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电规总院院长杜忠明：当前国内新型储能利用情况差异较大
9月15日，在2023“一带一路“清洁能源发展论坛上，围绕新型储能及青海储能发展现状，电力规划总院院长杜忠明表示，当前的新型储能装机规模连年翻倍，技术呈现多样化趋势，但也存在利用情况差异过大的问题。
据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。电网侧储能日均充放电次数约0.4次，在电力市场运行较为成熟的山东、甘肃、宁夏等地则可达0.8次。
用户侧储能日均充放电次数约0.6次，在中东部地区峰谷套利具有盈利空间。
而就青海来看，电力刚性需求增长，新能源外送规模不断提升，但新能源消纳隐患尚存。预计2025年新型储能装机规模将达到600万千瓦/2小时以上，2030年新型储能装机将达到1200万千瓦/2小时以上。
以下为杜忠明院长的发言整理：
装机规模连年翻倍
总体来看，截至2023年上半年，全国新型储能装机超过1700万千瓦，较去年年底翻番。
从应用场景来看，目前的新型储能应用集中在源网侧，合计约占87%，其中以新能源配建和共享储能为主。
从地区来看，华北、西北、华中已投运新型储能装机约占全国80%，各地建设进度存在差异，部分地区虽然已投项目少，但是规划在建项目多。
技术呈现多元化趋势
目前，锂离子电池储能仍然占主导地位，约占已投产装机的96%。
多项技术加速规模化应用，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能项目陆续投产。
各类新技术也不断落地实施，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等技术开展工程应用，新型储能技术发展呈现多元化趋势。
利用情况差异较大
新型储能在不同应用场景下利用情况差异较大。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次，部分电站受收益模式和调度机制不明确、设备质量等原因影响。
电网侧储能日均充放电次数约0.4次，在电力市场运行较为成熟的山东、甘肃、宁夏等地可达0.8次。
用户侧储能日均充放电次数约0.6次，在中东部地区峰谷套利具有盈利空间。
各地陆续出台支持政策
近30个省（市、区）在新型储能规划、实施方案、专项政策或相关文件中提出新型储能发展目标，至2025年合计超过7000万千瓦。
多个地区推动新能源配建储能向共享储能形式转变，出台新能源租赁储能容量支持政策，容量租赁成为共享储能的主要收入。
此外，不同地区出台推动新型储能参与现货市场、电力辅助服务市场，给予容量补偿、按比例配置新能源指标等支持政策，扩大新型储能收益渠道。
全国储能需求分析
为实现2060“碳中和”目标，预计需求储能规模约14亿千瓦。目前我国抽水蓄能装机规模约为4500万千瓦，分布在中东部地区。
截至2023年6月底，全国在建和核准抽水蓄能装机1.3亿千万，其中约2100万千瓦布局在西北地区。
当前抽蓄发展热度仍然较高，预计到2023年全国抽水蓄能装机规模将超过1.8亿千瓦。
主要技术路线分析
锂离子电池
锂离子电池储能是最为成熟的新型储能技术，具有能量密度高、充放电效率高、响应速度快等特点。
电芯容量正在从280Ah向320Ah及更大容量迭代，单站最大规模超过200MW，并在进一步提高。
锂离子电池成本上受上游资源价格波动影响较大，电池安全运行风险尚未完全解决。
钠离子电池
钠离子电池原理和技术特点与锂离子电池相似，且低温应用性能较好。
全球首个1MWh项目在我国已投运，有多个10MW级别项目在开展前期工作。
目前，钠离子电池技术仍在快速发展，材料体系尚未完全固定，成本相对锂离子电池较高，循环寿命等关键指标需要突破。
液流电池
液流电池安全性高，功率和能量可以解耦，适用于4-10小时的储能应用。
我国已建成100MW级全钒液流电池示范工程，全铁、锌溴、铁铬液流电池等技术在开展示范。
目前，液流电池成本相对较高，其中电解液约占总成本一半，降本存在一定难度，运行中电解液渗漏问题仍需解决，系统效率有待提高。
压缩空气储能
压缩空气储能寿命长、安全性高、可提供转动惯性，储能时长在4小时以上。
国内陆续开展了10MW-300MW级的示范项目，随着多个工程实施，各主机设备造价持续降低。
压缩空气储能中，盐穴和人工硐室等地下工程的不确定性大、施工难度高，且存在一定气密性问题，系统整体储能效率仍需进一步提高。
飞轮储能
飞轮储能功率密度高、响应速度快，适合短时高频次储能应用，在一次调频和惯量支撑等场景中具有应用潜力。
飞轮储能单体规模一般在100-1000KW，正在向2-4MW规模研发，系统规模达到10MW级。
飞轮储能成本相对较高，需要结合电力系统多种场景拓展混合储能应用。
重力储能
重力储能具有寿命长、布置灵活等特点，储能时长一般在4小时以上，可基于构筑物、斜坡、竖井建设。
国内已开工建设100MWh级的构筑物式重力储能工程，正在推进斜坡式和竖井式重力储能项目。
重力储能成本仍然较高，其重力块调度控制复杂，对建筑结构要求较高，运行稳定性需要通过示范进行验证。
新型储能技术综合比较
新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快。
从效率上看，新型储能均接近或高于抽水蓄能；从经济性上看，锂离子电池、压缩空气储能成本正在快速下降，逐步向抽水蓄能接近。
新型储能和抽水蓄能可充分互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。
青海电力发展现状
电力刚性需求增长
“十四五”前两年，以单晶硅、多晶硅为代表的清洁能源产业链推动青海用电刚性增长。2022年，青海全社会用电量922亿千瓦时，其中钢铁、有色、化工、建材等四大高耗能产业用电占比75%。
支撑电源以水电为主
电源装机结构持续优化，支撑电源以水电为主。
“十三五”期间，青海新能源装机规模增长3倍，2018年新能源装机超过水电，成为第一大电源。截至2022年底，全省电源总装机4468万千瓦，新能源装机占比超过60%；水电装机1261万千瓦，占常规电源的76%，为省内主要支撑电源。
电网调节能力不断增强
电网结构进一步加强，电网调节能力不断增强。
省内电网方面，省内中西部“8”字型以及东部“日”字型750千伏骨干网架已初步形成。
省际通道方面，与西北主网750千伏联络通道增加至7回，省际互济能力超过900万千瓦。
跨区通道方面，青豫直流送电能力稳步提升，2022年达到600万千瓦。
新能源外送规模
青海省电力外送展望，2022年，青海仅有1条在运特高压直流外送通道，新能源外送规模500万千瓦。“十四五”及中长期，青海将在海南州建设1条特高压外送通道，在海西州新建4条特高压外送通道，新能源外送规模将超过9000万千瓦。
发展仍存隐患
支撑电源不足，电力保供压力大。受支撑电源装机不足、水电季节性出力不均衡影响，电力系统“夏丰冬枯，日盈夜亏”特征明显，省内电力供应保障极度依赖省间互济调节能力。
系统调节能力有限，新能源消纳存在隐患。青海现有水电站中77%为西北电网直调机组，较难兼顾青海电网调峰需求；煤电机组最小出力偏高，灵活性不足。受系统调节能力不足影响，2022年青海新能源利用率为91.7%，低于西北区域平均水平。
新型储能发展规模展望
新型储能通过弃电高峰时段充电，在其他时段放电支撑夜间负荷来消纳新能源。
枯水期，受中午集中弃电影响，新型储能最多可执行“一冲一放”工作模式；丰水期，因水电大发储能缺乏放电位置，新型储能充放电次数受限，影响储能经济性。
随着新能源大规模发展，新型储能需求将急剧扩大，但新型储能消纳新能源的边际效应加速递减。
综合考虑全社会电价可承受能力，预计2025年青海新型储能装机规模将达到600万千瓦/2小时以上，2030年新型储能装机将达到1200万千瓦/2小时以上。
