来源：《小康》中国小康网
在“双碳”目标推动下，能源行业正面临新的变革，作为行业重要一环的储能温控，也迎来了高速发展期。
据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据显示，2021年全球储能项目新增装机规模达到18.3GW，同比增长181.54%；其中，以锂离子电池为代表的新型储能是新增装机的主要来源。同时，CNESA数据还显示，2021年全球新型储能新增装机规模达10.24GW，同比增长82.8%；2016-2021年间，新型储能年平均复合增长率高达69.11%。在国内方面，2022年新型储能预计新增装机规模为6.90GW，同比增长182.07%，累计装机规模将达到12.70GW。
“新型储能”是指除抽水蓄能外的各种新型储能技术，如新型锂离子电池、液流电池、飞轮和压缩空气等。这些储能技术都有各自的优势和局限性，其中比较成熟的锂电储能也具备提高电力系统调节能力和保障安全运行的能力。简单来说，新型储能就像是一个“充电宝”，能在用电低谷时“充电”，在用电高峰时“放电”，从而提升电力系统的安全性和可靠性。随着波动性和间歇性的新能源电力不断增长，“充电宝”的作用日益凸显，同时，新能源也拥有越来越多的选择“充电宝”的技术选项。
据《中国新型储能发展报告2023》最新发布的数据显示，目前已投产的新型储能装机中，锂离子电池储能仍然占据主导地位，占比约94.5%。而在2022年新增装机中，压缩空气储能和液流电池储能的发展速度加快，占比分别达到3.4%和2.3%。此外，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等新技术也正在逐步展开示范应用，表明我国新型储能技术的发展呈现出多元化的趋势。
电化学储能“一枝独秀”
尽管新型储能技术逐渐进入规模化发展阶段，但目前为止，电化学储能仍然占据新型储能领域的主导地位，其他新型储能技术则面临市场和资本的冷遇。电化学储能是指利用化学元素作为储能介质的各种二次电池储能技术，充放电过程伴随着储能介质的化学反应或变化，主要包括铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等，目前以锂电池和铅蓄电池为主。据中国科学技术大学教授、欧盟科学院院士孙金华所说，在“双碳”国家战略目标和新能源革命的大背景下，电化学储能得到了广泛的发展和应用，发展电化学储能已成为不可逆转的趋势。
电化学储能能够“一枝独秀”的原因在于多方面的因素，其中包括电池的成本。经过长时间的积累和科技创新，电池成本不断降低，这是电化学储能相对于其他新型储能技术更快发展的一个重要原因。此外，全球电池行业正在高速发展，随着需求的增加，电池行业也迎来了自己的黄金时期。厦门科华数能科技有限公司常务副总裁崔剑认为，“电化学储能拥有更高的能量密度，产业链配套更加成熟。”另外，电化学储能在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率及选址要求等方面具有优势，因此在市场和资本的冷遇下，其他新型储能技术相对电化学储能而言存在较大的局限性，而电化学储能则具有高度的灵活性、安全性和性价比。
最近，国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，为新型储能技术的开发和应用提供了指导。根据《蓝皮书》的规划，需要打造“新能源+”模式，提高新能源可靠替代能力，并深度融合长时间尺度新能源资源评估、功率预测、智慧调控和新型储能等技术应用。在业内人士的分析中，电化学储能技术的短期发展前景更为看好，包括锂电池储能、钠电池储能和液流电池储能等技术领域。与其他新型储能技术相比，电化学储能技术在安全性、能量密度、成本和发展路径等方面具有最高的性价比。华电国际负责人表示，公司目前正在积极推进多个新型储能业务项目，其中几个项目正在进行前期准备，已经投产的一个项目是锂电类项目。此外，甘肃电化学储能并网规模持续高速增长。到五月底，甘肃电网储能并网容量已经超过一百万千瓦，达到101万千瓦/214万千瓦时。同时，山西省规模最大的锂离子电化学储能电站已经全面落成，国网时代华电大同热电储能工程一次性全容量并网成功，投入试运行。
电化学储能技术虽然相对成熟，但其安全问题仍需引起重视。去年9月，美国加州蒙特利县的埃尔克霍恩变电站因特斯拉的Megapack储能系统起火，这并非全球电化学储能项目中的个案。据了解，截至去年9月，全球共发生60多起电化学储能火灾事故，多数使用三元锂电池，事故发生时段主要在设备调试和充放电后的休止中。因此，如何保障安全与稳定成为了电化学储能发展中的重要问题。业内人士认为，未来电化学储能电站应该覆盖全生命周期的安全管理，并构建本体安全、主动安全、消防防御三重防线。为此，孙金华提出了以下建议：在电池开发方面，应研发难燃不燃的电池材料，构建本体安全电池体系第一道防线；在电池应用方面，通过多信号融合和基于热失控模型的预警，保障电池使用过程安全的第二道防线；在火灾处置方面，研发多次灭火技术，抑制电池复燃，形成消防安全第三道防线。
压缩空气储能系统新突破
锂离子电池在固定储能领域处于主导地位的同时，越来越多的产业企业正在积极开发不同的技术，以提高自身的竞争力，为市场带来更具竞争力的储能系统。其中，压缩空气储能尤其适合支持未来更长时间维度的储能需求，以满足新型电力系统中新能源高渗透率的特点，甚至可以满足天或季度级别的储能需求。
2023年5月30日，世界首个百兆瓦级先进压缩空气储能示范系统在中关村论坛上亮相。该技术实现了先进压缩空气储能从10兆瓦到100兆瓦的质的飞跃，为我国长时大规模储能技术的发展增添了新的利器。该系统融合了多个学科领域，包括工程热力学、流体力学、传热学、电力系统及自动化等，是一种典型的长时大规模储能技术。该技术能够实现可再生能源如风电、光伏等的大规模开发和利用。其原理是将空气压缩储存，需要发电时则利用压缩空气推动发电机工作。
中国科学院工程热物理研究所储能研发中心主任徐玉杰指出，未来我国的电力系统将以新能源为主体，然而，风力发电、光伏发电等可再生能源发电存在波动性和间歇性，如果大规模接入电网，会对电力系统造成安全隐患。此时，储能系统成为灵活性调节资源，用于调节电力系统。压缩空气储能是其中的一大亮点。
徐玉杰指出：“压缩空气储能技术并非新技术，传统压缩空气储能技术在德国、美国等国家已经应用多年。然而，传统技术存在一些问题，例如依赖化石燃料、需要大型天然洞穴、储能效率低等，因此大规模推广一直受到限制。”相比传统技术，我国的先进压缩空气储能系统采用回收压缩热的方式，不再使用化石燃料，并可采用多种形式的储气室，如地上储气装置、人工硐室和地下天然洞穴。此外，该系统储能效率大大提高。
我国目前已经成功利用百兆瓦级先进压缩空气储能技术，建造了国际上首座百兆瓦级先进压缩空气储能示范电站，并成功并网发电。该电站位于河北省张北县，是全球已建成并运行的同类项目中规模最大、性能最优的新型压缩空气储能电站。该电站年发电量可达1.32亿度，能够为大约5万户用户提供用电高峰时段的电力保障。与此同时，该电站每年可节约4.2万吨标准煤，并减少10.9万吨二氧化碳排放。
相比其他新型储能技术，压缩气体储能具有安全性高、寿命长和爆发力强等三个优点。首先，压缩气体储能非常安全。例如，液化二氧化碳储能项目只需要几兆帕的压力即可储存，不需要担心高压储气带来的危险。此外，二氧化碳是无毒、不易燃易爆的，本身具有很好的安全性。其次，由于压缩气体储能是机械装置，所以在正常维护的情况下，其寿命可达30-50年。第三，压缩空气储能是基于热力循环的物理过程，具有天然的优势，不仅在安全性方面表现出色，而且性能衰减较小。因此，压缩气体储能技术被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。中科院工程热物理所的陈海生研究员曾表示，压缩空气储能技术的应用对于实现国家双碳战略目标和自然环境改善具有重大的战略意义和巨大的市场需求。
压缩空气储能的能量爆发力相对较强，这一点值得特别提出。这种高能爆发性可以直接应用于一些有趣的场景。例如，对于大型船舶上使用的柴油发动机，压缩空气通常会被储存于压力罐中，通过特殊的启动阀直接作用于活塞，从而在喷射燃油之前转动曲轴。这种配置比使用相同规模的电动启动马达更加紧凑、经济实用，并且能够提供必要的高功率爆发，而不会对船舶的发电机和配电系统施加过高的负载。
压缩空气储能系统在未来需要进一步加强大规模示范和应用，以积累工程设计和建设经验，并发展完整成熟的产业链，以推动其建设和应用的进程。这样可以进一步加快压缩空气储能技术的发展和应用。
共享储能遍地开花
随着各种储能技术的迅猛发展，新型储能商业模式也在不断创新。随着新能源消纳和电网调峰压力的日益加剧，新型电力系统面临着巨大挑战。近年来，共享储能模式迅速崛起，其具备高效的调度运行、凸显的经济效益以及可持续的运营路径等优势，成为促进新能源储能高质量发展的重要途径。
据悉，“共享储能”这一概念最初由青海省在2018年提出。青海省将共享储能的充放电模式从每日“一充一放”调整为“多充多放”，以提高储能电站利用率并实现经济收益。此后，全国迅速跟进。根据不完全数据，截至2022年，全国已报备共享储能项目数量急剧增加。十个省市，包括陕西、山东、浙江、河北、四川成都、安徽、广西、湖南、青海和河南，陆续公布了216个新型储能示范项目，规模合计达22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享储能项目占到了38GWh。
共享储能模式的本质是引入第三方投资商，由其投资建设大型独立储能电站，除了满足自身需求外，也为其它新能源电站提供服务。在该模式下，电站可通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低新能源场站弃电量，并参与电力辅助服务市场。此外，共享储能模式可减轻业主的资本开支压力，无需承担储能电站建设成本，只需每年支付租赁费。而第三方投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，考虑到调峰辅助服务的收益，其经济性较好，收益可观。随着内蒙古、浙江等地相继发布指导意见，提出投资建设共享储能、研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，共享储能模式已经成为新能源发展的重要方向之一。此外，共享储能模式的发展也从另一个侧面推动了各种新型能源技术的发展。
目前，全国已经推行的共享储能商业模式，可以大致分为以下几类。首先，通过为新能源电站提供储能能力租赁服务，共享储能电站可以获取租赁收益，这也是大部分独立共享储能电站的主要收益来源。其次，一些省份（如青海）在面临新能源消纳形势严峻的情况下，通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，实现“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。第三，共享储能电站通过参与电力辅助服务，实现调峰、调频辅助服务费等的获取，这主要应用于山东、青海、甘肃等省份。最后，在电力现货试点省份，共享储能电站可以通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。
新型储能技术正处于从商业化初期向规模化发展的关键时期，产业体系正在逐步成熟。在这一时期，多种商业模式正在形成，除了共享储能，削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式也正在吸引各方主体积极参与储能的发展与建设。
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