进入“十四五”发展新阶段，经济社会发展对能源安全、高效、清洁利用提出了新要求。为实现“2030碳达峰，2060碳中和”的发展目标，可再生能源的应用规模与比例势必大幅提升，由于风电、光伏等可再生能源发电具有间歇性、波动性和随机性的特点，无法像传统化石能源发电随时稳定输出。而且我国新能源装机存在布局不平衡、与电力负荷呈逆向分布的问题，大规模新能源接入电力系统会造成消纳能力不足、弃风弃光现象频发。

储能作为一项新兴的电力技术，能够实现发用电在时空上的解耦，缓解电力需求供给不匹配所导致的种种问题，增加电力调配的弹性、改善电力质量、提升电压稳定性与安全性。我市将在“十四五”大力发展“风光氢储车”产业集群，加快储能产业发展，实现规模储能技术与可再生能源发电的结合应用，是推动打造清洁能源输出基地的重要支撑，是构建未来以新能源为主体的新型电力系统的重要手段，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，也是智能电网、“互联网+”智慧能源的重要组成部分。

一、当前储能技术发展概况与分类

储能技术简而言之就是将多余的能量储存，并在有需求时释放能量的技术。以下对典型储能技术在响应速度，能量密度、效率、成本和适用场景等多方面进行了归纳总结，根据储能技术的原理及存储形式差异可将储能系统分为以下几类。

（1）电气式储能：包括电容器、超级电容和超导磁储能等。

（2）机械式储能：包括飞轮储能、抽水蓄能和压缩空气储能等。

（3）化学式储能：其中可细分为电化学储能、化学储能以及热化学储能等。电化学储能包括铅酸、镍氢、锂离子等常规电池和锌溴、全钒氧化还原液流电池；化学储能包括燃料电池和金属空气电池；热化学储能则包括太阳能储氢以及利用太阳能解离-重组氨气或甲烷等。

（4）热能式储能：包括含水层储能系统、液态空气储能以及显热储能与潜热储能等高温储能。

上述分类法仅是对典型储能技术的大致划分，并非绝对准确，现对常规使用量广泛的几种储能技术进行介绍。


（一）抽水蓄能当前占比最大

根据美国能源部全球储能数据库所公布的2020年统计资料，全球各类储能技术总装机容量约192GW，其中抽水蓄能占总装机容量的95%。2020年，我国各类储能技术总装机容量约32GW，其中抽水蓄能占总装机容量的99%。抽水蓄能是我国乃至全球目前应用最广、技术最为成熟的大规模储能技术，具有容量大、功率大、成本低、效率高等优点。从当前部属规模和国家发展规划看，抽水蓄能在所有储能项目中占比最高。国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出“到2025年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上”，预计“十四五”末期抽水蓄能装机规模较“十三五”至少增长74.2%。

抽水蓄能项目一般装机规模通常在100万千瓦级，远大于普通的电化学储能项目，是电网进行大规模调峰首要技术选择。抽水蓄能系统的循环效率为75%-85%，预期使用年限约为40-60年，抽水蓄能度电成本在当前各类典型储能技术中最低，实际情况取决于各抽水蓄能电站的规模与设计情况。抽水蓄能项目工程建设资金投入大、项目选址制约因素多、建设周期长，我市暂时没有抽水蓄能的建设规划。

（二）压缩空气储能是备选项

压缩空气储能是一种基于燃气轮发展而产生的储能技术，以压缩空气的方式储存能量。主要利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。目前有两座大规模压缩空气储能电站投入商业运行，分别位于美国和德国。它的优势在于，既可以利用岩石洞穴、枯竭油气田作为气库，也可以用金属高压容器作为储气装置。从建设运营成本看，它与抽水蓄能电站度电成本非常接近；建设周期又明显短于抽蓄电站。

从装机规模看，国内项目已经达到10万千瓦装机规模，2021年10月中科院工程热物理研究所在河北张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目完成设备安装，装机规模10万千瓦/40万千瓦时，设计效率70%；江苏建设了首座先进绝热压缩空气储能电站——金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目，一期6万千瓦于2021年10月正式并网发电，其远期规划100万千瓦，储能效率约为60%。目前压缩空气储能技术在我国还处于应用示范阶段，其运行效率、运营成本、系统稳定性等还有待实践验证。不过鄂尔多斯市有废弃矿井、废弃天然气气田等潜在建设条件，可以适时将压缩空气项目纳入大规模储能考虑范围。

（三）电化学储能高速增长

电化学储能包含多种储能技术，如锂离子电池、铅酸电池、金属空气电池等二次电池储能，以及液流电池、超级电容等。锂离子电池在电子产品与电动汽车领域已有较多应用，循环寿命约为10000次，特定情况下库伦效率可接近100%，储能电池一般用于通信基站、电网、微电网等。铅酸电池历史最久，工艺成熟成本较低，能源转换效率为60%-95%，适合改善电能质量和不间断电源灯应用，缺点是不环保且循环寿命低，仅500-2500次。超级电容的优点是充放电速度快、功率密度高、循环使用寿命长等，目前技术处于探索阶段。

根据国家发展改革委员会和国家能源局国家发改委和国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，到2025年“新型储能装机规模达3000万千瓦以上”要求估算，电化学储能规模在2025年将较2020年至少增长9倍。从装机规模看，电化学储能项目一般在10万千瓦以下。目前电化学储能项目度电成本在1.255元/千瓦时，高于抽蓄和压缩空气储能。虽然系统价格更高，但电化学储能具备更大的灵活性和更多的功能性。由于具备毫秒级响应能力，还能够达成电网调频等辅助服务，提升电网事故应急响应能力。

根据规划鄂尔多斯“十四五”新增新能源发电装机4300万千瓦，配套外送能力2400万千瓦，剩余电量需本地消纳。根据鄂尔多斯现有条件看，电化学储能项目最可能出现在电源侧，作为风、光电等新能源电站的配套项目；也可以作为调峰火电厂的配套项目，储能的加入能显著改善火电机组调峰能力，缓解深度调峰压力。另一方面，电化学储能处于大规模应用初期，储能电池性能指标模糊、储能火灾消防还欠缺研究和技术支撑，电化学储能电站的稳定性和安全性还存在很多关键问题亟待解决。

（四）氢储能最具潜力

前述三类储能技术，仅限于电力峰谷调节，而氢能在众多储能技术中是少有的具备跨季节储能潜力的技术。氢气是清洁燃料且燃烧值高，单位质量热值是天然气的2.6倍、汽油的3.1倍、煤炭的4倍，储量丰富、来源多样，被誉为21世纪的“终极能源”，但氢能利用面临着制、储、运、注、用全环节都需要技术突破和降低成本。氢气较为成熟的三种制备技术是化石资源重整制氢、工业尾气副产氢和电解水制氢。目前，传统能源的化学重整是主流的制氢工艺，全球约48%氢气来自天然气重整、30%来自醇类重整，18%来自焦炉煤气，4%左右来源于电解水。国际能源属公布，灰氢价格约为11.9元人民币/公斤，蓝氢价格略高于灰氢价格，为16元人民币/公斤；绿氢最贵，达到27.78-39.68元人民币/公斤。在中国上述价格还要高得多。氢能利用还需要仰赖技术进步、规模化和集成化生产，以及政府补贴、碳税征收等政策扶持。

根据规划鄂尔多斯“十四五”规划，到2025年，我市力争风光氢储一体化项目配套可再生能源装机规模超过1600万千瓦，形成绿氢制取规模40万吨/年，化工副产氢规模不低于2万吨/年。建成加氢站90座以上，氢燃料电池重卡运营达到5000辆，进一步降低绿氢成本是我市实现绿氢大面积推广的重点。

二、鄂尔多斯发展储能产业的迫切性和规划远景

（一）储能发展迫在眉睫

在库新能源发电企业弃风、弃光现象频发。2021年，我市可再生能源装机达413.8万千瓦，占电力总装机14%，通过调研发现，由于风、光企业投产落地速度远远大于电网等其他配套设施的发展速度，受多种因素影响电网建设相对滞后，向外输送电量的渠道打通不力，且本地无法大规模消纳绿电，企业弃风、弃光现象较为严重。我市18家规模以上新能源发电企业弃风、弃光率在20%左右，限电导致企业得不到全容量并网发电指标，直接影响企业经济效益提升，而且造成巨大的资源浪费。由于光伏和风电发电稳定性较差，峰谷电差对电网造成负荷冲击较大，且要为用户提供稳定的电力需另行匹配建设稳定电源用于调谷平峰，所以，电网企业接入新能源电力的积极性不高。

火力发电企业参与电力调峰存在诸多困难。新能源发电输出的波动性和间歇性对电网稳定运行影响严重，火电厂需要频繁参与深度调峰来保证电网运行安全。2022年，对全市35家规模以上火力发电企业进行调查，其中19户企业配合开展过深度调峰，但仅有5户企业享受到深度调峰优惠政策，而且优惠政策难以抵消调峰带来的消极影响。电厂参与调峰因低负荷生产，火力发电煤耗将平均上升7克左右，会导致厂用电率增加，效率下降单位能耗增加，增加火电企业完成能耗双控目标任务的难度。而且单耗上升导致度电成本增加，再加上煤价上涨，严重影响火电企业经济效益甚至导致大规模亏损。参与调峰机组在非经济区运行，负荷波动大导致机组寿命降低，长时间低负荷运行也会导致锅炉尾部设备腐蚀老化，存在较大的安全隐患。而且热电联产机组首先要保证民生供热的需求，在供暖期主要保障供暖参与调峰能力大幅下降。由上可见我市通过火电调峰、电网互联与电量外送等手段所增加的新能源消纳电量空间已经不足以匹配新能源的增长速度，迫切需要加快新型储能技术应用，彻底解决弃风弃光、调峰调频等问题，推动我市新能源发电实现大规模消纳。

（二）储能产业正在起步

截止目前，鄂尔多斯市还没有正式运行的储能项目。根据“十四五”规划，到2025年，我市可再生能源装机力争达到5000万千瓦，可再生能源电力消纳占比力争达到35%以上，储能电站装机容量力争达到新能源装机容量10%以上。我市在推动源网荷储一体化和多能互补项目中按照国家、自治区相关要求配置储能设施，推进杭锦旗过三梁变电站近区的300MW级压缩空气储能和库布其变电站近区300MW级电化学储能电站等共享储能试点项目前期工作，开展杭锦旗、达拉特旗、伊金霍洛旗等一批电源侧市场化共享储能电站的研究论证工作。

同时打造“液态阳光产业示范基地”，延伸绿色化工产业链，以乌审旗绿氢制甲醇项目为示范，采用风光发电—电解水制氢—二氧化碳捕集的方式发展绿氢制甲醇项目。到2025年，全市将建成加氢站90座以上，氢燃料电池重卡运营达到5000辆。鄂尔多斯市积极推进“风光氢储车”全产业链发展，引进落地远景、协鑫等头部企业项目，奇瑞新能源矿卡和上汽红岩、美锦国鸿氢能重卡下线投产，标志着以“绿氢”为引领的氢能产业集群化发展正在展开。鄂尔多斯将壮大绿氢经济，打造全国氢能生产应用示范基地。

三、鄂尔多斯储能产业规模化发展面临的挑战

（一）电网中储能作用较难量化

储能可以减少系统峰谷差，节约峰荷机组的燃料费用和启停费用；同时具备放电能力，可起容量支撑作用，部分替代对发电机组的投资；电化学储能具有响应快速的特性，可提供调频、备用、调压等多种辅助服务，通过积极响应而增强电网安全性和提升电能质量，通过充放电减少线路尖峰潮流而延缓输电投资，这实际上能起到输电资产的作用。氢能燃烧热值高可储存、可再生、零污染、零碳排等优点等优点，目前国内氢能的存储方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢和储氢材料储氢，而储氢材料储运还处于示范阶段。而且国内的加氢站设备技术标准有所欠缺，压缩机、储氢装置等关键设备仍然依靠进口，加氢站建设成本居高不下。此外，加氢站建设还面临缺乏审批标准体系、管理标准等政策难题。

因为储能项目在不同领域发挥不同作用，构建合理的储能市场结算机制，给予储能项目公平合理的回报不仅是我市也是我国乃至全球各国都面临的一项挑战。储能发展较快的美国、英国和澳大利亚等国根据国情确定了各不相同的政策体系和市场机制，但并没有形成较统一的评估结算方法。目前，国家发改委发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》、国家能源局出台了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿市场机制试点工作的通知》等文件，但尚未出台统一的评估结算标准。在国家层面的政策上也仅对抽水蓄能项目提出“可从输配电价中回收部分成本”，对电化学储能等新型储能更多的还是“研究建立”和“研究探索”市场机制等提法。

（二）储能身份还未完全落实商业模式尚在摸索中

尽管目前我国陆续出台了储能参与调峰、调频等电力辅助服务的相关政策，并允许储能以独立身份参与市场，然而受政策制约。国家发改委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确了电网企业承担消纳主体责任的基础上，企业自建或购买调峰能力增加并网规模的具体方式。目前国内储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行，独立储能项目较少。规则上允许进入但实际操作存在交易平台难以支撑，进入市场后与其他参与主体的差别化“待遇”，仍旧是储能参与辅助服务市场面临的最大问题。

与高涨的储能项目建设热情相对的是储能商业模式的缺乏，有效的储能盈利方式暂未系统形成。从商业应用模式看，我国比较成熟的商业模式大致分为四类：分布式储能、辅助调频服务、大规模新能源配套大型储能系统、峰谷电价差套利模式。分布式储能是比较普遍的商业模式。大规模储能系统在新能源并网、智能电网、微电网、无电地区供电工程等不同应用场景下，展露出巨大的发展潜力。辅助调频服务主要是辅助火电厂调频，通过获得电网奖励和降低罚款获得收益。共享储能的商业模式已在微电网就地消纳、社区储能服务、新能源调峰等应用场景进行实践，现阶段处于前期研究与工程试点阶段，缺乏统一的评价指标体系。

（三）专业人才紧缺项目安全面临挑战

我市在地理区位上距离人口密集的一线城市和有储能产业发展基础的城市较远，一方面受储能源产业先发地区辐射影响较弱，另一方面在引进人才及企业方面吸引力度不足。多年以来，我市在煤炭、化工等领域聚集了较多的专业技术人才，储能属于起步阶段，不仅是我市，全国乃至世界都存在人才匮乏、技术储备少、配套基础设施不完善、公众认知不足等问题。

近年来新型储能项目中电化学储能电站起火爆炸事故频发，危及人民群众生命和财产安全，引发社会各界普遍担忧，制约了新型储能的大规模发展。2021年4月16日，北京大红门储能电站发生爆炸事故引起广泛关注，据不完全统计，截止2021年8月全球共发生30余起锂离子储能电站燃爆事故。电化学储能面临着电池本体自身安全禀赋差，安全标准、认证制度不完备，管理系统监测、预警功能不足和专业消防体系薄弱等方面的诸多问题。我市规划建设库布其电化学储能电站项目，要在布局中做好相关安全设置的配备，但国家目前尚未有明确的安全标准，给我市电化学储能项目建设增加了新的难点。

四、总结建议

在“双碳”目标明确提出后，减碳就成了一个不可回避的话题，这也让作为煤炭大市的鄂尔多斯开始思考新的发展路径，以“双碳”目标倒逼转型，“风光氢储车”产业集群建设已经扬帆起航。“十四五”我市的储能产业发展将步入快车道，充满机遇和挑战。综合当前储能技术发展现状和鄂尔多斯实际情况，有以下几点建议：

（一）就近布局优先绿电尽快推进储能标准化进程

布局可再生能源就近接入、就地消纳示范项目，优先在工业负荷大、新能源条件好的工业园区，实施工业园区可再生能源替代、源网荷储“一体化”等绿色供电工业园区建设。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，根据实际情况制定高耗能企业消费绿电最低占比。并且在新能源消纳侧持续发力，以降低能耗、提高效益、增加收入、增强发展能力为目标，实施绿电进园区、绿电进矿区、绿电进农村牧区，全面构建低碳、零碳产业园。发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统。

在布局好绿电就近接入的同时要积极推进储能标准化进程，当前储能在我国乃至世界都处于起步阶段，推进标准化进程是一个摸着石头过河的过程。我市要积极推动市内相关企业积极参与国家国际标准制定，鼓励在储能工程示范项目中开展标准应用、验证、研制，将成功的工程应用经验转化为标准。依托我市全球首个零碳产业园区，开展储能标准化试点示范，促进企业运用标准化方式组织储能工程应用，发挥标准化对储能产业的支撑和引领作用。

（二）尽快完善储能价格机制鼓励投资主体多元化

建立完善电力辅助服务价格机制和峰谷分时交易机制，推动实施峰谷电价和储能电价政策，并合理拉大峰谷价差，引导用户合理用电并参与调峰，为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间，推动储能电站以独立主体或与新能源等发电主体联合参与市场交易。对于储能电价，政府主管部门应对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定单独的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。并且建立储能项目管理、运行和合理补偿机制，完善调度和运行机制，推动分布式发电与用户就近直接交易，尽快落实火电厂参与深度调峰优惠政策，鼓励火电机组和采暖供热机组参与辅助服务市场交易，构建火储联合模式。

完善价格机制的同时要理顺投资回报机制，降低储能项目的投资成本和风险，提高储能项目参与电力市场服务的便利性，鼓励发电企业、电网公司、用户端、第三方独立储能企业等有条件的投资方投资建设和运营储能设施。亟需构建能够全面评价新能源消纳场景中共享储能发展与运营状况的综合评价指标体系，为共享储能项目的投资建设、市场运营规则的修订与优化、激励与考核机制的调节提供平台。大规模共享储能将会有两个发展方向，一是将更多的分散式储能纳入共享范围，包括移动储能车、电动汽车等；二是基于共享储能云，结合用户用能数据、气象数据等实现更多应用。相关部门要做好正面引导、维护共享储能市场秩序，鼓励有资质企业有序进入。

（三）吸引人才合理引导稳妥推进

拓宽市重点产业紧缺人才目录，将与储能行业相关的专业人才列为“非常紧缺”人才，增加招聘和培训费用补贴，进一步降低企业人才引进及培养成本。建立健全领导机制和工作机制，建立储能产业发展专家委员会，完善专家咨询和指导制度，加强调查研究、论证评估和决策支持。同时加强与高校科研院所合作，建议联合北大、西安交大等高校加大储能技术基础研究的投入，在市内高校开始储能技术应用开发专业，鼓励储能技术多元发展。

储能项目投资大，技术迭代快，运营等诸多细节还存在不确定性，需要根据现有电力消费需求评估储能项目合理规模，充分评估项目的可靠性和安全性，稳妥进行项目建设。当前鄂尔多斯市积极推进“风光氢储车”全产业链发展，要积极加强与高校和科研机构的深度合作，组建储能技术“创新联合体”，通过技术创新降低成本提高安全性。尤其是氢能利用面临着制、储、运、注、用全环节的技术突破和成本降低，绿氢的每公斤价格在30元以上，推动氢能利用需要规模化生产和生产技术的进步以降低成本，在技术成本难以大幅下降的初期需要政府专项补贴和鼓励用氢政策的扶持，才能实现氢能在我市推广使用。

鄂尔多斯风光资源丰富，是“十四五”时期国家规划建设沙漠荒漠戈壁大型风光基地的重要依托地区，在能源绿色低碳转型发展过程中，鄂尔多斯市应积极推动储能与可再生能源发电技术的结合应用，提高可再生电力的稳定性和安全性，改善电力质量促进新能源消纳，进一步提升能源供给保障能力，为自治区和国家经济社会发展提供清洁低碳、安全高效的绿色能源支撑。

原标题：浅谈储能技术现状和鄂尔多斯储能项目发展展望