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由广东省惠州市惠阳区人民政府指导，中国石油大学（北京）、中海储能、全球储能网、全球液流电池网等联合举办的2024年绿色低碳转型与储能技术创新产教融合研讨会/CFE2024 南方液流电池储能产教融合高峰论坛将于12月24-25日在广东惠阳召开，诚邀您的参与！
中国科学院院士赵天寿：提升新能源规模利用需要长时储能技术
11月5日，第七届虹桥国际经济论坛“新型储能驱动未来能源变革”分论坛在国家会展中心（上海）举办。![]()
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在主旨演讲中表示，当前提升新能源利用规模的难点在于应对太阳能和风能波动、间歇不可控等问题。储能能够平抑风光波动，提高其实际利用水平。 赵天寿表示，“储能是新型电力系统的必备环节，将在发电侧、电网侧和用户侧发挥重要作用，特别是长时储能技术。”在发电侧，当前政策要求可再生能源并网需要配置2-4小时储能，但是随着风光电占比的提高，为避免供电中断，储能时长应覆盖风光间歇时长；在电网侧，我国已建成多条风光电外送跨区域电网，但因发电侧功率波动、供需不匹配等原因，跨区域输电功率存在低谷时段，通常大于6小时，需要储能时长超过低谷时段的储能技术，削峰填谷；用户侧也需要长时储能，工商业电价及低谷段和高峰电时段的时长通常超过6小时，用户需要超过6个小时的储能技术，峰谷套利，降低用电成本。 “我国储能装机的现状是抽水蓄能、锂电储能主导市场，占比超过98%。特别是去年以锂电为主的新型储能累计装机规模同比增长260%。但同时我们也注意到储能装备的利用率只有9%。造成这样的问题主要是现有的储能技术不够成熟，面临安全挑战、地域时长的局限，特别是缺乏长时储能技术。”赵天寿说。 在赵天寿看来，大型储能技术有三大要求：第一是安全可靠；第二是经济可行；第三是资源可及，储能装置所需要的材料以及安装应没有太多自然条件限制。 “液流电池”被赵天寿认为是未来长时储能技术破局的关键。他提到，液流电池具有本征安全、时长灵活、扩容方便、循环寿命长、场景应用广泛等优势，大规模应用的瓶颈是成本。目前的研究思路是把热物理与电化学的知识融合交叉，研究液流电池的关键耦合机理、调控方法，形成热质传递与电化学的耦合理论框架，进而在理论框架的指引下突破性能，降低成本，提高液流电池寿命。 赵天寿表示，“我们团队开发的新型液流电池系统可以将初投成本由2.1元/Wh降为1.4元/Wh，从全生命周期的角度看，液流电池储能技术的度电成本也将与锂电储能、抽水蓄能相近甚至更低，未来装机规模也与锂电储能和抽水蓄能相近。”从“源随荷动”迈向“源网荷储” 新型储能驱动未来能源变革
第七届虹桥国际经济论坛“新型储能驱动未来能源变革”分论坛11月5日在国家会展中心（上海）举行。国家能源局党组成员、副局长任京东在致辞中指出，新能源大规模发展对电力系统安全稳定运行也带来了新的挑战，迫切需要加速发展以新型储能为代表的电力系统调节能力。
围绕新型储能技术、业态和前景，与会业内专家积极建言献策。多名专家表示，新型储能是实现碳达峰、碳中和目标的关键支撑，将催生能源新产业新业态，已成为世界各国抢占能源战略和装备制造业新高地的重要领域。 近年来，我国新型储能行业在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了显著进展，同时也在技术成熟度、盈利模式、产能利用率方面存在瓶颈。 新型储能是构建新型电力系统、建设新型能源体系的重要技术和基础装备。国际欧亚科学院院士、华北电力大学校学术委员会副主任牛东晓表示，新型电力系统有两大核心特征，一是增强了对新能源的吸纳能力，使得更高比例的新能源得以并入电网；二是系统引入了储能技术，这不仅为电力系统带来了新的元素，还实现了发电、输电、用电和储电（即“源网荷储”）的精细化协同运行。储能技术已成为新型电力系统的关键组成部分。 “新型储能技术指的是除了抽水蓄能之外的储能方式，这些技术包括但不限于：电化学储能（铅酸电池、锂电池和液流电池等）、机械储能（压缩空气储能和飞轮储能等）、化学储能（例如氢储能）、热（冷）储能技术等。”牛东晓表示，“电网侧储能技术的主要目的是维持电网的频率和电压稳定，确保电网的可靠运行。新能源虽然具有环保和可再生的优势，但其输出的不稳定性对电网稳定构成挑战。储能技术提供了一种有效的应对策略，通过在电力需求低时储存能量，在需求高峰时释放能量，从而平衡电网负荷。” “此外，储能技术还能参与电力市场交易，利用电价波动进行套利。”牛东晓进一步表示，在电价较低时储存电力，在电价较高时出售电力，实现经济效益，这是一种基于市场机制的经济行为。 近年来，电力系统的运行模式正在经历从“源随荷动”向“源网荷储”多元互动的转变。据牛东晓介绍，在以往的几十年中，电力系统主要遵循“源随荷动”的原则，即根据用电需求来规划和指导发电厂的发电与输电活动。在“源网荷储”模式下，电力系统通过精细化控制电力负荷和储能设施，能够更有效地抑制电网中的频率和电压波动，从而增强电网的稳定性。这种模式的实施，不仅提高了电力系统的互动效果和运行效率，还有助于降低运营成本，并提升系统的安全性和可靠性。 中国工程院院士、上海交通大学碳中和发展研究院院长黄震表示，能源供给侧转型的大趋势是电力脱碳，包括风电、光伏发电在内的可再生能源，从补充能源走向主体能源。加之配以CCUS（碳捕集、利用与封存）的火电及核电作为保障性、调节性电源，共同构成零碳电力系统。在此基础上，通过需求侧的再电气化和间接电气化，实现绿电替代、绿色燃料替代和绿色原料替代。 “能源绿色转型将引发数百万亿投资与产业机遇，一大批新技术、新行业、新业态、新商业模式行将诞生。”黄震说。 实现“双碳”目标，离不开新型储能。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表示，中国目前的能源结构以化石能源为主，其中太阳能和风能的占比相对较小，仅为5%。为了实现碳中和目标，计划将太阳能和风能的占比提高至60%以上，使其成为能源结构中的主导力量。能源转型的进程未能达到预期，主要受到新能源不可控性的影响。为了扩大新能源的利用规模，需要发展长时、高安全性的储能技术。 “在提升太阳能和风能的利用规模方面，面临的挑战是如何克服这两种能源的不稳定性。”赵天寿表示，储能技术能够平滑这些能源的波动，提高它们的实际利用效率。储能技术在新型电力系统中扮演着关键角色，它在发电侧、电网侧和用户侧都能发挥重要作用。 赵天寿表示，在发电侧，当前政策要求可再生能源项目配置2—4小时的储能。随着太阳能和风能发电比例的增加，为了避免供电中断，所需的储能时长需要覆盖这些能源的间歇性。在电网侧，中国已经建立了多条用于输送风电和太阳能电力的跨区域电网，但由于发电侧功率波动和供需不匹配，这些电网在低谷时段的输电功率通常超过6小时，因此需要储能技术能够覆盖这些时段，以实现削峰填谷，提高电网的利用率和输电能力。 赵天寿认为，大型储能技术有三大基本要求：首先是安全性和可靠性；其次是经济可行性，只有成本效益高的储能技术才能被广泛接受；第三是材料和安装不受过多自然条件限制，以便于大规模应用。 数据显示，中国储能装机主要以抽水蓄能和锂电储能为主，市场占有率超过98%。去年，以锂电为主的新型储能装机规模达到31.4GW，同比增长260%。然而，储能设备的利用率仅为9%。“这主要是由于现有储能技术尚未完全成熟，面临安全挑战和地域限制，尤其是缺乏长时储能解决方案。”赵天寿说。 赵天寿表示，液流电池作为一种新型储能技术，具有安全性高、扩容方便和循环寿命长等优势，被视为有前景的长时储能技术。从全生命周期成本来看，液流电池的度电成本有望与锂电池和抽水蓄能相媲美甚至更低，预计未来其装机规模将与锂电池和抽水蓄能相当。 2019年诺贝尔化学奖得主、纽约州立宾汉姆顿大学教授斯坦利·惠廷厄姆在主旨演讲中表示，锂电池系统未来5到10年将依旧在市场中占主导地位。短期内不太可能有其他产品或系统能够取代锂电池，因为锂电池产量以亿计，而且价格已经非常低，其他任何电池系统都很难与之竞争。 “无论在中国还是世界范围内，大家都对钠基电池很感兴趣，但个人认为其市场非常有限。”惠廷厄姆认为，钠基电池的能量密度只有锂电池的一半，需要更高的系统平衡成本以及与安全相关的顾虑。另外，燃料电池将发挥重要作用，特别是在重型运输场景中。大型重卡行驶距离长，当前电池难以满足续航需求，更可能需要氢燃料电池。
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