用電低谷時，利用電能將空氣壓縮到鹽穴中；用電高峯時，再釋放空氣推動空氣透平發電。在江蘇金壇，地下千米的鹽穴化身大型“充電寶”，一個儲能週期可存儲電量30萬度，相當於6萬居民一天的用電量。
這種壓縮空氣儲能是新型儲能“家族”中的一員。日前，國家發展改革委、國家能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》(以下簡稱《實施方案》)提出，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。
新型儲能究竟是啥，和我們有什麼關係？麻辣姐帶您一起了解。
江西省宜春市遠東電池有限公司的工作人員在生產線上趕製鋰電池產品。(人民視覺)
儲能既能平滑不穩定的光伏發電和風電，也能配合常規火電、核電等，為電力系統運行提供調峯調頻等服務
通常來説，新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等。
為什麼要高質量規模化發展新型儲能？這是當前新能源開發規模快速增加、負荷峯谷差持續拉大背景下，提升電力系統調節能力、保障電力系統安全運行的必然需求。
要知道，風電、光伏都是“看天吃飯”，其發電具有波動性、間歇性，“極熱無風”“極寒無光”。隨着未來大規模、高比例應用，再加上煤電面臨轉型、新增裝機規模趨緩，如果遇到無風無光、陰冷冰凍的極端天氣，風電光伏發電出力大減，電力供應誰來保障？
儲能的作用可以通俗理解為“充電寶”， 風光大發時或者用電低谷時充電，風光出力小或者用電高峯時放電。既能平滑不穩定的光伏發電和風電，提高可再生能源佔比，也能配合常規火電、核電等電源，為電力系統運行提供調峯調頻等輔助服務，提高電力系統的靈活性。
3月20日，位於浙江紹興的35千伏紅星變電站內，最後4台集裝箱式電池組被起吊機吊裝至預定位置。至此，浙江首個35千伏電網側直掛式儲能電站進入併網投運倒計時。“儲能電站的最大功率為6兆瓦，可支持約3000台家用2匹空調同時工作2小時。”國網紹興市上虞區供電公司副總工程師陳嶽峯介紹，根據測算，儲能電站建成後，上虞220千伏道墟變電站的峯谷差率將從現在的43.5%降至35.4%，有助於削峯填谷、平滑負荷曲線。
位於浙江紹興上虞的35千伏中壓直掛式儲能項目。史家民攝
新型儲能建設週期短、選址簡單靈活、調節能力強
“新型儲能建設週期短、選址簡單靈活、調節能力強，與新能源開發消納的匹配性較好，優勢逐漸凸顯，加快推進先進儲能技術規模化應用勢在必行。”國家能源局有關負責人介紹。
看建設週期，抽水蓄能電站建設週期通常為6至8年，新型儲能中的電化學儲能建設週期3至6個月，新型壓縮空氣建設週期一般為1.5至2年。
看選址和應用場景，“抽水蓄能電站選址往往需要找地勢落差較大的地方，但容量效益強、單站規模大，適宜電網側大規模、系統級應用；新型儲能單站體量可大可小，環境適應性強，能夠靈活部署於電源、電網和用户側等各類應用場景，可以作為抽水蓄能的增量補充。”國網能源研究院新能源與統計研究所副所長黃碧斌介紹。
再看調節能力，新型電化學儲能的反應速度快，可以做到毫秒至秒級的響應。
國家能源局有關負責人介紹，“十三五”以來，我國新型儲能實現由研發示範向商業化初期過渡，實現了實質性進步。鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術已達到世界領先水平，2021年底新型儲能累計裝機超過400萬千瓦。
以電化學儲能技術為例，近年來，電池安全性、循環壽命和能量密度等關鍵技術指標得到大幅提升，應用成本快速下降。“近5年，鋰電池能量密度提高了1倍以上、循環壽命提高了2—3倍、應用成本下降超過60%。”黃碧斌舉例。
未來，新型儲能的發展空間廣闊。中科院電工研究所儲能技術研究組組長陳永翀説，儘管我國的儲能裝機規模世界第一，但儲能與風電光伏新能源裝機規模的比例(簡稱“儲新比”)不到7%；相對而言，國際其他國家和地區的平均儲新比已達15.8%。隨着新能源發電規模的快速增加，我國儲新比還有很大的增長空間。
鼓勵不同技術路線“百花齊放”，但“高安全、低成本、可持續”是共同目標
《實施方案》提出“市場主導、有序發展”的基本原則，明確新型儲能獨立市場地位，並提出充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。陳永翀認為，這是文件亮點之一，“過去，新型儲能更多是作為火電廠的一部分輔助參與調頻，明確獨立市場地位後，未來結合電價政策的出台，新型儲能可以獨立參與併網調度、交易結算等，有利於加快新型儲能的市場化步伐。”
新型儲能優勢頗多、迎來發展機遇，但在業內看來，未來規模化、產業化、市場化發展，至少有安全和成本“兩道坎”要跨過。
安全是新型儲能發展的底線。“目前鋰電儲能系統還沒有達到本質安全的目標，管控不當的話有燃燒爆炸風險。”陳永翀認為，未來需要發展本質安全技術，即在電池熱失控之前就要做到內部安全可控，不能依賴熱失控後的外部消防措施。黃碧斌認為，新型儲能模塊、電池櫃等方面的安全標準、安全風險評估流程尚需完善和規範。
對此，《實施方案》提出，加強新型儲能安全風險防範，明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體，建立健全新型儲能技術標準、管理、監測、評估體系，保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。
成本方面，以目前佔據主流的電化學儲能為例，黃碧斌介紹，按照現在普遍的成本計算，即使日均兩充兩放，全壽命週期單次充放度電成本超過0.5元/千瓦時。他建議，面向電力系統應用場景需求，加快推動長壽命、低成本、高安全、高效率的先進電化學儲能材料，以及大容量、長時間的新型儲能技術研發。
“當前有關部門已出台加快推動新型儲能發展的指導意見、‘十四五’實施方案等，鼓勵儲能項目通過電力市場疏導成本、獲取收益。但目前參與市場的准入條件、交易機制等細則尚未明確，各側儲能缺乏成熟的商業模式，企業安裝儲能的積極性並不高。”黃碧斌建議，進一步細化電網側獨立儲能參與市場機制，完善電網側替代性儲能價格疏導機制，完善峯谷電價、尖峯電價政策，優化峯谷電價價差，為用户側儲能發展創造空間。
除了安全和成本問題，陳永翀認為，當前新型儲能發展還面臨着一些地方要求新能源強制配套儲能，但新能源配儲比例不科學的問題；另外，新型儲能調用少、利用率低，需要進一步明確新型儲能系統的併網接入和調度標準等。
新型儲能的技術路線呈現多元化，國家能源局有關負責人介紹，《實施方案》對新型儲能技術創新加強戰略性佈局和系統性謀劃，提出研發儲備技術方向，鼓勵不同技術路線“百花齊放”，同時兼顧創新資源的優化配置，“此外，還要堅持示範先行的原則，避免‘一刀切’上規模，積極開展技術創新、健全市場體系和政策機制方面的試點示範，通過示範應用帶動技術進步和產業升級。”
“目前建設的新型儲能項目80%以上都是鋰離子電池，佔比最高；其它類型，例如液流電池、鉛酸電池、儲熱蓄冷等佔比較小。鋰電儲能綜合性能較好，但仍需進一步解決安全問題和資源回收問題；液流電池安全，也方便回收再生，但系統成本較高。”陳永翀認為，儲能應用場景很豐富，每種場景的性能要求也各不相同，比如有的對功率要求高、有的對容量需求大，儲能技術各有特點，未來將是多種儲能路線的並行發展。
“儘管如此，‘高安全、低成本、可持續’是所有儲能技術發展的共同目標。要加快建立以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的綠色儲能技術創新體系。”陳永翀説。(人民日報中央廚房-麻辣財經工作室、人民日報經濟社會公號聯合出品)