供熱的需求，在供暖期主要保障供暖參與調峰能力大幅下降。由上可見我市通過火電調峰、電網互聯與電量外送等手段所增加的新能源消納電量空間已經不足以匹配新能源的增長速度，迫切需要加快新型儲能技術應用，徹底解決棄風棄光、調峰調頻等問題，推動我市新能源發電實現大規模消納。

　　(二)儲能產業正在起步

　　截止目前，鄂爾多斯市還沒有正式運行的儲能項目。根據“十四五”規劃，到2025年，我市可再生能源裝機力爭達到5000萬千瓦，可再生能源電力消納占比力爭達到35%以上，儲能電站裝機容量力爭達到新能源裝機容量10%以上。我市在推動源網荷儲一體化和多能互補項目中按照國家、自治區相關要求配置儲能設施，推進杭錦旗過三梁變電站近區的300MW級壓縮空氣儲能和庫布其變電站近區300MW級電化學儲能電站等共享儲能試點項目前期工作，開展杭錦旗、達拉特旗、伊金霍洛旗等一批電源側市場化共享儲能電站的研究論證工作。

　　同時打造“液態陽光產業示范基地”，延伸綠色化工產業鏈，以烏審旗綠氫制甲醇項目為示范，采用風光發電—電解水制氫—二氧化碳捕集的方式發展綠氫制甲醇項目。到2025年，全市將建成加氫站90座以上，氫燃料電池重卡運營達到5000輛。鄂爾多斯市積極推進“風光氫儲車”全產業鏈發展，引進落地遠景、協鑫等頭部企業項目，奇瑞新能源礦卡和上汽紅巖、美錦國鴻氫能重卡下線投產，標志著以“綠氫”為引領的氫能產業集群化發展正在展開。鄂爾多斯將壯大綠氫經濟，打造全國氫能生產應用示范基地。

　　三、鄂爾多斯儲能產業規模化發展面臨的挑戰

　　(一)電網中儲能作用較難量化

　　儲能可以減少系統峰谷差，節約峰荷機組的燃料費用和啟停費用;同時具備放電能力，可起容量支撐作用，部分替代對發電機組的投資;電化學儲能具有響應快速的特性，可提供調頻、備用、調壓等多種輔助服務，通過積極響應而增強電網安全性和提升電能質量，通過充放電減少線路尖峰潮流而延緩輸電投資，這實際上能起到輸電資產的作用。氫能燃燒熱值高可儲存、可再生、零污染、零碳排等優點等優點，目前國內氫能的存儲方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫和儲氫材料儲氫，而儲氫材料儲運還處于示范階段。而且國內的加氫站設備技術標準有所欠缺，壓縮機、儲氫裝置等關鍵設備仍然依靠進口，加氫站建設成本居高不下。此外，加氫站建設還面臨缺乏審批標準體系、管理標準等政策難題。

　　因為儲能項目在不同領域發揮不同作用，構建合理的儲能市場結算機制，給予儲能項目公平合理的回報不僅是我市也是我國乃至全球各國都面臨的一項挑戰。儲能發展較快的美國、英國和澳大利亞等國根據國情確定了各不相同的政策體系和市場機制，但并沒有形成較統一的評估結算方法。目前，國家發改委發布了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》、國家能源局出臺了《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償市場機制試點工作的通知》等文件，但尚未出臺統一的評估結算標準。在國家層面的政策上也僅對抽水蓄能項目提出“可從輸配電價中回收部分成本”，對電化學儲能等新型儲能更多的還是“研究建立”和“研究探索”市場機制等提法。

　　(二)儲能身份還未完全落實商業模式尚在摸索中

　　盡管目前我國陸續出臺了儲能參與調峰、調頻等電力輔助服務的相關政策，并允許儲能以獨立身份參與市場，然而受政策制約。國家發改委、國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，明確了電網企業承擔消納主體責任的基礎上，企業自建或購買調峰能力增加并網規模的具體方式。目前國內儲能基本借由發電企業身份參與電力系統運行，獨立儲能項目較少。規則上允許進入但實際操作存在交易平臺難以支撐，進入市場后與其他參與主體的差別化“待遇”，仍舊是儲能參與輔助服務市場面臨的最大問題。

　　與高漲的儲能項目建設熱情相對的是儲能商業模式的缺乏，有效的儲能盈利方式暫未系統形成。從商業應用模式看，我國比較成熟的商業模式大致分為四類：分布式儲能、輔助調頻服務、大規模新能源配套大型儲能系統、峰谷電價差套利模式。分布式儲能是比較普遍的商業模式。大規模儲能系統在新能源并網、智能電網、微電網、無電地區供電工程等不同應用場景下，展露出巨大的發展潛力。輔助調頻服務主要是輔助火電廠調頻，通過獲得電網獎勵和降低罰款獲得收益。共享儲能的商業模式已在微電網就地消納、社區儲能服務、新能源調峰等應用場景進行實踐，現階段處于前期研究與工程試點階段，缺乏統一的評價指標體系。

　　(三)專業人才緊缺項目安全面臨挑戰

　　我市在地理區位上距離人口密集的一線城市和有儲能產業發展基礎的城市較遠，一方面受儲能源產業先發地區輻射影響較弱，另一方面在引進人才及企業方面吸引力度不足。多年以來，我市在煤炭、化工等領域聚集了較多的專業技術人才，儲能屬于起步階段，不僅是我市，全國乃至世界都存在人才匱乏、技術儲備少、配套基礎設施不完善、公眾認知不足等問題。

　　近年來新型儲能項目中電化學儲能電站起火爆炸事故頻發，危及人民群眾生命和財產安全，引發社會各界普遍擔憂，制約了新型儲能的大規模發展。2021年4月16日，北京大紅門儲能電站發生爆炸事故引起廣泛關注，據不完全統計，截止2021年8月全球共發生30余起鋰離子儲能電站燃爆事故。電化學儲能面臨著電池本體自身安全稟賦差，安全標準、認證制度不完備，管理系統監測、預警功能不足和專業消防體系薄弱等方面的諸多問題。我市規劃建設庫布其電化學儲能電站項目，要在布局中做好相關安全設置的配備，但國家目前尚未有明確的安全標準，給我市電化學儲能項目建設增加了新的難點。

　　四、總結建議

　　在“雙碳”目標明確提出后，減碳就成了一個不可回避的話題，這也讓作為煤炭大市的鄂爾多斯開始思考新的發展路徑，以“雙碳”目標倒逼轉型，“風光氫儲車”產業集群建設已經揚帆起航。“十四五”我市的儲能產業發展將步入快車道，充滿機遇和挑戰。綜合當前儲能技術發展現狀和鄂爾多斯實際情況，有以下幾點建議：

　　(一)就近布局優先綠電盡快推進儲能標準化進程

　　布局可再生能源就近接入、就地消納示范項目，優先在工業負荷大、新能源條件好的工業園區，實施工業園區可再生能源替代、源網荷儲“一體化”等綠色供電工業園區建設。加強高耗能企業使用綠色電力的剛性約束，根據實際情況制定高耗能企業消費綠電最低占比。并且在新能源消納側持續發力，以降低能耗、提高效益、增加收入、增強發展能力為目標，實施綠電進園區、綠電進礦區、綠電進農村牧區，全面構建低碳、零碳產業園。發展工業綠色微電網，支持在自有場所開發利用清潔低碳能源，建設分布式清潔能源和智慧能源系統。

　　在布局好綠電就近接入的同時要積極推進儲能標準化進程，當前儲能在我國乃至世界都處于起步階段，推進標準化進程是一個摸著石頭過河的過程。我市要積極推動市內相關企業積極參與國家國際標準制定，鼓勵在儲能工程示范項目中開展標準應用、驗證、研制，將成功的工程應用經驗轉化為標準。依托我市全球首個零碳產業園區，開展儲能標準化試點示范，促進企業運用標準化方式組織儲能工程應用，發揮標準化對儲能產業的支撐和引領作用。

　　(二)盡快完善儲能價格機制鼓勵投資主體多元化

　　建立完善電力輔助服務價格機制和峰谷分時交易機制，推動實施峰谷電價和儲能電價政策，并合理拉大峰谷價差，引導用戶合理用電并參與調峰，為電網削峰填谷和吸引儲能投資創造更大空間，推動儲能電站以獨立主體或與新能源等發電主體聯合參與市場交易。對于儲能電價，政府主管部門應對儲能的購電價格、放電價格、輸配電價格以及結算方式等方面制定單獨的交易電價政策，補償儲能所產生的經濟效益和環境效益。并且建立儲能項目管理、運行和合理補償機制，完善調度和運行機制，推動分布式發電與用戶就近直接交易，盡快落實火電廠參與深度調峰優惠政策，鼓勵火電機組和采暖供熱機組參與輔助服務市場交易，構建火儲聯合模式。

　　完善價格機制的同時要理順投資回報機制，降低儲能項目的投資成本和風險，提高儲能項目參與電力市場服務的便利性，鼓勵發電企業、電網公司、用戶端、第三方獨立儲能企業等有條件的投資方投資建設和運營儲能設施。亟需構建能夠全面評價新能源消納場景中共享儲能發展與運營狀況的綜合評價指標體系，為共享儲能項目的投資建設、市場運營規則的修訂與優化、激勵與考核機制的調節提供平臺。大規模共享儲能將會有兩個發展方向，一是將更多的分散式儲能納入共享范圍，包括移動儲能車、電動汽車等;二是基于共享儲能云，結合用戶用能數據、氣象數據等實現更多應用。相關部門要做好正面引導、維護共享儲能市場秩序，鼓勵有資質企業有序進入。

　　(三)吸引人才合理引導穩妥推進

　　拓寬市重點產業緊缺人才目錄，將與儲能行業相關的專業人才列為“非常緊缺”人才，增加招聘和培訓費用補貼，進一步降低企業人才引進及培養成本。建立健全領導機制和工作機制，建立儲能產業發展專家委員會，完善專家咨詢和指導制度，加強調查研究、論證評估和決策支持。同時加強與高校科研院所合作，建議聯合北大、西安交大等高校加大儲能技術基礎研究的投入，在市內高校開始儲能技術應用開發專業，鼓勵儲能技術多元發展。

　　儲能項目投資大，技術迭代快，運營等諸多細節還存在不確定性，需要根據現有電力消費需求評估儲能項目合理規模，充分評估項目的可靠性和安全性，穩妥進行項目建設。當前鄂爾多斯市積極推進“風光氫儲車”全產業鏈發展，要積極加強與高校和科研機構的深度合作，組建儲能技術“創新聯合體”，通過技術創新降低成本提高安全性。尤其是氫能利用面臨著制、儲、運、注、用全環節的技術突破和成本降低，綠氫的每公斤價格在30元以上，推動氫能利用需要規模化生產和生產技術的進步以降低成本，在技術成本難以大幅下降的初期需要政府專項補貼和鼓勵用氫政策的扶持，才能實現氫能在我市推廣使用。

　　鄂爾多斯風光資源豐富，是“十四五”時期國家規劃建設沙漠荒漠戈壁大型風光基地的重要依托地區，在能源綠色低碳轉型發展過程中，鄂爾多斯市應積極推動儲能與可再生能源發電技術的結合應用，提高可再生電力的穩定性和安全性，改善電力質量促進新能源消納，進一步提升能源供給保障能力，為自治區和國家經濟社會發展提供清潔低碳、安全高效的綠色能源支撐。(白高娃)