《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》部署了多種長時儲能技術的研發(fā)攻關任務，包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽儲熱、氫儲能等多種類別技術，反映出碳達峰碳中和目標對長時儲能的迫切需求。
多家電力央企已在不同賽道發(fā)力長時儲能技術，但還沒有一種技術能同時滿足長壽命、安全、經濟、效率高、大規(guī)模儲能等多項指標，長時儲能技術的發(fā)展競賽才剛剛起步。
全釩液流電池：儲能新貴
全釩液流電池是液流電池的一種，利用釩離子價態(tài)的變化實現電能儲存和釋放。其在常溫常壓下運行，電解液為水溶液，反應過程只涉及釩離子價態(tài)的變化，電解液可以循環(huán)再生，與鋰離子電池等相比，全釩液流電池較為安全。全釩液流電池循環(huán)次數高，達15000次以上，壽命可長達20年。
全釩液流電池能量密度較低，因此體積較大。同時，其運行溫度受到一定的限制，一般在5-40℃。
全釩液流電池儲能系統(tǒng)由電堆、電解液、管路系統(tǒng)、儲能變流器等組成，其中電堆和電解液成本占系統(tǒng)總成本超過60%。受到釩價高的影響，目前全釩液流電池的電解液成本還很高。1kWh電解液大約使用8-9公斤五氧化二釩，若釩價格不超過10萬元/噸，電解液成本大概在1300-1500元/kWh。2019年12月，釩價格曾一度猛漲至54萬元/噸，當前五氧化二釩價格有所下降，但也超過12萬元/噸。
解決電堆成本問題，可以通過提高電池的功率密度、提升關鍵材料的有效使用面積、降低材料成本(如膜材料的成本)。
據eo梳理，國家電網、國家電投、國家能源集團、華電集團、大唐集團、上海電氣等都曾涉足過全釩液流電池的項目。
國內較早投運的全釩液流電池系統(tǒng)是原國電龍源臥牛石風電儲能項目，該項目在2013年投運，為50MW的風電廠配置了5MW/10MWh的全釩液流電池電站，已連續(xù)運行9年。大連液流電池儲能調峰電站國家示范項目一期100MW/400MWh電站近期已完成主體工程建設，計劃于2022年6月完成并網調試，建成后將是全球最大全釩液流電池儲能電站。這兩個項目都使用了中國科學院大連化學物理研究所的液流電池技術。
國網電力科學研究院武漢南瑞有限責任公司從2011年開始開發(fā)模塊化百千瓦全釩液流電池儲能系統(tǒng)，目前具備釩電池本體設計、材料研制、系統(tǒng)集成能力，成功研發(fā)高功率釩電池電堆和250kW/500kWh儲能系統(tǒng)，2020年其研發(fā)的31.5kW釩電池電堆產品在國網湖北電科院試點項目中進行了首次工程化應用。
國家能源集團低碳研究院則開發(fā)了全釩液流電池流過式電堆技術，實現液流電池電堆功率密度和能量效率雙提升。
上海電氣集團中央研究院儲能液流電池產品部自2011年創(chuàng)建以來致力于液流電池儲能產品的自主研發(fā)，攻克了電池設計、電池密封、電池自動化制造工藝、系統(tǒng)集成等一系列關鍵技術瓶頸，研發(fā)出5kW/25kW/50kW的釩液流電池電堆。上海電氣2021年中報顯示，由上海電氣自主研發(fā)制造的1MW/1MWh全釩液流電池儲能電站在廣東汕頭市濠江區(qū)風電產業(yè)園順利通過驗收。
鐵-鉻液流電池：尚需時間驗證
同為液流電池，鐵-鉻液流電池利用溶解在鹽酸溶液中的鐵、鉻離子價態(tài)的變化進行充放電。其循環(huán)次數大于20000次，壽命可以達到20年。由于電解液和正負極材料的毒性、腐蝕性弱，且可再生，因此也較鋰離子電池安全穩(wěn)定。與釩液流電池相比，其低溫環(huán)境適應性更好，啟動環(huán)境溫度可以低至-40℃。
從資源的角度上看，鐵-鉻液流電池的關鍵原材料中，鉻在全球探明儲量達到5.1億噸，大于釩儲量(2000萬噸)、鋰儲量(1600萬噸)。當前鉻鐵價格(微碳鉻鐵，約1.9萬元/噸)低于釩(五氧化二釩，超過12萬元/噸)和鋰(磷酸鐵鋰，約16萬元/噸)。
鐵-鉻液流電池的缺點在于其體積能量密度較低，約10-20Wh/L，因此體積也較大。由于示范時間較短，仍需經歷較長的驗證周期。
國家電投從2017年開始進軍鐵-鉻液流電池技術研發(fā)領域，是這一技術的堅定支持者。
2022年1月20日，國家電投擁有自主知識產權的“容和一號”鐵-鉻液流電池堆量產線投產，每條產線每年可生產5000臺30kW“容和一號”電池堆。此前，國家電投集團科學技術研究院有限公司儲能技術研究所所長王含在電力行業(yè)儲能技術與應用研討2021年會中介紹，為推動技術產業(yè)化，國家電投鐵-鉻液流電池儲能產業(yè)園已于2020年簽約落地山東濰坊高新區(qū)，遠期建設目標是3GW。
同時，還在內蒙古霍林河啟動全球首個兆瓦級鐵-鉻液流電池儲能示范項目建設，預計2022年年底投產。
壓縮空氣儲能：對標抽蓄
壓縮空氣儲能技術在用電低谷時段利用電能，將空氣壓縮至高壓狀態(tài)并存于洞穴或壓力容器中，使電能轉化為空氣的內能存儲起來，在用電高峰時段將高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃燒室燃燒利用燃料燃燒加熱升溫后，驅動渦輪機發(fā)電。
壓縮空氣屬于大規(guī)模機械儲能技術，單機規(guī)模可到100MW級，儲能時間可達4-10小時，壽命在30-50年。
壓縮空氣儲能與抽水蓄能一樣，易受地理條件約束，建造壓縮空氣系統(tǒng)，需要特殊的地理條件來作為大型儲氣室，如高氣密性的巖石洞穴、鹽洞、廢棄礦井等。此外，示范項目系統(tǒng)效率最高約61%，相比抽水蓄能的80%，效率較低。
近一年來，電力央企在壓縮空氣儲能領域進展頗多。
2021年9月30日，中國華能集團有限公司建設、調試和運維的世界首個非補燃壓縮空氣儲能電站——江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目并網試驗成功。該項目于2017年獲國家能源局立項，由中鹽集團、中國華能和清華大學共同開發(fā)，一期工程發(fā)電裝機60兆瓦，儲能容量300兆瓦時，遠期建設規(guī)模1000兆瓦。
2022年4月，山東公布2022年度儲能示范項目，其中包括兩個壓縮空氣儲能項目，分別是由華能作為投資方之一投資的肥城壓縮空氣儲能300MW/1800MWh調峰電站，以及國家能源集團投資的國華蘭陵壓縮空氣儲能電站示范項目。
對外宣布項目最多的是中國能建集團剛剛組建的數字科技集團。
2022年1月26日，中國能建數字科技集團在京揭牌成立。揭牌前夕，中國能建數字科技集團已經簽約多個壓縮空氣儲能項目，包括：湖北應城300MW級壓縮空氣儲能電站示范工程，由中能建數字科技集團有限公司聯合國網湖北綜合能源服務有限公司共同投資建設;遼寧朝陽縣風光儲氫一體化項目，其中包括300MW級壓縮空氣儲能電站;山東泰安2×300兆瓦級壓縮空氣儲能創(chuàng)新示范項目，遠期目標是建成6臺(套)300MW級壓縮空氣儲能電站。
熔鹽儲熱：大規(guī)模儲熱
熔鹽儲熱是一種熱儲能技術，以儲熱材料(熔鹽)為媒介，將太陽能光熱、地熱、工業(yè)余熱、低品位廢熱或者由電能轉換來的熱能儲存起來，在需要的時候釋放，既可用于發(fā)電，也可用于工業(yè)供汽或民用采暖。
熔鹽儲熱技術儲熱功率可以達到百兆瓦級別，且可以實現單日10小時以上的儲熱能力，使用壽命可達30年以上。但其面臨熔鹽質量難以把控的問題。若熔鹽中雜質較多，會影響產品性能，從而影響儲換熱效率，嚴重時可能腐蝕設備管道或堵塞管道，導致系統(tǒng)癱瘓。
參與熱儲能賽道的電力央企不在少數。
上海電氣集團股份有限公司中央研究院(下稱上海電氣中央研究院)技術總監(jiān)張艷梅曾在行業(yè)論壇上介紹，近年來，上海電氣中央研究院基于其所開發(fā)的熔點低、儲熱密度高的熔鹽儲熱材料，自主開發(fā)了單/雙罐熔鹽儲熱系統(tǒng)，并分別在實驗室及工程項目上得到了成功應用。
2021年1月30日，國家能源集團北京低碳清潔能源研究院MW級高溫儲熱中試裝置在河北省張家口市某美麗鄉(xiāng)村清潔供暖項目中完成900℃的升/降溫運行工作，裝置最高儲熱溫度達912℃，效率達到97%以上。該供暖項目是由低碳院投資建設的第一個基于自主研發(fā)的煤基儲熱材料的電供暖項目，儲熱功率1MW，儲熱量8MWh，可為當地1萬余平方米提供居民供暖。
3月21日，青海省能源局發(fā)布“揭榜掛帥”新型儲能示范項目中榜公示表，其中，“儲熱發(fā)電”一項——高倍率熔鹽儲能供熱和發(fā)電示范項目，中榜企業(yè)為國家能源集團龍源(青海)新能源開發(fā)有限公司。
2022年1月14日，華能靖遠熱電有限公司2×220MW機組熔鹽儲熱技術項目投資機會研究報告編制技術服務發(fā)布采購公告。根據公告，項目規(guī)劃新建一套熔鹽儲能系統(tǒng)，對靖遠熱電現有2×220MW機組進行靈活性改造。中國能源建設集團浙江省電力設計院有限公司以478000元報價成功中標。
中國能建也投建了熔鹽儲熱項目。2021年6月，中國能建哈密熔鹽塔式5萬千瓦光熱發(fā)電項目正式開啟“24小時不間斷發(fā)電”模式;9月，該項目實現全容量并網。該項目儲熱能力約1300兆瓦時。
氫儲能：效率待解
氫儲能技術利用電解制氫，將電能轉化為氫能儲存起來;在需要時，利用氫氣通過燃料電池或其他發(fā)電裝置發(fā)電，可實現大規(guī)模、長周期儲能。
不過，氫儲能系統(tǒng)效率為30%-40%，比抽水蓄能和電化學儲能要低得多，即使考慮燃料電池余熱利用，效率依然說服力不足。此外，堿性電解設備壽命15年，燃料電池發(fā)電受制于現階段的技術成熟度，壽命約6年。現階段規(guī)?；剂想姵匕l(fā)電系統(tǒng)應用較少，技術成熟度、系統(tǒng)壽命有待驗證。
國家電網、南方電網、國家電投、華電集團、國家能源集團、華能集團、大唐集團、中國能建、三峽集團、東方電氣、中廣核等電力央企都在氫能產業(yè)上有所布局。部分電力央企已開始探索氫儲能在可再生能源消納、電網調峰等應用場景的示范。
2021年8月，陜西咸陽秦都區(qū)與國家能源集團陜西電力有限公司舉行光儲氫綜合應用一體化項目簽約儀式。該項目總投資20億元，主要建設屋頂分布式光伏發(fā)電、儲能電站及電解水制氫項目。
2021年12月28日，國網安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站首臺燃料電池發(fā)電機組并網發(fā)電。項目總投資5000萬元，占地10畝，容量1WM的分布式氫能綜合利用站是國內第一個兆瓦級氫能源儲能電站。據了解，其運營模式是在7、8、9月電網高峰期發(fā)電削峰，其余月份售氫，銷售收入為參與調峰時的售電收入加上售氫收入。
由全球能源互聯網研究院和國網浙江省電力有限公司共同研發(fā)的百千瓦級氫利用系統(tǒng)裝備及管控技術成果，將在浙江臺州大陳島氫利用工程進行示范應用。示范工程制氫與發(fā)電功率100千瓦，儲氫容量200立方米(標準狀態(tài))，供電時長逾2小時，“制氫—燃料電池熱電氣聯供”全系統(tǒng)綜合能效超過72%。項目近期將進行調試運行。
