中国科学院储能专家陈海生：中国总体储能技术处于全球第一梯队

作为2024中关村论坛年会平行论坛之一，碳达峰碳中和科技论坛4月26日举行。中国科学院工程热物理研究所所长、研究员陈海生在分享中国储能技术与产业最新进展时表示，中国总体储能技术处于全球第一梯队。

储能是能源革命的关键支撑技术

储能和氢能是衔接新能源和传统能源的纽带，是解决可再生能源大规模高比例消纳、保障供能安全可靠的重要技术，对推动能源绿色转型、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。本届论坛邀请了国内外著名专家学者，围绕“储能与氢能”开展深入交流，探寻储能和氢能技术在双碳战略背景下的众多应用前景和最优技术路径。

陈海生说，二氧化碳减排需要减少化石能源的使用，增加可再生能源的使用，但太阳能、风能等可再生能源存在间歇性、不稳定性和周期性，其发电功率和发电量是不可控的，解决这个问题主要靠储能。通俗地讲，储能就是将能量用某种形式或设备存储起来，需要时再释放的过程，解决能量在时间、空间和强度上不匹配的问题。比如下半夜用电量少，电价便宜，通过储能将下半夜的风电存储起来，在白天将其转换成可控的电能，在用电高峰时以高价卖出。在此过程中，虽然能量的数量没有增加，但能量的质量和价值都提升了。

电力系统现在包括源、网、荷三个主体，未来将形成源、网、荷、储的新型电力运行模式。储能被称为能源革命的支撑技术，将占到电力系统经济体量的10%至15%，是未来万亿级的战略新兴产业，是新的增长点。

据他介绍，传统储能主要指抽水蓄能，2017年前占整个储能装机的99%以上，其技术非常成熟、成本低、应用广泛。但选址受自然资源条件的限制，因为抽水蓄能需要建设两个水库和水坝，两个水库距离不能超过10千米，山的落差要达几百米。另外，其建设周期非常长，长达7至10年。因此，需要发展新型储能技术满足可再生能源大规模发展的需求。

新型储能成本年均下降10%至15%

2024年，新型储能被首次写入政府工作报告。陈海生称，抽水蓄能之外的储能技术被称为新型储能，过去3年正以每年翻一番的速度快速增长。新型储能有两类，一类是化学储能，包括锂电池、钠电池、液流电池、铅蓄电池等；一类是物理储能，包括压缩空气储能、储冷储热、飞轮储能等。

新型储能的优势包括：建设周期短，一般6至24个月可以建成；选址比较灵活；调节能力也比较强。缺点是技术不够成熟，没有大规模应用。他举例说，压缩空气储能接近抽水蓄能的特性，其规模比较大，单机可以做到100兆瓦至300兆瓦；使用寿命较长，可达40年至50年；储能周期不受限制，成本比较低，且安全性较好。但目前压缩空气储能技术还没有完全成熟，正处在从示范到产业化的过程当中。

由于技术进步和规模提升，过去5至7年，新型储能成本下降速度较快，平均每年单位成本下降10%至15%。

新型电力系统构建亟须长时储能技术

陈海生说，2023年，中国储能经历了高速发展的一年。各类储能技术快速发展，锂电、压缩空气、液流电池等储能技术已达世界领先水平；储能市场保持高速增长，新型储能装机规模创新高，全年新增装机达21.5GW，约为2022年的三倍；储能政策持续向好，国家发改委、能源局、各省市密集出台政策，加大支持力度，新型储能的战略地位愈加清晰；储能产业竞争加剧，资源向储能集聚，带来投资扩张、产能增加，同时行业竞争加剧，企业压力加大；资本市场有所调整，一方面资本持续投入，推动产能扩张，另一方面下半年融资有所降温。

去年，新增新型储能市场中，中、美、欧继续主导，合计占全球市场的88%。中国已投运电力储能累计86.5GW，同比增长45%；抽水储能累计装机51.3GW，同比增长11%，占比首次低于60%，新型储能占比同比增长18.2个百分点。

新型电力系统构建亟须长时储能技术，实现大规模可再生能源消纳。在预测中国新型储能装机规模时，陈海生认为，今年中国仍将是技术研发最活跃的国家，新增市场规模将达到30GW至40GW，国内企业会加速出海布局，储能市场化交易进程加快。