赵天寿院士：长时储能技术缺口依然较大

　　构建面向碳中和的新型电力系统，需要大规模、高安全以及不同时长的储能技术，其中最缺的就是长时储能技术。

　　长时储能市场越来越火。据咨询机构伍德麦肯兹统计，全球投运及在建的长时储能项目，价值已超过300亿美元。近三年投资的项目若全部建成投运，长时储能装机总量预计新增5700万千瓦，相当于2022年全球长时储能总装机规模的3倍左右。

　　在中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿看来，即便如此火热，长时储能的发展依然不够。“构建面向碳中和的新型电力系统，需要大规模、高安全以及不同时长的储能技术，其中最缺的就是长时储能技术。”近日在第五届未来能源大会期间，他向记者阐述了自己的观点。长时储能已由“边缘”进入赛道中央，但目前，各细分技术均有自身局限，产业规模化发展面临不少挑战。

　　需求巨大

　　长时储能的走红不是偶然。赵天寿表示，在碳中和时代，新型电力系统需要不同时长的规模化、高安全储能技术。基于此，储能将成为保障能源安全的核心技术之一，整个产业本身就备受关注。

　　“风电、光伏发电技术发展很快，成本持续下降，但它们的特征是分散、间歇和不稳定。为保障电力系统稳定运行，有时不得不弃风弃光，抑制了风、光的实际利用水平。储能恰恰可以平滑能量波动，提升风、光实际利用率。”赵天寿表示，到实现碳中和之际，风、光等可再生能源占比预计从现在的4%升至60%，装机规模相应达到50亿千瓦。“按照20%-50%的配储策略，储能装机容量将达到10亿至25亿千瓦，这个量大大超过了目前的煤电装机总量。可以说，碳中和时代对储能的需求非常巨大。”

　　除了增量，“双碳”目标还对储能发展提出质的要求。“以新能源为主体的新型电力系统，对储能要求非常苛刻，包括高安全、高效率、低成本、规模化、长寿命，以及没有资源和地域限制等多个方面。”赵天寿强调，在不同时间尺度下，风电光电均存在不稳定性。新能源渗透率快速提升，对储能进一步提出高要求，其中尤为需要长时储能。

　　赵天寿解释，风、光在新型电力系统中占主导，受到气候变化影响，能量输出存在长周期波动，很可能出现长时间间歇，与用能需求不匹配。“在数小时、数天甚至跨季节时间范围内，为避免发生供电间断，长时储能就显得很重要。比如《广东省推动新型储能产业高质量发展》等文件，现已明确要求开展长时储能关键技术攻关。”

　　技术缺口亟待补齐

　　从当前类型来看，主流储能技术包括抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等不同路线。“然而，这些技术各有各的局限性，现阶段仍难大规模普及应用，尚无法满足所在领域的需求。”赵天寿坦言。

　　以最为成熟的抽水蓄能技术为例，其具备规模大、寿命长、能效高等优势，储能时长从小时到天不等，早在2020年便已占到我国储能装机容量的90%。“但最大技术挑战是地域限制，风、光资源丰富的地方，不一定具备建设抽水蓄能的地理环境。而且，抽水蓄能电站建设周期较长，通常在6-8年，对环评要求也比较高。”赵天寿称。

　　另一种与抽水蓄能类似的方式——压缩空气储能，在规模、时长、寿命上的表现都很可观，应用场景丰富，但其所需的储气空间大，有待进一步降本提效。

　　“也有不受地域限制的储能技术，比如占据电化学储能主力的锂离子电池，能量密度高，响应速度快，效率也比较高。但是，锂离子电池的能量载体不像水和空气，它是不可以流动的，属于固态活性材料，在储能市场上不够灵活，成本也有待降低。”赵天寿提醒，锂离子电池要想大规模发展，安全问题值得关注。“一是锂资源安全。要知道，锂电原料碳酸锂价格从2019年的5万元/吨，最高一度升至2022年的60万元/吨。二是大规模锂电储能电站的安全性。以韩国为例，仅2017年到2022年1月，已有34个储能电站发生火灾，造成直接经济损失高达466亿韩元。”

　　综合对比各类主流技术，赵天寿呼吁，当前，长时储能技术仍有较大缺口，亟需着力补齐。

　　液流电池有望满足需求

　　电化学储能可否像抽水蓄能、压缩空气储能一样实现长时?这是赵天寿长期研究的课题。

　　他告诉记者，从原理上说，电化学长时储能需具备两个主要因素，即可流动的能量载体和相应的能量转换装置。前者可包括氢气、甲醇、氨等燃料以及电解液，后者涵盖电解池、燃料电池、液流电池等装置。“我认为，电化学流体电池易模块化、时长灵活、安全且无地域限制，适用于长时、大规模的储能，有望满足新型电力系统对储能提出的所有要求。”

　　记者了解到，在流体电池中，液流电池储能格外受到关注。它的能量储存在电池外面的电解液罐中，因此不存在安全问题，加上其扩展性较高，寿命是锂离子电池的3倍，所以被业内寄予厚望。对此，在《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》中亦有提及。该文件明确要求，实现液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。

　　“这其中，又数全钒液流电池发展最快，目前已进入商业化初期阶段了。”赵天寿进一步称，我国非常重视全钒液流电池发展，2019年装机规模刚刚20兆瓦，2020年已达到100兆瓦，装机量增长迅速。“但也不是没有短板，推广应用面临的最大问题是成本。从这个角度说，电堆和电解液占到储能系统成本的80%以上，我们一直致力于提升电池电流密度，或提升电解液利用率。比如，现在电解液利用率大约只有60%，相当于40%的钒没起到作用，因此要提高电流密度。突破技术瓶颈，是抢抓储能产业机会的关键。”