新型储能，大型“充电宝”怎么建？

　　用电低谷时，利用电能将空气压缩到盐穴中；用电高峰时，再释放空气推动空气透平发电。在江苏金坛，地下千米的盐穴化身大型“充电宝”，一个储能周期可存储电量30万千瓦时，相当于6万居民一天的用电量。

　　这种压缩空气储能是新型储能“家族”中的一员。日前，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

　　既能平滑不稳定的风电光伏，也能配合常规火电参与电力系统调峰调频

　　通常来说，新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。

　　高质量规模化发展新型储是当前新能源开发规模快速增加、负荷峰谷差持续拉大背景下，提升电力系统调节能力、保障电力系统安全运行的必然需求。

　　风电、光伏都是“看天吃饭”，其发电具有波动性、间歇性，“极热无风”“极寒无光”。

　　储能的作用可以通俗理解为“充电宝”， 风光大发时或者用电低谷时充电，风光出力小或者用电高峰时放电。既能平滑不稳定的光伏发电和风电，提高可再生能源占比，也能配合常规火电、核电等电源，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。

　　建设周期短，选址简单灵活，调节能力强

　　“新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。”国家能源局有关负责人介绍。

　　看建设周期，抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能建设周期3至6个月，新型压缩空气建设周期一般为1.5至2年。

　　看选址和应用场景，“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。”国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌介绍。

　　再看调节能力，新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应。

　　国家能源局有关负责人介绍，“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年年底新型储能累计装机超过400万千瓦。

　　鼓励不同技术路线，“高安全、低成本、可持续”是共同目标

　　《实施方案》提出“市场主导、有序发展”的基本原则，明确新型储能独立市场地位，并提出充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。中科院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀认为，这是文件亮点之一，“过去，新型储能更多是作为火电厂的一部分辅助参与调频，明确独立市场地位后，未来结合电价政策的出台，新型储能可以独立参与并网调度、交易结算等，有利于加快新型储能的市场化步伐。”

　　新型储能优势颇多、迎来发展机遇，但在业内看来，未来规模化、产业化、市场化发展，至少有安全和成本“两道坎”要跨过。

　　“目前锂电储能系统还没有达到本质安全的目标，管控不当的话有燃烧爆炸风险。”陈永翀认为，未来需要发展本质安全技术，即在电池热失控之前就要做到内部安全可控，不能依赖热失控后的外部消防措施。黄碧斌认为，新型储能模块、电池柜等方面的安全标准、安全风险评估流程尚需完善和规范。

　　对此，《实施方案》提出，加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。

　　成本方面，以目前占据主流的电化学储能为例，黄碧斌介绍，按照现在普遍的成本计算，即使日均两充两放，全寿命周期单次充放度电成本超过0.5元/千瓦时。他建议，面向电力系统应用场景需求，加快推动长寿命、低成本、高安全、高效率的先进电化学储能材料，以及大容量、长时间的新型储能技术研发。

　　国家能源局有关负责人介绍，《实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线“百花齐放”，同时兼顾创新资源的优化配置，“此外，还要坚持示范先行的原则，避免‘一刀切’上规模，积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范，通过示范应用带动技术进步和产业升级。”

　　（原载3月28日《人民日报》2版）