【国家电投】新型储能技术创新及绿色实践（2023）_55页_9mb

新型储能技术创新及绿色实践总结

核心内容

新型储能技术是构建新型电力系统的重要基础保障，其发展对于提升电力系统灵活性、促进新能源消纳、提高电网稳定性具有重要意义。国家电投集团在储能技术研发、产业布局及应用实践方面处于领先地位，积极推动储能技术的创新与示范应用。

主要观点

• 全球与国内发展现状：截至2021年底，全球新型储能装机规模约210GW，其中锂离子电池占比超过90%。中国2022年底电力储能装机达59.4GW，其中新型储能装机达12.7GW，新增规模首次突破6GW。
• 政策支持：国家及地方出台多项政策支持新型储能发展，包括《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《“十四五”新型储能发展实施方案》等，推动储能技术在电力市场中的应用。
• 技术发展趋势：储能技术呈现多元化、智能化发展，重点包括电化学储能（如锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池）、物理储能（如压缩空气储能、抽水蓄能）、储热技术（如熔盐、相变、水储热）等。技术突破主要集中在材料创新、系统集成、智慧调控等方面。
• 应用场景：储能广泛应用于发电侧、电网侧、用户侧，包括调频、调峰、削峰填谷、电能质量提升、清洁供暖、综合能源系统等。
• 成本与经济性：长时储能中，抽水蓄能和压缩空气储能成本最低，锂离子电池在短时储能中具有经济优势。全生命周期度电成本（LCOE）是衡量储能经济性的关键指标。

关键信息

一、新型储能发展现状及趋势

• 全球情况：2021年全球新型储能累计装机超30GW，美国为全球最大市场，中国和欧洲紧随其后。
• 国内情况：2022年底，中国新型储能累计装机规模达12.7GW，新增装机规模达6.9GW/15.3GWh。
• 发展趋势：“十四五”期间，中国新型储能市场规模预计达48.5GW至79.5GW，26个省市明确新型储能目标，总规模接近67GW。
• 技术路线：涵盖电化学储能、物理储能、储热技术等，其中锂离子电池、钠电池、液流电池等成为主要发展方向。

二、产业实践与技术创新

• 国家电投集团布局：已建/在建储能项目超100项，总规模超3063MW/6500MWh，涵盖多种应用场景。
• 示范项目：
  • 共和基地：配套20MW储能电站，覆盖多种储能技术。
  • 大庆基地：6个厂家7种类型储能电池，推动技术验证。
  • 张家口项目：250kW/1.5MWh铁-铬液流电池储能系统，系统充放电切换时间≤200ms。
  • 陆良项目：智慧供暖与CASE技术结合，提升系统运行灵活性与经济性。
• 技术突破：
  • 压缩空气储能（CAES）：技术成熟，具备10-150MW系统集成能力，系统效率高。
  • 铁-铬液流电池：循环寿命长、安全性高，但存在离子交换膜成本高、电流密度低等问题。
  • 新型飞轮储能：具备高功率密度、快速响应等优势，适用于电网侧调频与用户侧微电网。
  • 储热技术：覆盖-30°C至1000°C温域，应用于清洁供暖、火电灵活性改造等场景。
• 户用储能：国外发展较快，尤其在高电价地区，国内尚处于起步阶段，面临电价低、政策不完善、标准缺失等问题，但具备良好的产业基础和市场潜力。

三、创新实践反馈与思考

• 运行反馈：
  • 技术层面：系统接入标准不统一、通讯实时性差、数据模型不完善、安全预警机制不健全。
  • 控制层面：控制策略缺乏灵活性、调用保障不足、复合控制策略缺失、协调控制难度大。
  • 设备层面：兼容性差、电池一致性差、辅助系统故障率高、数据采集通讯中断。
  • 运维层面：运维人员资质不足、运维规范不完善、厂家技术支撑不到位。
• 政策与商业模式：
  • 需要制定明确的电价政策、辅助服务补偿机制、共享储能盈利模式、户用储能聚合收益等。
  • 政策应支持储能技术发展，保障其在电力市场中的应用。
• 发展建议：
  • 提升储能系统设计与运维水平，推动技术标准体系建设。
  • 合理布局技术路线，把握新能源与灵活性资源发展趋势。
  • 加强技术研发与示范验证，推动储能项目管理体系化、规范化。

技术与成本对比

技术发展趋势

• 多元技术路线：电化学储能、物理储能、储热技术等并行发展。
• 智能化与数字化：依托大数据、人工智能、区块链等技术，推动储能系统智慧调控、需求侧响应、虚拟电厂等。
• 安全性与标准化：加强储能系统安全监测、电池健康评估、退役管理等技术研究，完善技术标准体系。
• 商业化应用：探索多元商业模式，如共享储能、V2G、户用储能聚合收益等，提升储能经济性与利用率。

结语

国家电投集团在新型储能技术的研发、示范及应用方面取得显著进展，推动储能技术在新型电力系统中的深度应用。未来需进一步加强技术攻关、政策支持与市场机制建设，以实现储能产业的高质量发展。