储能的关键是效率吗?安全性和适用场景

储能的关键是效率吗？安全性和适用场景。

01可再生能源装机和火电装机也在增长，长期储能迫在眉睫

十四五期间，我国能源结构发电侧转型迅速，电网侧压力较大。一方面，可再生能源已迅速发展成为主流发电来源。根据国家能源局的数据，2022年底，我国可再生能源总装机容量首次超过火电。另一方面，电网调度能力受到挑战。可再生能源发电“靠天吃饭”，不仅发电时间远短于火电，而且发电高峰与下游用电高峰错位，传统的电网调度能力难以满足需求。据国家能源局称，2022年底，我国电力消费可再生电力不足30%。

近年来，为了缓解发电结构转型给电网带来的压力，中国的火电装机没有下降，而是增加了。为了弥补可再生能源发电的差距，各地都需要 根据国家统计局的数据，2017年至2022年，我国火电装机总量和发电量持续增长，2022年火电发电量同比增长约2.7%。

在这种情况下，没有火电的企业在获得风电和光伏项目开发指标时会非常被动。在2018年国家发改委发布的《清洁能源消费行动计划(2018-2020年)》中，各地火电灵活性改造规模首次与新能源总规模挂钩。相应地，为了保证可再生能源的利用率，一些地区在分配可再生能源开发指标时，会与企业的调峰能力捆绑在一起，倾向于拥有“火电调峰”资源的企业。例如，国家能源集团不仅是中国最大的火力发电企业，也是中国最大的累计风景装机企业之一。

配储已成为“解绑”火电调峰方案，各地长期储能政策即将出台。在2022年发改委等部门发布的《十四五可再生能源发展规划》中，提出明确新型储能的独立市场主体地位。在地方层面，新能源开发“强制配储”政策并不少见，并有长期储能发展的趋势。特别是在甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽等省的配储政策中，明确要求电源侧配储调峰时间超过4小时。

02效率是储能的关键吗？安全性和适用场景是

氢储能模式从电到氢再到电一直受到批评，但其发展前景应综合考虑储能行业的发展阶段和需求，以及其可行性和适用性。

储能并网运行的前提是安全可靠，相关政策也开始聚焦储能安全。目前，主流锂电池储能在中低容量储能场景下具有突出的优势，但锂电池储能技术相对复杂，电堆加工工艺的安全要求较高。在国家能源局发布的《防止电力生产事故25项重点要求(2022年版)》(征求意见稿)中，提出禁止大中型储能电站使用三元锂，说明政府比技术和效率更注重安全。

氢的物理和化学性质决定了氢储能的高安全性。首先，氢质量轻，泄漏后向上扩散快，不易产生爆炸性雾；氢点燃后火焰向上，影响范围小。其次，氢燃烧后的产品是水，无污染。此外，氢在化工领域有着长期的应用基础，形成了相对完善的安全管理方案和标准体系。

中国储能技术的发展是多路线并行的，最终的技术应用取决于新电力系统中多样化的储能应用场景。如抽水蓄能，储能容量大，效率高，在电网侧削峰填谷方面具有突出优势。但一方面，抽水蓄能只适用于水资源相对丰富的东部地区。另一方面，规模和地点不够灵活。锂电池和氢储能仍需在发电侧和用户侧进行补充。

对于氢储能，其技术路径丰富多样，可实现多场景的灵活应用。如果可以用固态储氢制造储氢模块，用于家庭储能；采用管道输氢，实现西北偏远地区、海上风电等低成本电力输送；液氢、醇氨储氢、盐穴储氢等。用于氢储能电站的大规模跨季节储能。

储能的本质是通过储存能量或以不同的方式储存能量来减少损失，这将带来一定的效率损失。对于氢储能来说，从电到氢再到电，能量损失约为60%，如果采用热电联供，总能量损失可降至35%左右。从主流储能效率来看，锂电池储能电能损失在10%以下，但在长期保存下存在自放电和容量上限减少的问题；其他可长期储能的机械储能，如抽水储能，一般能量损失在25%以上。

效率是影响综合能源消耗成本的关键。对于发电站的储能配置，储能植根于整个项目，更像是辅助作用。

一方面，由于其可以实现大规模存储的特点，有助于“弃电”无法上网和使用、利用“指标”，让大多数发电企业从捆绑火电的路径中解放出来。

二是其综合成本与发电成本挂钩。随着风电、光伏等技术成本的快速下降，新疆内蒙古的光伏和风电成本接近0.1元/元kwh，考虑到能量转化损失，储能部分的发电成本不足0.2元/元kwh，但它带来了更多的发电利用。

氢储能的成本和收入受应用场景、商业模式、并网使用、可再生能源及并网电价、区域用电消耗等多维因素的影响。在不同的考虑下，成本是不同的。有关更多细节和计算，请咨询能源场景研究。

03国内氢储能已进入示范阶段，政策、技术和模式仍需探索

目前，我国至少已建成3个氢储能示范项目。其中两个成功并网发电，一个是安徽省六安国家电网建设的MW级氢储能项目，2022年投入运营；一个是广州和昆明南方电网的固态储氢并网发电项目，2023年投入运营。此外，克拉玛依一个氢储能调峰电站项目于2023年9月开工，规划2024年建成，建成后可能成为中国最大的氢储能项目。

总体而言，我国氢储能仍处于小规模科研示范项目阶段。六安项目和南方电网项目在氢储能技术和商业模式方面取得了初步验证和突破，但仍存在一些问题需要解决：

首先，总体政策仍处于发展规划阶段。国家发展和改革委员会发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中提到了“风光发电”的培育 氢储能一体化应用新模式也是广东、山东等省级氢储能发展规划的标准配置，但没有具体的补贴规则等政策。

二是技术上大规模储氢、发电方案等还有待验证。目前，国内氢储能技术链已初步开放。例如，南方电网项目采用固态氢储存200立方氢，可持续稳定输出12小时，供电1200度。但当储能规模达到商业化100兆瓦级时，电解槽达到数十个，储氢容量需求达到10万立方米，燃料电池发电系统达到100兆瓦，如何灵活调度电解槽和燃料电池容量，能否安全实现氢耦合，国内外没有参考案例。

三是商业模式定位不明确。氢储能的商业模式比较灵活丰富，比如六安兆瓦级氢储能项目，生产的氢气既用于加氢站，也用于并网调峰。但灵活的模式也意味着平衡和选择不同的应用和技术方向。如果首先确保加氢站日供应相对稳定，或准备及时响应并网峰值调整的突然调度需求；选择配备大型储氢罐或柔性制氢发电系统。归根结底，问题的核心是探索最经济的模式方案。

资料来源：能景研究

作者：南枝