在2022年全国能源工作会议上，国家能源局发布了2022年能源工作的七大重点任务，“储能”的概念多次出现，如重点推动燃气轮机、核电、可再生能源、油气、储能、氢能等重点领域技术攻关;推动新型储能规模化市场化发展，探索氢能、综合智慧能源服务发展新模式。
实现“双碳”目标，需要构建以新能源为主体的新型电力系统。然而，太阳能、风能等新能源供应“靠天吃饭”、出力波动不定。于是，储能被视为调节新能源波动性、实现并网稳定的关键技术。
储能究竟是什么?它能填上供电安全的“缺”吗?
供电安全的“缺”，谁来填?
能源分布不均、依赖化石能源，是我国能源发展格局中长期存在的问题。
截至本世纪初，我国已探明煤炭储量6044亿吨，其中70%分布在山西、陕西和内蒙古;可开发水电资源1923.3亿千瓦时，99.4%分布在中、西部地区(其中65%分布在四川、云南和西藏);石油资源890亿吨，主要分布在东、西部地区;天然气资源20×1013立方米，主要分布在新疆、青海和四川。
相关统计数据显示，20世纪70年代以来，化石能源在我国一次能源构成中的占比呈逐年下降趋势，但仍以煤炭为主。
东西部分布不均，富煤、贫油、少气的能源资源特点，决定了我国电力系统结构长期以燃煤发电为主，基本形成了“西电东送、南北互供、全国联网”的格局。
近年来，随着传统能源日益匮乏、环境日趋恶化、新能源不断发展，我国电力系统结构逐渐优化。
国家能源局发布的数据显示，2021年前11个月，我国新能源发电量达到10355.7亿千瓦时，年内首次突破1万亿千瓦时，同比增长32.97%，风电、太阳能发电累计装机容量稳居世界首位;新能源发电量对全国电力供应的贡献不断提升，占全国全社会用电量的比例达13.8%，同比提升2.14个百分点。
这也带来了新的问题——新能源出力缺乏可控性、供电不稳定，威胁电力系统稳定运行。
以风能和太阳能为例。风速、太阳光辐射取决于自然条件、难以调节控制，这意味着风能、太阳能本身具有波动性和间歇性，导致风电、太阳能发电出力不稳定。当其容量占比较小时，尚可利用电网控制与配电技术保证电网稳定运行，反之则会对电网正常供电产生明显影响。
【注：风电单日波动最大幅度可达装机容量的80%，光伏日内出力波动值可达装机容量的100%。】
在我国新能源发电大规模开发、并网背景下，新能源发电不稳定成为电力系统发展的制约因素。如何才能有效控制新能源发电出力，确保电网安全稳定?面对以上现实需求，储能技术逐渐走进人们视野。
储能，就是将电能转换为化学能、势能、动能、电磁能等形态进行存储，待需要时再转换为电能释放。这一能量转换过程，可实现电力的时序调节，发电不需即时传输，有效提高新能源发电的可调可控性。
除发电侧外，储能技术还能参与电网侧调峰调频、用户侧削峰填谷等环节，缓解高峰负荷供电需求，提高电能质量和用电效率，助力新能源高效利用以及多种能源开放互联、协同发展。
【注：调峰，在用电高峰期为电网提供额外电量，或响应新能源消纳降低输出功率;调频，精准调节波动的电压和功率;削峰填谷，在用电低谷时段充电、高峰时段放电，利用峰谷电价差获得收益或减少成本。】
根据国家规划，预计到“十四五”末，可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50%。2021年冬季，全国各地“拉闸限电”频现，再次提醒人们新能源充分承担电力系统责任的重要性，而这恰恰需要储能系统的跟进调节。随着“双碳”进程不断推进，新能源将成为各地的主力电源，储能系统更能发挥提高电网安全性和稳定性的重要作用。
中国工程热物理学会副理事长兼秘书长、中国能源研究会储能专委会主任陈海生研究员认为，既要实现“双碳”目标、又要保障国家能源安全，这是中国面临的重大需求和挑战，而发展储能技术是一种有效的途径。
存电，没那么简单
提到储存电能的方法，人们多会联想到日常生活中随处可见的电池。
实际上，储能的方式多种多样。按照存储能量的形式，储能可大致分为物理储能和化学储能两大类。其中，物理储能又包括机械储能和电磁场储能，化学储能则分为电化学储能(电池储能)和氢储能。
具体而言，抽水蓄能、压缩空气储能等，都是比较常见的物理储能形式。
抽水蓄能指在电力负荷低谷时段把下水库的水抽到上水库内，以水力势能的形式蓄能;在负荷高峰时段再放水发电，将水力势能转换为电能。但水资源易蒸发、泵水耗费功率高，其能量转换效率一般为70%左右。
压缩空气储能技术基于燃气轮机技术而发展，其工作原理是：用电负荷低谷时，利用富余电量驱动空气压缩机，以高压空气形式存储能量，负荷高峰时再释放高压空气、驱动发电机发电。其储能容量大、燃料消耗少，能源转化率可达75%左右。
化学储能中，电化学储能主要利用电池正负极氧化还原反应进行充放电，电池是其能量转换的主要载体。它不受地理等外部条件限制，适合大规模应用和批量化生产，但电池使用寿命有限、成本较高。
针对不同储能应用，电池类型也有所不同。传统的电化学电池以铅酸电池为代表;便携电子产品的出现带动了镍氢电池发展;电动汽车的发展促进了锂离子电池技术进步;新能源发电不断推广后，钠硫电池、全钒液流电池等针对大规模储能应用的电池也随之出现……
除了常规电池储能，氢能也是备受关注的化学储能方式。
氢的还原性强，热值(120.0MJ/kg)是同质量化石燃料热值的2-4倍，既能和氧气燃烧产生热能，也能通过燃料电池转化成电能，且能量转化过程中不产生温室气体、清洁环保。
此外，相较电储能方式，氢的能量密度高、能量容量成本小，储能能力极佳，可实现长时间储能或季节性储能，对于新能源转化电能而言也是很好的储运介质。
氢能利用涉及制氢、储氢、输氢、用氢多个环节。天然气制氢、煤制氢是氢气工业生产主要方式。目前，主要使用的储氢技术有高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液态储氢。而利用现有天然气管网，将新能源制氢混入天然气管道，是氢能输送的经济方法。
但从目前看来，氢储能还需在制氢效率、价格以及使用效率等方面进一步突破，具体体现在：
制氢效率整体偏低，质子交换膜、高温电制氢等高效率制氢普遍存在技术不够成熟、价格昂贵等问题;
储氢方式以高压气态储运为主(国内主要采用35 MPa 碳纤维复合钢瓶储运)，储氢罐加压过程成本较大，且随着压力增大储氢安全性也会有所降低;
在用氢层面，燃料电池的实际工作效率(约为40%-60%)远达不到理论效率(85%-90%);氢气若用作储能媒介，在转换过程中也存在着能量浪费。
全球狂热，后发赶超
可以说，储能为电网系统提供了容量巨大的“充电宝”，成为新能源高比例并网背景下电网稳定的重要技术支撑。
过去近20年来，各国纷纷探索储能领域，美国和日本发展较早。根据美国能源部信息中心数据，2004-2014年，由美国、日本、欧盟等实施的MW(兆瓦)级及以上规模的储能示范工程有180余项。从地域分布上看，美国项目数量占全球总项目数量的44%。
从储能类型上看，抽水蓄能是目前技术成熟、应用最广泛的大规模储能技术。但由于地理条件限制，开发潜力和增长空间与电化学储能技术相比较弱。截至2020年底，在全球已投运储能累计装机中，抽水蓄能所占份额达90%以上，但增速极低(同比增长0.9%);与之相比，电化学储能占比仅7%左右，同比增长却高达49.6%。
中国储能技术进步迅猛。2003年起，中国逐步实现抽水蓄能电站机组及成套设备制造自主化，抽水蓄能电站装机容量跃居世界第一，解决了世界工程极限低温下沥青混凝土、高海拔低温超长面板一次成型、复杂地质条件下过渡料爆破开采等技术难题。
电化学储能更是飞速发展：2015-2020年，电化学储能装机复合增长率超80%;2020年，中国成为全球最大电化学储能市场(市场占有率达33%)，锂离子电池、铅炭电池和全钒液流电池等方面研发应用已处国际先进水平。
截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模占全球市场总规模的18.6%。其中规模最大的是抽水蓄能，电化学储能位列第二，各类电化学储能技术中规模最大的是锂离子电池。
此外，中国已发布储能技术相关国家标准35项、行业标准9项、企业标准14项、团体标准若干项。
电储能技术迅猛发展的同时，各个地方亦结合自身优势，积极探索氢储能发展之路。广东省佛山市南海区就是其中之一。
“十二五”以来，南海区地区生产总值呈现快速增长趋势，占佛山市地区生产总值比重常年稳定在27%以上。依托经济发展，南海区装备制造业加速转型升级，在数控机床、制造机器人等先进装备制造领域取得突破，并率先布局氢燃料电池汽车产业，推动新能源汽车制造业发展。
2017年，南海区于全国率先启动科技部/联合国开发计划署“促进中国燃料电池汽车商业化发展”项目，并建成了国内首个商业化加氢站——瑞晖加氢站。目前，全区已投入847辆氢能车辆运行，燃料电池汽车保有量超过全国的10%，是国内燃料电池汽车运行规模最大的县级区。
如今，南海已汇集87家氢能企业、科研院所及相关机构，推动产学研用平台建设，涵盖了氢气生产储运及设备研制、加氢站设计与建设、燃料电池及系统、核心材料与部件、整机研发制造、产品检测及设备研制、标准制定、人才培养等8大环节，形成了较完整的、具有国内自主知识产权的氢能产业链。
近年来，我国储能技术的进步有目共睹，但总体来看尚处于发展初步阶段，尚存诸多问题。比如：研发体系不健全、缺乏进行运行评估的实际数据;储能技术发展参差不齐，技术成本和安全性问题有待进一步突破。
据不完全统计，近10年间，全球共发生32起储能电站起火爆炸事故，其中中国3起，给电池质量、安全管理、预警监控消防系统、运行环境等多个环节敲响警钟。
春日将至，稳步前行
除了技术进步，储能产业发展还需要高站位的全景规划。
我国储能产业的战略布局可追溯到2005年的《可再生能源发展指导目录》;此后，2010年出台的《可再生能源法修正案》明确规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术;2011年，储能被写入“十二五”规划纲要。
2017年10月，国家发展和改革委员会、国家能源局等五部门联合出台《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，指出要在“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。同时，各省区市也陆续出台关于推动储能产业发展的政策。
2021年，随着“双碳”目标提出，国家发展和改革委员会、国家能源局再次联合发布针对储能产业的国家级综合性政策文件《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(以下简称为《指导意见》)，明确提出：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上;到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
在国家政策引领下，张北国家风光储输示范工程、辽宁卧牛石风电场全钒液流电池储能示范电站、甘肃酒泉MW级储能电站、青海15MW储能电站……大批示范性储能电站和光储一体化电站顺利落地，并逐步从试验示范迈向商业化推广。
据统计，2021年上半年，国内新增新型储能项目257个(包括规划、在建、运行项目)，储能总规模达11.8吉瓦，是2020年同期的9倍;新增投运项目规模304.4兆瓦，其中百兆瓦以上大规模项目是2020年同期的8.5倍。
【注：10000千瓦=10兆瓦=0.01吉瓦】
此外，《指导意见》还指出，储能技术要以需求为向导，坚持多元化发展。这提醒我们，要做好储能产业的前瞻性规划研究，避免资源无效配置，推动商业化发展。
储能项目投资成本偏高，社会资本难以进入;储能项目商业模式的不稳定性，导致融资渠道有限，储能技术产业化相关政策体系和价格机制有待完善……囿于以上因素，当前我国电储能商业化应用仍集中在新能源发电侧和电网侧，在用户侧的商业化探索相对有限，亟待政策推动。
2021年，已有多省在新能源竞价招标方案中明确新能源配储比例要求，一般在5%-20%之间、储能时长2小时。随着可再生能源占比不断提高，我国电力结构将发生重大变化，对于储能技术和市场的要求也会不断提高。我们要做的就是不断提升技术、勇敢迎接挑战。
