多元技术路线抢占新型储能“快车道”

eo记者 刘斌

编辑 黄燕华

审核 姜黎

随着新型能源体系的加快建设，新型储能装机规模正在高速增长。国家能源局的数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。

从市场规模来看，新型储能在储能项目总装机中的比重并不高，但随着技术进步和市场环境变化，新型储能进入快速发展阶段。新型储能主要包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池储能和飞轮储能，呈现出多元化发展格局。锂离子电池储能发展迅速，并占据主导地位，压缩空气储能产业化加快落地，液流电池、飞轮储能正在从示范项目走向市场。

《南方能源观察》（以下简称“eo”）就新型储能发展的相关问题采访了中国科学院物理所研究员、松山湖材料实验室副主任黄学杰，中国科学院大连化学物理研究所研究员张华民，中国科学院工程热物理研究所研究员戴兴建和北京泓慧国际能源技术发展有限公司首席技术官李树胜。

多位受访专家表示，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，要实现规模化应用，不仅需要政策引导，也需要经受市场考验，在多元的应用场景中寻找自身的立足点。

锂离子电池是新型储能中的绝对主力。国家能源局的数据显示，截至2022年底，锂离子电池储能在全国新型储能装机中的占比达到94.5%。经过多年发展，锂离子电池产业链发展成熟，由于锂离子电池各项性能相对均衡，具有良好的经济性，已经成为“十四五”新型储能发展中的主流技术路线。

中国科学院物理所研究员、松山湖材料实验室副主任黄学杰长期从事锂电池材料研究工作，他在接受eo采访时表示，实现碳达峰碳中和目标，需要大力发展可再生能源，由于可再生能源存在间歇性、波动性，必须通过储能技术来提高消纳水平。现阶段，在各类新型储能技术中，锂离子电池在性能和经济性上存在显著优势，这是锂离子电池应用最广的主要原因。

eo：在新型储能中，还存在液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等多种技术路线，您如何看待锂离子电池与其他储能技术的关系？

黄学杰：国家政策是支持多种技术路线并行发展，对于储能技术，也必然是多种技术路线并存。压缩空气储能适用于特定的应用场景，需要满足地质条件。液流电池的能量密度比较低，不到锂离子电池的四分之一，虽然液流电池的功率可以做到很大，但占地面积也较大。

对于储能系统来说，存在安全、成本、寿命等多个指标，真正实现大规模商业化应用，需要将多个指标融合在一起考虑，每个指标都要满足相应要求。现阶段，从技术发展阶段来看，锂离子电池的应用范围最广，其他新型储能技术仍然处于示范阶段。但每项技术都有无限的可能，对于市场主体来说，他们有各自不同的定位。针对特定场景，这些新型储能技术都存在应用空间。

eo：您如何看待新一代电池技术的发展，储能行业对电池技术的需求是怎样的？

黄学杰：目前磷酸铁锂属于第二代电池技术，正在研发和推广第三代锂离子电池技术，固态电池是第四代。新一代电池技术比上一代有很大进步，能量密度在提升，成本在下降。预期第三代锂离子电池要比第二代成本低30%左右，第四代全固态电池正处于研发当中，预计2030年前后可以实现量产。但量产装车只是小规模应用，不代表有经济性，要等到新一代电池技术不断成熟，上一代技术才会被替代。

动力电池与储能电池的底层技术是相同的，应用方向不一样。动力电池注重的是能量密度、重量，对循环寿命的要求相对储能电池较低。对于储能电池来说，提高能量密度并不是重点，需要持续提高寿命和可靠性。储能电池寿命提升以后，也会推动度电成本下降。

eo：您认为新型储能的价值需要怎样体现？

黄学杰：尽管新型储能的装机量上来了，但不少储能项目是为了满足配储要求而建设的，主要分布在电源侧，实际调度使用的比例并不高。新型储能需要在电力系统中有序运行起来，快速迭代完善技术，提升寿命和可靠性，降低应用成本，为大规模推广打下坚实的基础。

新型电力系统对储能的需求是多方面的，当可再生能源渗透率进一步提高，电力系统需要在更长时间尺度内调节电力供需平衡，长时储能是一项不可或缺的技术。

长时储能通常指4小时以上的储能技术，长时储能系统可以实现跨天、跨月以及跨季节充放电循环，以满足电力系统的长期稳定需求。液流电池基于自身特征，被视为最适合长时储能的技术路线之一，全钒液流电池是目前较为成熟的技术路线。

中国科学院大连化学物理研究所研究员张华民长期从事液流电池研究工作，他在接受本刊采访时表示，储能是助力新能源消纳，支撑高比例新能源并网，提高新型电力系统安全性，可靠性及电能质量的关键装备。全钒液流电池具有本质安全特征，适合应用于4小时以上的中长时储能场景，其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能的应用场景。

eo：随着可再生能源占比逐年提升，构建新型电力系统需要大规模储能技术的支撑，您认为大规模储能技术需要具备哪些特征？

张华民：大规模储能技术需要具备以下特征：首先，要属于本征安全的储能技术，不会发生着火爆炸；其次，要属于大规模、大容量储能技术，在额定功率下连续放电时间长；最后，使用寿命要长，使用年限在15年以上。大型储能电站对储能技术的基本要求是：大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电以及环境友好。

eo：与其他液流电池技术路线相比，全钒液流电池具有怎样的特点和优势？

张华民：液流电池有很多种类，除全钒液流电池外，还有锌基液流电池，包括锌铁液流电池、锌溴液流电池等。此外，还有全铁液流电池、有机电对液流电池及铁铬液流电池。在实际应用中，这些液流电池存在很多尚待突破的关键技术，如析氢、枝晶、锌脱落及锌累计问题，还存在强腐蚀性、铁络合物不稳定、有机电对稳定性较差、储能容量不可逆衰减等多种问题。

全钒液流电池是目前商业化比较成熟的液流电池。全钒液流电池是一种水系电池，在常温、常压下没有安全风险；能量效率高，充放电性能好，循环寿命和日历寿命长，最长寿命可以达到25年；启动和响应速度快，无相变化，充放电切换速度快；常温封闭运行，电解液可半永久使用，部件材料可循环利用，性价比高；环境友好，安全性高，受钒离子溶解度所限，比能量低。

全钒液流电池适合应用于4小时以上的中长时储能场景，其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能应用场景。增加储能容量，只需要增加电解液的体积，储能时长越长，价格越便宜，可以深度充放电，满足电网灵活调度需要。

在产业方面，全钒液流电池技术自主可控，我国已经形成完整的自主知识产权体系，主导制定了国际和国内的重要标准，技术达到国际领先水平；资源自主可控，我国查明的钒资源储量约7000万吨，占全球钒储量的比重达到35%；产业链自主可控，关键材料已实现国产化，装备制造产能全球最大，储能市场规模全球最大。

eo：经济性是新型储能大规模应用的前提条件，目前全钒液流电池的经济性如何？是否有进一步下降的空间？

张华民：对于4小时以上的中长时储能应用场景，从全生命周期来看，目前全钒液流电池的性价比在电化学储能技术中是最高的。

从初期投资价格看，锂离子电池的单位价格最低。但目前锂离子电池储能电站的使用寿命是5—8年，全钒液流电池的使用寿命是20年以上，大约是锂离子电池的3倍，与风能、太阳能发电设备的设计寿命相同。

全钒液流电池的储能时间越长，价格越便宜。对于4小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的50%；对于10小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的70%；而对于20小时储能，电解液的价格将占储能系统总价格的80%。

全钒液流电池的电解液可以循环利用，残值很高。电堆的其他部件主要是碳材料、金属材料和塑料，也可以循环利用，降低环境污染。锂离子电池报废后，无害化处理需要较高的投入。

eo：您认为全钒液流电池的应用前景如何？

张华民：长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长的时间维度上调节新能源发电波动，提高清洁能源的消纳水平。

国际长时储能理事会的研究报告认为，“到2030年，时长8小时的储能装备的装机量（功率）可能占储能总装机量的30%，24小时以上储能容量占比将在2030年以后迅速提升”。全钒液流电池储能技术满足大型储能电站对储能技术“大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电及环境友好”的要求，有着广阔的应用前景。

飞轮储能这项最早应用于航天领域的机械储能技术，正在逐渐从小众走到聚光灯下，并努力在蓬勃发展的储能市场中寻求一席之地。

近期，国家能源局公布了56个新型储能试点示范项目，其中3个为飞轮储能项目。尽管目前飞轮储能的市场规模相对较小，但在构建新型电力系统过程中，飞轮储能可以发挥一些独特的作用。

针对飞轮储能的价值以及商业化路径，本刊记者采访了中国科学院工程热物理研究所研究员戴兴建和北京泓慧国际能源技术发展有限公司首席技术官李树胜。

eo：在构建新型电力系统的过程中，飞轮储能技术能够发挥怎样的作用？

戴兴建：在新型电力系统中，飞轮储能技术能够起稳定频率、支撑电压的作用，其特点是短时高频次充放，实现超百万次的充放电循环使用。新型惯量飞轮通过同步电机直接并网后，可以显著提升新型电力系统的惯量，有效增强电力系统的稳定性。

飞轮储能典型的适用场景为15分钟以内的储能或释能工况，比较适合高频次、大功率充放，不宜长时间空载待机。有分析表明，飞轮储能每年的充放不低于5000次，其大功率特性、长循环寿命、经济性才能有较好的体现。飞轮储能可与其他能量型储能技术组合，形成短时高频、长时低频的混合储能系统。

李树胜：构建新型电力系统要大力发展可再生能源，风电、光伏等新能源发电具有天然的不稳定性、波动性、间歇性，现有的补偿机制和滤波装置等都没有从本质上解决稳定性问题，尤其是在电力供需出现不平衡的时候。实际上，发电侧与负荷侧同时存在一定的不确定性，两者之间的不平衡会对电力系统稳定性产生不利影响。因此，在以新能源占比逐渐提高的新型电力系统中，如何保持电力系统稳定性一直是关键问题。

飞轮储能属于机械式物理储能技术，具有瞬时功率大、响应速度快以及全生命周期无衰减，可以实现百万次到千万次循环充放电等优势。同时，飞轮储电量可以精确测量和控制，只需知道转速，储电量就精确可知，这一点与其他储能技术相比，具有很大优势。因此，飞轮储能的特性决定了其在储能市场和新型电力系统中必然有一席之地，其市场规模会随着应用的不断铺开而逐步扩大。一方面，飞轮储能的特性非常契合电力系统对短时高频次的调频需求，其应用场景涵盖了5—10秒的惯量支撑、1—2分钟的一次调频、15分钟左右的二次调频等。可以这么比喻，飞轮储能相当于短中跑运动员，短跑要求首先是快和准，耐久性可以略差些，同时又可以中跑，可以做到十几分钟的能量支撑；另一方面，飞轮储能可以配合液流电池、压缩空气储能等长时储能技术，组成混合储能系统，提高长时储能装置的运行寿命和经济性。

eo：目前飞轮储能的每千瓦造价是多少？是否有进一步下降的空间？

戴兴建：飞轮储能产品当前市场报价为4000—6000元/千瓦，进一步量产后，可以降低到1500—3000元/千瓦。

李树胜：飞轮储能的单机功率可以做到很大，其功率成本比较有优势。同时，飞轮储能系统的成本存在大幅度下降的空间，未来五年之内有望降到目前价格的一半。

虽然飞轮储能系统组成相对复杂，但本质上属于高端制造业，主要包括两大部分：一是飞轮本体，由高强度钢材、传统电机、磁轴承以及密封材料等组成，通过大规模制造可以实现原材料成本的大幅下降；二是电控系统，主要是一些电力电子装置加控制系统，跟电化学储能的电源系统在硬件系统上是基本一致的，既然随着电化学储能快速发展，其电源系统的成本已经可实现大幅降低，飞轮储能电控系统的成本在实现规模化应用后也会持续下降。

eo：您认为飞轮储能技术如何实现商业化、规模化应用？具体路径是怎样的？

戴兴建：找准新型电力系统中的短时高频次应用需求，提出合理经济的功率、能量、效率的技术指标，在科技、产业、资本、政策的推动下，通过飞轮阵列储能示范工程发现其应用价值，逐步量产降本，实现规模化应用。

李树胜：飞轮储能要实现大规模商业化应用，除了产品质量过硬和具备规模化制造能力外，还需要有国家政策的支持，以及要经受住市场的考验，让市场去决策谁用得好、谁的经济价值高，在具体的应用场景中去寻找自身的立足点。在多种储能方式齐头并进时，飞轮储能要从市场中找到适合的需求场景和配置方式，这是进入大规模商业化应用非常重要的环节，要密切关注市场的需求，反推如何优化技术路线，如何做到性价比更高以及产品更加可靠。

作为极具前景的大规模、长时储能技术之一，压缩空气储能正受到行业的广泛关注。近期，国家能源局公布了56个新型储能试点示范项目，其中压缩空气储能项目有12个，总装机容量达到2810兆瓦。

压缩空气储能是长时储能技术的重要选择之一。压缩空气储能是一种大规模的物理储能技术，在电网负荷低谷期，通过压缩机压缩空气，将电能转化为压缩势能储存起来；在电网高负荷期间，释放出储气库内的高压气体，驱动发电机发电。

有业内专家在接受本刊采访时表示，压缩空气储能技术具备应用于长时储能的广阔场景。压缩空气储能在主要性能上与抽水蓄能相近，与锂离子电池储能相比，具有容量大、储能时间长、寿命长、安全性高等多种优势。

压缩空气储能主要有地下盐穴和人工硐室两种储气方式，山东、江苏、湖北等地具有丰富的天然盐穴资源。人工硐室建设成本更高，但不受站址资源的约束。相比于抽水蓄能，压缩空气储能电站的建设周期为1.5—2年，建设周期更短。

上述专家表示，压缩空气储能目前多应用于4—8小时储能场景，其时长主要与储气室容量有关，与压缩空气储能的发电功率基本解耦，通过在设计阶段增大储气室容量，可实现10小时以上的长时储能。另外，由于其造价与时长相关度小，时长越长，经济效益越显著，因此能够以相对较低的成本满足新能源大规模高比例发展场景下系统大规模长时间尺度储能需求。

相关调研数据显示，目前天然盐穴压缩空气储能电站的造价为6000—7000元/千瓦，人工硐室/矿道或矿洞压缩空气储能的造价为8000—10000元/千瓦。随着压缩空气储能产业化加快，压缩机、发电机等核心设备的成本将会进一步下降。