储能：全球能源转型的压舱石

    【锐眼看市】

    全球各国实现“碳中和”的过程就是清洁能源逐渐替代传统化石能源的转型过程，其中水能、风能和太阳能被寄予的希望最大。

    从全球范围看，目前储能主要区分为传统储能与新型储能，前者主要是指抽水储能，后者则包括电化学储能以及压缩空气储能等。

    张锐

    受俄乌冲突的影响，今年欧洲能源价格持续攀升并导致居民电价飞速上涨，由此刺激户用储能需求激增，叠加美洲市场高速增长，使得海外储能市场高景气度显现。据此，彭博新能源财经（BNEF）做出最新预测，至2030年底全球累计部署的储能装机规模将激增，同时BNEF强调，本世纪20年代将是“储能时代”。

    全球各国实现“碳中和”的过程就是清洁能源逐渐替代传统化石能源的转型过程，其中水能、风能和太阳能被寄予的希望最大，但水资源存在着总量瓶颈约束，因此风能和太阳能将扮演着稀释传统火电与创造未来绿电的最主要角色。不过，光能、风能属于不稳定出力电源，如风能出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特性非常明显。光能日内波动幅度更是达100%，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0，峰谷特性鲜明。此外光能还易受天气影响，天气阴晴对光能的实际有功功率释放的影响十分明显。正是风能和光能的波动性、间歇性与随机性特征，导致了发电侧的电力输出不稳定，也使电网侧难以实现配电平衡，同时用户侧的需求也不能得到准确而及时的响应与满足，整个电力系统的波动性明显。

    但储能则可以完全消除清洁能源转化为绿电的后顾之忧。一方面，在风能、太阳能充足或者是用电低谷时段将富余能源收储起来，而在动力能源进入低潮或用电高峰时段则将储备的能源释放出来，这样可以确保每一个单位的清洁能源得到充分利用与开发，最大程度地放大消纳风能、光能的效果；另一方面，将风能、光能等储存起来，既可以大大减少和屏蔽后续天气因素的意外干扰，从而增强发电侧输电的连续性与稳定性。同时，借助于储能，电网侧（企业）可在供电侧旺盛时低价购进电力，用电侧需求旺盛时高价售出电力，在进行削峰填谷的同时，也大大提高电网系统的灵活性；另外，无论是发电侧还是电网侧抑或是用户侧，运用储能所得的电力都可以在电力紧缺与电价走高时通过电力交易市场有偿让渡出去并从中获利，这无疑可以显著增强储能主体的积极性，引导储能资源的开发与使用进入良性化的轨道。综合评判，清洁能源对化石能源的替代力度越强，电力供求的平衡性难度越大，但运用储能则可全程出清清洁能源的替代风险，甚至储能可以看作是能源转型的压舱石。

    从全球范围看，目前储能主要区分为传统储能与新型储能，前者主要是指抽水储能，后者则包括电化学储能以及压缩空气储能等。抽水储能是运用机械泵力设备将水从低处抽到高处，需要时进行水力发电；而电化学储能是借助大功率与高性能电池正负极进行储电与放电，压缩空气储能则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。从全球装机规模和市场份额看，目前抽水储能累计装机规模最大，电化学储能累计装机规模位列第二，而压缩空气储能项目的落地布局占比位列第三。

    虽然抽水储能是目前最主要的储能方式，且无论是技术积累还是商业模式都较为成熟，但抽水储能受到地理位势空间的严格限制，不仅启动速度慢，建设周期长，而且资源禀赋有限与成本较高。相比之下，电化学储能基本不受外部条件干扰，响应速度快，建设项目灵活，而更重要的是，作为目前布局最广泛的电化学储能品种，锂电储能不仅工艺成熟，而且成本降低的边际趋势越来越显著，从而带动了整个锂电储能成本的下降。按照BNEF测算，2022年全球锂电储能成本约为1.66美元/瓦时，预计2025年将降至约1.29美元/瓦时。这样，电化学储能最终取代抽水储能的主导地位似乎不可避免。数据显示，截至2021年底，全球抽水储能的累计装机规模同比下降了4.1%，而电化学储能的占比提高至12.2%，累计装机规模为25.4GW，同比增长了67.7%。

    再就电化学储能而言，目前锂离子电池的市场份额超过90%，不过，另一个作为充当储能载体的钠电池可能后来居上。数据显示，钠元素在地壳中占比高达2.75%，并且遍布全球，而相比之下锂元素仅为0.0065%，主要分布于美洲。同时反映在价格上，钠的价格只有0.29美元/公斤，而锂价格目前约为21.5美元/公斤，钠电池的原材料成本相比锂电池要低30%-40%。另外，钠离子电池在-20℃的低温环境中可以实现90%以上的放电保持率，-40℃低温下可放出70%以上的容量，高温80℃还能循环充放使用，项目落地与场景应用更具有灵活性，因此钠电池取代锂电池将是大势所趋，同样的结论也适用于寿命更长、安全性更高以及资源丰富的钒电池等新型电池身上。

    相比于电化学储能，虽然压缩空气储能的规模化程度要低得多，但德国、美国其实早已开始商业化开发与应用，最初主要利用低谷低质电，将空气压缩并储存于大型储气洞穴中，在用电高峰，高压空气从储气洞穴释放，同燃料燃烧后驱动膨胀机发电，只是传统压缩空气储能依赖化石燃料、依赖天然储气洞穴的短板制约了扩展空间。针对相关瓶颈因素，世界各国都积极研发新型压缩空气储能技术，如蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统以及液化空气储能系统等。目前来看，新型压缩空气储能在功能、成本、寿命和性能等各方面均已同抽水储能基本相当，同时还彰显出了规模大、寿命长、无污染、长时效与灵活性等优势，是极具发展潜力的储能技术。

    无论是抽水储能、电化学储能抑或是压缩空气储能，都相应组成了一个紧密关联且完整的产业链条。上游有原材料和生产设备；中游有由电池组、电池管理系统（主管电池状态）、能量管理系统（主管能量调度）以及储能变流器（主管电流转换）等组成的储能项目建设与集成系统，下游有储能产品安装以及终端用户等。对于全球主要经济体来说，不仅要争夺产业链的高端话语权，如产品与项目的标准控制，更要抢夺产业链的贸易增值，如产品与技术服务的输出能力，以及为保护本国产业与产品的准入壁垒设置等，因此，看似基于人类“碳中和”共同愿景的新型储能其实也难免打上竞争性符号。

    扫描全球，一些主要的储能推动与应用国家在政策机制上一般都会通过提供补贴、投资税收减免等措施来支持储能市场发展。在美国，联邦政府推出的投资税抵免（ITC）政策支持高于5千瓦时的储能系统获得最高30%的ITC退税，同时自发电激励计划（SGIP）对用户侧分布式储能的补贴延长至2026年，更好的储能技术法案（BEST）对今后五年内储能技术研究、开发和示范方面的创新提供10亿美元资金支持。在德国，不仅取消了《可再生能源法》（EEG）对光伏装机量须达到52GW的补贴限制，而且将国内电力消费者为清洁能源激励措施支付的EEG税自2021年始减少每千瓦时0.25欧元，到2023年将再下降0.0625欧元。在日本，经济产业省今年特地划出约9830万美元的预算，为装设锂离子电池的家庭和商户提供66%的费用补贴；在英国，除了取消了49兆瓦的储能牌照上限外，还设立共计12.46亿英镑的“工业战略挑战基金”和“净零创新组合基金”对储能技术给予专项援助与支持。

    受到多方竞争性力量的集合与撬动，全球储能已经进入放量的规模化快道。数据显示，2021年，全球新增投运储能项目装机规模18.3GW，同比增长9%，至2021年底，全球已投运储能项目累计装机规模209.4GW。根据研究机构HISMarkit公司的预测，2022年全球部署的储能系统总装机容量将超过12GW。值得注意的是，在全球储能格局中，美国、中国与欧洲三大头部方阵异常明显，三者囊括了全球储能装机量的80%，且未来这一趋势还会进一步强化。

    （作者系中国市场学会理事、经济学教授）