摘要 構(gòu)建新型電力系統(tǒng)對(duì)于實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)至關(guān)重要。系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力已成為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵因素。新型儲(chǔ)能具有多種優(yōu)勢(shì)，且技術(shù)經(jīng)濟(jì)性正在快速進(jìn)步，必將成為提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力的重要支撐。未來支撐實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的新型電力系統(tǒng)需要多少新型儲(chǔ)能、什么樣的新型儲(chǔ)能以及如何發(fā)展新型儲(chǔ)能是需要重點(diǎn)研究的課題。將中國(guó)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型路徑、靈活性資源協(xié)同規(guī)劃、儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展及中國(guó)電力系統(tǒng)的特征相結(jié)合，以轉(zhuǎn)型路徑情景為基礎(chǔ)邊界，充分考慮煤電發(fā)展過程存在的不確定，提出3種新型儲(chǔ)能研究方案；采用基于時(shí)序生產(chǎn)模擬的電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲(chǔ)擴(kuò)展優(yōu)化模型，充分刻畫七大區(qū)域電網(wǎng)的電源、負(fù)荷及電網(wǎng)互聯(lián)等系統(tǒng)特性，全面考慮系統(tǒng)靈活性資源的技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性，量化分析全國(guó)七大區(qū)域電網(wǎng)對(duì)各類型儲(chǔ)能的需求潛力；從碳達(dá)峰、快速減排、碳中和3個(gè)階段，針對(duì)新型儲(chǔ)能的發(fā)展任務(wù)、技術(shù)經(jīng)濟(jì)水平及發(fā)展規(guī)模等維度提出新型儲(chǔ)能的發(fā)展路徑，為中國(guó)新型儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃和產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展提供決策參考。
1 模型方法及流程
1.1 模型方法
本文建立了基于時(shí)序、計(jì)及多種靈活性資源出力約束，且考慮多種時(shí)間尺度不確定性的快速生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型，以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo)，兼顧投資決策和生產(chǎn)運(yùn)行約束，可統(tǒng)籌優(yōu)化系統(tǒng)目標(biāo)年的源-網(wǎng)-儲(chǔ)的容量規(guī)模，為源-網(wǎng)-儲(chǔ)的中長(zhǎng)期規(guī)劃提供量化支撐。
模型主要包含優(yōu)化目標(biāo)、投資決策約束及生產(chǎn)運(yùn)行約束3個(gè)方面，說明如下。
1）優(yōu)化目標(biāo)為系統(tǒng)總成本最低，包括投資成本和運(yùn)行成本。電源、電網(wǎng)及儲(chǔ)能的投資成本為單位投資成本與容量的乘積，其中容量為優(yōu)化變量。系統(tǒng)的總運(yùn)行成本包括火電的發(fā)電成本、失負(fù)荷成本，火電出力與失負(fù)荷量為優(yōu)化變量，即
2）投資決策約束主要包括系統(tǒng)供電充裕度、新能源發(fā)電量占比以及新能源電源、互聯(lián)電網(wǎng)及新型儲(chǔ)能的最大可規(guī)劃容量等。系統(tǒng)供電充裕度方面，要求失負(fù)荷量小于負(fù)荷總量的較小比例，或者不允許失負(fù)荷，約束為
式中：ri,t為時(shí)刻t新能源i的發(fā)電出力；Nr為新能源設(shè)備數(shù)量； α 為新能源發(fā)電的滲透率，與能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程密切相關(guān)。
3）生產(chǎn)運(yùn)行主要考慮可調(diào)節(jié)性電源和新能源出力、互聯(lián)電網(wǎng)輸送功率、儲(chǔ)能充放電功率以及系統(tǒng)電力供需平衡等運(yùn)行特性，其中儲(chǔ)能充放電約束為
不同類型儲(chǔ)能充放電效率、持續(xù)充放電時(shí)長(zhǎng)、成本各不同，不再區(qū)分不同類型儲(chǔ)能跨時(shí)間尺度平衡的特點(diǎn)，允許不同類型儲(chǔ)能基于時(shí)序曲線決定充放電，從經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的角度開展統(tǒng)籌優(yōu)化。
1.2 計(jì)算流程
儲(chǔ)能需求優(yōu)化計(jì)算流程如圖1所示。首先，根據(jù)已有研究基礎(chǔ)確定各類輸入?yún)?shù)，包括各類可調(diào)節(jié)電源出力特性、成本及規(guī)模，新能源出力曲線、成本及規(guī)模，電網(wǎng)輸電特性、成本及規(guī)模，儲(chǔ)能調(diào)節(jié)特性和成本，新能源滲透率以及供電充裕度等技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，具體參數(shù)詳見2.2節(jié)基礎(chǔ)邊界。其次，以確保用電可靠性為前提，結(jié)合各類電力、電量平衡約束，以綜合度電成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，采用混合整數(shù)線性規(guī)劃進(jìn)行建模，優(yōu)化系統(tǒng)8 760逐小時(shí)的運(yùn)行過程；最終，得出滿足平衡要求的最優(yōu)儲(chǔ)能裝機(jī)、新能源裝機(jī)優(yōu)化結(jié)果，計(jì)算相應(yīng)的新能源利用率和系統(tǒng)綜合度電成本等參數(shù)。
儲(chǔ)能需求是對(duì)其功率、持續(xù)放電時(shí)間、成本等因素的復(fù)雜組合，因此，對(duì)功能區(qū)別較大的短時(shí)儲(chǔ)能（提供功率調(diào)節(jié)能力）和長(zhǎng)期儲(chǔ)能（提供能量調(diào)節(jié)能力）分別建模。求解過程充分考慮了來自于可調(diào)節(jié)電源、電網(wǎng)互聯(lián)和負(fù)荷錯(cuò)峰等方面的靈活性，計(jì)算結(jié)果是系統(tǒng)對(duì)各類型儲(chǔ)能的需求，包括短時(shí)儲(chǔ)能（抽蓄和鋰離子電池儲(chǔ)能）和長(zhǎng)期儲(chǔ)能（氫儲(chǔ)能），抽蓄以外的儲(chǔ)能需求即為新型儲(chǔ)能需求。
2 儲(chǔ)能需求潛力
2.1 電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型路徑
構(gòu)建新型電力系統(tǒng)能夠有力推動(dòng)電力生產(chǎn)在2050年前實(shí)現(xiàn)近零排放，之后為實(shí)現(xiàn)碳中和提供負(fù)排放。電力將是減排力度最大、脫碳速度最快的領(lǐng)域，減排量占能源活動(dòng)40%以上。
碳達(dá)峰階段（2030年前），推動(dòng)構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，轉(zhuǎn)變煤電定位，加快風(fēng)光新能源發(fā)電建設(shè)，電力生產(chǎn)碳排放明顯下降。2030年新能源發(fā)電量占比約30%，電力生產(chǎn)碳排放降至45億t。
快速減排階段（2030—2050年），在確保供應(yīng)安全的前提下，推動(dòng)煤電有序退出，優(yōu)化氣電功能布局，通過碳捕集利用與封存（CCS）、生物質(zhì)碳捕集與封存碳捕集量約15億t CO2，2050年前電力生產(chǎn)實(shí)現(xiàn)近零排放，2050年新能源發(fā)電量占比約60%。
全面中和階段（2050—2060年），2060年電力生產(chǎn)90%以上由清潔電源供應(yīng)，65%由新能源電源供應(yīng)，碳捕集量約10億t CO2，進(jìn)入電力供應(yīng)負(fù)排放時(shí)代，為全社會(huì)2060年前碳中和提供負(fù)排放空間。
2.2 基礎(chǔ)邊界
2.2.1 負(fù)荷水平及特性
根據(jù)中國(guó)碳中和之路研究，預(yù)計(jì)2030、2050、2060年中國(guó)全社會(huì)用電量分別達(dá)到11.4萬億、16萬億、17萬億kW·h；最大負(fù)荷分別達(dá)到18.2億、26億、27.4億kW。在負(fù)荷特性方面，考慮優(yōu)惠電價(jià)政策或市場(chǎng)機(jī)制的引導(dǎo)作用，部分負(fù)荷將向用電成本更低的時(shí)段轉(zhuǎn)移，起到一定移峰填谷的效果，負(fù)荷最大利用小時(shí)數(shù)將逐年有所提高。
2.2.2 電源裝機(jī)
根據(jù)中國(guó)碳中和之路研究，預(yù)計(jì)2030 年、2050 年、2060 年中國(guó)電源總裝機(jī)（不含抽蓄）將分別達(dá)到39億、76 億和78億kW。清潔能源發(fā)電（不含煤電和氣電）裝機(jī)比重持續(xù)上升，2030 年達(dá)到24.6 億kW，占比約63%。2030—2050 年，清潔能源裝機(jī)每年須增長(zhǎng)2億kW，達(dá)到65.1億kW，占比約85%。2050—2060 年，每年需增長(zhǎng)0.5 億kW，達(dá)到69.7億kW，實(shí)現(xiàn)約90%的電源裝機(jī)由清潔能源承擔(dān)，具體如圖2所示。
由于煤電發(fā)展受多種因素影響，研究中以前述轉(zhuǎn)型路徑情景作為基準(zhǔn)方案，分別構(gòu)建高煤電、低煤電方案的發(fā)展情景。
基準(zhǔn)方案：延續(xù)現(xiàn)有的煤電發(fā)展政策，從主體電源向調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變，將主要發(fā)揮輔助服務(wù)、保障靈活性和可靠性等作用。2030年前，裝機(jī)容量達(dá)峰12.7億kW后，到2050年逐步降至7.2億kW左右，到2060年，進(jìn)一步降至5億kW，約2億~3億kW煤電機(jī)組關(guān)停后作為戰(zhàn)略備用保留。
高煤電方案：考慮碳捕集及封存技術(shù)快速進(jìn)步和大規(guī)模應(yīng)用，煤電+CCS可以實(shí)現(xiàn)較好的減排效果，2030年前煤電裝機(jī)峰值達(dá)到13億kW，2050年、2060年裝機(jī)分別降至9億、7億kW。2060年約2億~3億kW煤電機(jī)組關(guān)停后作為戰(zhàn)略備用保留。
低煤電方案：按照煤電低峰值達(dá)峰，最終煤電不再納入日常電力電量平衡，約2億~3億kW煤電機(jī)組關(guān)停后作為戰(zhàn)略備用保留，2030年前煤電裝機(jī)峰值為11.4億kW，2050年、2060年裝機(jī)分別降至2.3億kW、0。
風(fēng)電、光伏的小時(shí)級(jí)時(shí)序發(fā)電出力特性數(shù)據(jù)來自全球清潔能源資源開發(fā)與評(píng)估平臺(tái)（GREAN），根據(jù)電源基地規(guī)劃方案，每個(gè)區(qū)域選取5~10個(gè)具有代表性的新能源發(fā)電特性曲線?？紤]極熱無風(fēng)、極寒無光等氣候條件在一年中出現(xiàn)的平均時(shí)長(zhǎng)，分析計(jì)算中2060年允許系統(tǒng)失去一定比例的負(fù)荷，最大允許失負(fù)荷量約占全年用電負(fù)荷的5‰，且失負(fù)荷設(shè)置一定成本門檻，約2元/(kW·h)，失負(fù)荷通常由作為應(yīng)急和戰(zhàn)略備用的2億~3億kW煤電來保障。儲(chǔ)能的需求與系統(tǒng)調(diào)節(jié)電源的規(guī)模、結(jié)構(gòu)和分布關(guān)系密切，為充分考慮構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的儲(chǔ)能需求，在分析計(jì)算過程中，2060年作為應(yīng)急和戰(zhàn)略備用的2億~3億kW煤電未納入平衡計(jì)算。
2.2.3 互聯(lián)電網(wǎng)
全國(guó)按照電網(wǎng)結(jié)構(gòu)分為華北、華東、華中、東北、西北、西南和南方7個(gè)分區(qū)，研究中著眼于宏觀分析儲(chǔ)能需求，考慮到計(jì)算效率要求，暫不計(jì)及各區(qū)域內(nèi)電網(wǎng)對(duì)靈活性資源發(fā)揮調(diào)節(jié)作用的約束，僅考慮各區(qū)域之間的電網(wǎng)互聯(lián)約束。預(yù)計(jì)2030、2050及2060年中國(guó)7大區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)規(guī)模將分別達(dá)到345 GW、610 GW、618 GW。
2.2.4 新型儲(chǔ)能
考慮短時(shí)功率型儲(chǔ)能和長(zhǎng)期能量型儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的不同作用，分別對(duì)2種儲(chǔ)能進(jìn)行建模和優(yōu)化計(jì)算。短時(shí)儲(chǔ)能主要考慮抽水蓄能和鋰離子電池（新型短時(shí)儲(chǔ)能），兩者分開建模，抽蓄持續(xù)放電時(shí)間按照6~8 h考慮，充放電效率75%，鋰離子電池持續(xù)放電時(shí)間按照4 h考慮，充放電效率85%，結(jié)合專項(xiàng)規(guī)劃，分析中不再對(duì)抽蓄規(guī)模進(jìn)行優(yōu)化；新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能參照包含電解槽、儲(chǔ)氫罐和氫發(fā)電設(shè)備的氫儲(chǔ)能系統(tǒng)為例，持續(xù)放電時(shí)間一般可達(dá)100 h，“電-氫-電”的充放電效率為50%。結(jié)合大規(guī)模儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展研究，以下給出不同類型儲(chǔ)能的投資成本變化趨勢(shì)，如圖3所示。
2.3 儲(chǔ)能需求分析
本節(jié)采用上文提到的基于8 760 h時(shí)序生產(chǎn)模擬的電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲(chǔ)擴(kuò)展優(yōu)化模型開展全國(guó)分區(qū)域儲(chǔ)能需求的量化研究。以“雙碳”目標(biāo)下電力轉(zhuǎn)型路徑情景為邊界條件，綜合考慮可調(diào)節(jié)裝機(jī)變化等不確定因素，提出3個(gè)支撐“雙碳”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的儲(chǔ)能研究方案，分別為基準(zhǔn)方案、高煤電方案、低煤電方案，從源網(wǎng)荷儲(chǔ)統(tǒng)籌優(yōu)化的角度，按照2030、2050、2060年3個(gè)水平年分別優(yōu)化計(jì)算實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)過程中的全國(guó)儲(chǔ)能（含抽蓄）需求總量。
2.3.1 基準(zhǔn)方案
2030、2050和2060年，儲(chǔ)能（含抽蓄）裝機(jī)需求分別約為2.6億、9.5億和12.5億kW。抽水蓄能的開發(fā)受站址資源約束較大，未來開發(fā)的潛力存在一定的天花板，預(yù)計(jì)2030、2050、2060年開發(fā)規(guī)模分別為1.7億、3.0億和3.5億kW。綜上，到2030、2050、2060年，預(yù)計(jì)新型儲(chǔ)能的需求分別為0.9億、6.5億、9億kW，其中新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能需求分別為0、0.6億和1億kW。
基準(zhǔn)方案下不同區(qū)域各個(gè)階段的儲(chǔ)能總需求、短時(shí)儲(chǔ)能需求、長(zhǎng)期儲(chǔ)能需求以及2060年西北區(qū)域最大負(fù)荷周電力平衡結(jié)果如圖4~7所示。分區(qū)域來看，華北區(qū)域新能源裝機(jī)總量較高，出力波動(dòng)明顯，與用電負(fù)荷需求不匹配，呈現(xiàn)強(qiáng)烈的反調(diào)峰特性，對(duì)儲(chǔ)能的需求較高。華東區(qū)域用電負(fù)荷較大，對(duì)用戶側(cè)靈活性調(diào)節(jié)資源的需求較大。華中區(qū)域水電等可調(diào)節(jié)電源占比較高，對(duì)新型儲(chǔ)能的需求相對(duì)較小。東北區(qū)域熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組占比較高，靈活性調(diào)節(jié)能力相對(duì)有限，對(duì)儲(chǔ)能的需求較大。西北區(qū)域風(fēng)光新能源裝機(jī)占比高，在煤電裝機(jī)逐漸降低、水電基本開發(fā)完畢、核電開發(fā)受站址限制等條件下，對(duì)儲(chǔ)能的需求較大。西南區(qū)域水電裝機(jī)占比高，調(diào)節(jié)能力較為充足，對(duì)新型儲(chǔ)能的需求不大。南方區(qū)域用電負(fù)荷大，外受電比例高，區(qū)外來電的特性對(duì)電網(wǎng)的靈活性影響明顯，如果充分發(fā)揮云南等地的水電調(diào)節(jié)能力，可以顯著降低煤電需求。
2.3.2 高煤電方案
高煤電方案下，2030、2050和2060年，煤電裝機(jī)分別為13億、9億和7億kW，儲(chǔ)能（含抽蓄）裝機(jī)需求明顯減少，分別約為2億、7.7億和10.4億kW。由于煤電裝機(jī)的增加，對(duì)新能源裝機(jī)容量的需求相應(yīng)減少，2030、2050和2060年風(fēng)光裝機(jī)相應(yīng)為18億、52億、55.1億kW?？鄢樾畎l(fā)展規(guī)模后，新型儲(chǔ)能的需求分別為0.3億、4.7億、6.9億kW，其中新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能為0。
2.3.3 低煤電方案
低煤電方案下，2030、2050和2060年，煤電裝機(jī)分別為11.4億kW、2.3億kW和0，儲(chǔ)能（含抽蓄）裝機(jī)需求明顯增加，分別約為3.6億、15.5億和19億kW。其中，新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能（持續(xù)放電時(shí)間100 h以上）分別為0、1億、2.1億kW。在快速減排和碳中和階段，由于具有季節(jié)性調(diào)節(jié)能力的煤電快速減少，大容量的長(zhǎng)期儲(chǔ)能對(duì)于電力系統(tǒng)必不可少。由于煤電裝機(jī)的減少，需增加新能源裝機(jī)容量滿足電量需求，2030、2050和2060年風(fēng)光裝機(jī)相應(yīng)為18億、54.7億、60.5億kW。扣除抽蓄后，新型儲(chǔ)能的需求分別為1.9億、12.5億、15.5億kW。
2.3.4 方案對(duì)比
可調(diào)節(jié)電源裝機(jī)的規(guī)模對(duì)儲(chǔ)能需求的總量和結(jié)構(gòu)影響顯著。對(duì)比3種方案，其他可調(diào)節(jié)電源條件相同的情況下，煤電裝機(jī)規(guī)模越大，系統(tǒng)對(duì)于儲(chǔ)能的需求越小。3種方案橫向?qū)Ρ葋砜?，?060年為例，低煤電、基準(zhǔn)方案、高煤電方案的火電裝機(jī)分別為0、5億、7億kW，儲(chǔ)能需求分別為19億、12.5億、10.4億kW。
3種方案下，電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性水平存在差異。低煤電方案煤電裝機(jī)最小，但需要增加新能源裝機(jī)以補(bǔ)充煤電退出留下的電量缺口，并且新裝大量的儲(chǔ)能滿足系統(tǒng)靈活性需求；高煤電方案對(duì)儲(chǔ)能需求小，但煤電發(fā)電量大，每年煤耗成本和碳捕集及封存的成本相應(yīng)較高。綜合來看，基準(zhǔn)方案是將設(shè)備投資成本、運(yùn)行成本等多種經(jīng)濟(jì)性因素統(tǒng)籌考慮的優(yōu)化結(jié)果。
3 儲(chǔ)能發(fā)展路徑
基于以上不同類型儲(chǔ)能需求規(guī)模優(yōu)化分析結(jié)果，結(jié)合各類儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展研判，從階段目標(biāo)、技術(shù)水平、發(fā)展規(guī)模等維度研判給出在實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的過程中儲(chǔ)能發(fā)展路徑，如表1所示，眾多儲(chǔ)能技術(shù)將構(gòu)成一個(gè)與現(xiàn)代能源體系發(fā)展相適應(yīng)的綜合儲(chǔ)能系統(tǒng)。以下分析中，將短時(shí)儲(chǔ)能進(jìn)一步細(xì)分為抽蓄和飛輪、壓縮空氣儲(chǔ)能、鋰（鈉）離子電池、液流電池、電動(dòng)汽車等新型短時(shí)儲(chǔ)能，長(zhǎng)期儲(chǔ)能主要包括氫儲(chǔ)能，也是新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能。
3.1 碳達(dá)峰階段（2030年前）
新能源占比相對(duì)較低，充分發(fā)揮常規(guī)電源調(diào)節(jié)能力，優(yōu)先建設(shè)開發(fā)抽水蓄能，可基本滿足系統(tǒng)需求。應(yīng)充分利用這一窗口期，積極探索新型儲(chǔ)能技術(shù)在各場(chǎng)景下的工程應(yīng)用，為后續(xù)快速減排階段的需求奠定基礎(chǔ)。
從技術(shù)發(fā)展上看，鋰離子電池儲(chǔ)能逐漸過渡為高安全大容量技術(shù)路線，循環(huán)壽命達(dá)到6000次以上，鈉離子電池技術(shù)基本成熟，循環(huán)壽命達(dá)到4 000次以上，鋰（鈉）離子電池成本不斷下降至800~1000元/(kW·h)，安全性水平大幅提升，進(jìn)入商業(yè)化應(yīng)用階段；地下洞穴式壓縮空氣儲(chǔ)能的成本降至8000~9000元/kW，其他新型儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)不斷改善，在系統(tǒng)調(diào)頻、新能源送出等應(yīng)用場(chǎng)景初步展現(xiàn)出應(yīng)用價(jià)值。
從建設(shè)規(guī)模來看，到2030年，鋰（鈉）電池儲(chǔ)能達(dá)到約0.5億~0.8億kW（2億~2.4億kW·h），電動(dòng)汽車基本實(shí)現(xiàn)有序充電并逐漸開展V2G，雙向調(diào)節(jié)功率達(dá)到約1000萬kW；其他新型儲(chǔ)能示范工程總規(guī)模超過1000萬kW左右。
3.2 快速減排階段（2030—2050年）
隨著新能源占比不斷提高，需要在電源側(cè)大規(guī)模配置儲(chǔ)能平抑新能源發(fā)電的隨機(jī)性和波動(dòng)性，初期快速提高短時(shí)儲(chǔ)能的裝機(jī)規(guī)模，后期逐漸增加長(zhǎng)期儲(chǔ)能；在用戶側(cè)，電動(dòng)汽車參與V2G或換電模式的滲透率快速提高，電-氫跨能源品種的耦合不斷增強(qiáng)，非專用的低邊際成本儲(chǔ)能逐漸成為用戶側(cè)儲(chǔ)能的主體。
從技術(shù)發(fā)展上看，鋰（鈉）電池成為短時(shí)儲(chǔ)能的重要手段，循環(huán)壽命達(dá)到8 000次以上，成本下降至500~700元/(kW·h)；地穴式壓縮空氣儲(chǔ)能充分開發(fā)，成本有望降至5 000~7 000元/ kW；其他儲(chǔ)能技術(shù)趨于成熟，在特定場(chǎng)景下發(fā)揮特有優(yōu)勢(shì)或多種儲(chǔ)能技術(shù)組合應(yīng)用。氫儲(chǔ)能以制氫-儲(chǔ)輸氫-氫發(fā)電環(huán)節(jié)相對(duì)獨(dú)立配置為特點(diǎn)，電制氫系統(tǒng)成本下降至2 000元/ kW以下；儲(chǔ)氫設(shè)備結(jié)合應(yīng)用場(chǎng)景，高壓氣氫、液氫或氫化合物等多種形式并存；氫發(fā)電設(shè)備以氫燃機(jī)（或燃?xì)鈾C(jī)摻氫）為主，成本降至3 000元/kW，發(fā)揮電源支撐的重要作用，氫燃料電池為輔，成本降至2 000元/kW左右，主要用于分布式應(yīng)用場(chǎng)景。
從建設(shè)規(guī)模來看，到2050年，鋰（鈉）電池儲(chǔ)能電站約2.5億~3.0億kW（12億~15億kW·h），電動(dòng)汽車參與V2G的規(guī)模約2.5億~3.0億kW，氫儲(chǔ)能約0.5億~1億kW；其他新型儲(chǔ)能總規(guī)模在數(shù)千萬kW左右。
3.3 碳中和階段（2060年前）
新能源成為供能主體后，需要更大規(guī)模的儲(chǔ)能作為靈活性資源的基礎(chǔ)。各種技術(shù)類型的儲(chǔ)能在不同應(yīng)用場(chǎng)景下發(fā)揮重要作用，共同構(gòu)成綜合儲(chǔ)能系統(tǒng)。
從技術(shù)發(fā)展上看，金屬空氣電池等新型電化學(xué)儲(chǔ)能有望實(shí)現(xiàn)廣泛應(yīng)用，循環(huán)壽命達(dá)到10000次以上，成本下降至500~700元/(kW·h)；電、氫、熱等不同能源品種緊密耦合，實(shí)現(xiàn)協(xié)同發(fā)展，在整個(gè)能源系統(tǒng)中形成“廣義儲(chǔ)能”。
從建設(shè)規(guī)模來看，到2060年，電化學(xué)電池儲(chǔ)能電站約3.5億~4億kW（16億~21億kW·h），電動(dòng)汽車參與V2G的規(guī)模約3.5億~4億kW，氫儲(chǔ)能約1億~1.5億kW；其他新型儲(chǔ)能總規(guī)模在1億kW以內(nèi)。
4 結(jié)論與建議
本文以雙碳目標(biāo)下電力轉(zhuǎn)型路徑情景為基礎(chǔ)邊界和方案，綜合考慮煤電裝機(jī)的不確定性，提出3個(gè)支撐雙碳目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的儲(chǔ)能研究方案，采用基于8 760 h時(shí)序生產(chǎn)模擬的電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲(chǔ)擴(kuò)展優(yōu)化模型開展全國(guó)儲(chǔ)能需求量化研究，并從不同階段的發(fā)展任務(wù)、技術(shù)水平、建設(shè)規(guī)模等維度提出發(fā)展路徑。主要結(jié)論和建議如下。
1）基準(zhǔn)方案下的儲(chǔ)能需求是統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性的最優(yōu)結(jié)果。預(yù)計(jì)2030、2050和2060年，中國(guó)新型儲(chǔ)能（不含抽蓄）需求分別為0.9億、6.5億、9億kW，其中長(zhǎng)期儲(chǔ)能需求分別為0、0.6億和1億kW。分區(qū)域來看，西南區(qū)域?qū)π滦蛢?chǔ)能需求最小；華東、南方、華中3個(gè)區(qū)域僅對(duì)短時(shí)儲(chǔ)能需求較大；西北、華北、東北3個(gè)區(qū)域?qū)π滦投虝r(shí)儲(chǔ)能和新型長(zhǎng)期儲(chǔ)能都有需求。
2）綜合基準(zhǔn)、低煤電、高煤電3種方案分析，考慮到煤電退出路徑和新型儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)步的不確定性，預(yù)計(jì)2030年、2050年、2060年新型儲(chǔ)能需求為0.5億~1.5億、5億~8億、8億~10億kW。
3）2030年前碳達(dá)峰階段，應(yīng)充分利用這一窗口期，積極探索新型儲(chǔ)能技術(shù)在各場(chǎng)景下的工程應(yīng)用，為后續(xù)快速減排階段的需求奠定基礎(chǔ)。
4）2030—2050年快速減排階段，需要在電源側(cè)快速提高短時(shí)儲(chǔ)能，逐漸增加長(zhǎng)期儲(chǔ)能；在用戶側(cè)，電動(dòng)汽車參與V2G比例快速提高，電-氫跨能源品種的耦合不斷增強(qiáng)，非專用的低邊際成本儲(chǔ)能逐漸成為用戶側(cè)儲(chǔ)能的主體。
5）2060年前碳中和階段，各種技術(shù)類型的儲(chǔ)能在不同應(yīng)用場(chǎng)景下發(fā)揮重要作用，共同構(gòu)成綜合儲(chǔ)能系統(tǒng)。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請(qǐng)查看原文。
