新能源+储能，成主流发展方向

储能主要是指电能的储存和释放的循环过程。通俗地理解，就是把暂时多余的电以某种形式存起来，在需要的时候再拿出来使用，就像一个大号的充电宝。

要弄明白这个问题，我们还是要从“碳中和”讲起。新能源虽好，但在大规模并网应用阶段仍然存在一些问题。以光伏为例，太阳能发电需要“靠天吃饭”，晴天多，光伏发电站输出的电能其实并不稳定，甚至一片云遮住太阳也会影响发电的频率，而且与用电高峰存在着明显的时间错配，如果直接并入电网，可能会对电网的电力调度和稳定性造成负面影响。

因此，电网公司可能会对某一阶段光伏电站的输出加以限制，一旦超过了一定的水平，光伏电站只能被迫丢弃这部分“多余”的电能。所以，如何在保证发电量相对稳定的同时，同时不浪费来之不易的电力，是光伏电站需要解决的一大难题。

白天是用电高峰期，电力资源供给相对紧张，晚上是用电低谷期，电力资源供给相对充裕。加上新能源发电不具备火力发电那样的调峰功能，供给上的矛盾就涉及电网调峰的问题。

而在加入储能装置之后，就可以将间歇性的再生能源持续为储能装置充电，在用户负荷高或者不限电的时候，储能装置将向电网放电，让再生能源真正的进入到完整的电力系统当中，让不稳定的能源变为可调节、可调度的电能。

乐驾智慧能源管理平台可以利用数据为企业提供节能分析和新能源使用策略，为企业微电网开源降耗提供改造方案。

对于储能供电的稳定性，乐驾有着自研的智慧储能系统，具有平滑过渡、削峰填谷、调频调压等功能。可以减少随机性、间歇性、波动性给电网和用户带来的冲击；通过谷价时段充电，峰价时段放电可以大大减少用户的电费支出；在大电网断电时，能够孤岛运行，确保对用户不间断供电，微电网运行。

混合能源系统是基于太阳能、风能、柴油发电机组、市电储能等能源混合为一体的能源系统，其不仅可以降低用电成本，还可以提高供电系统的可靠性，可应用在海岛、边防哨所、电信基站、别墅、工商业储能等离网或并网混合能源供电系统。

HES9510混合能源控制器可用于柴油发电机组与太阳能，风能，储能电池等以逆变器做为电源输出的能源系统。它可以控制逆变电源的起/停机，输出模式，功率输出大小以及输出断路器的合分闸，也可以根据负载情况，控制系统中的发电机组的起停，为逆变电源提供旋转备用，还可以控制变流器对储能电池进行充放电管理等功能。

HES9510可应用在有市电或无市电能源系统中。控制器可控制市电、发电机组、储能电站、PV电站或风力电站使用的优先级。 每种能源可单独设置优先级，优先级数值越小，优先级越高，同时也支持动态调整优先级。

在有市电的系统中，系统可由市电，光伏和柴油发电机组组成，正常运行时光伏并网发电，在市电功率限制、阶梯电价电费高等原因时，最大限度的减少市电使用。在市电故障时，光伏和发电机组并网带载并通过对光伏输出功率的控制，使柴油发电机组以最小的功率输出，并且可以通过对光伏输出功率的控制，可以防止在和柴油发电机组并网运行时造成柴油发电机组逆功。

在无市电的系统中，系统可由光伏、风电，储能和柴油发电机组组成。白天风能和光伏带载并为储能电池组充电；晚上风能和储能电池组带载，当储能电池组电量不足时，柴油发电机组带载。

2018中国储能西部论坛8月2日在青海省海东科技园开幕。业界专家称，中国可再生能源储能市场前景光明，应用价值较大，但一些瓶颈问题仍需突破。

中国国家能源局今年1月发布数据称，2017年中国可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同时，全年弃水、弃风、弃光电量超1000亿千瓦时。

“(弃水、弃风、弃光)造成可再生能源巨大浪费。”中国华能集团清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义说。

中国能源研究会常务副理事长、国家能源局原副局长史玉波认为，在储能技术诸多应用领域中，储能与可再生能源深度融合，能解决可再生能源稳定输出和提升系统发电效益难题，促进可再生能源并网与就地消纳，具有较大应用价值和光明市场前景。

蓄水储能、光伏储能、风电储能及大基地外送储能研究……国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司总经理魏显贵在论坛介绍了该公司已投产和正在建设的储能项目，“储能技术能解决新能源出力不平衡及波动性问题”。

史玉波说，据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长近两成，“储能正日益成为投资热点和行业焦点。”

原国务院参事吴宗鑫说，目前，各种储能技术正处在探索和研发阶段，对于未来可再生能源及新能源汽车具有重要影响。

史玉波认为，目前，储能与可再生能源配套应用的局限性还比较突出，系统收益的多样性和投资价值还难以充分实现，集中式可再生能源并网储能系统收益单一，除存储弃电外，储能其余功能价值难以全面体现，集成储能资源难以发挥规模效应，电力市场开放程度有限。

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一是： “碳达峰”、“碳中和”以及国内2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，光伏、风电接入应用比例提升；同时，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

二是： 储能相关配套政策逐步完善，包括明确规模目标、市场地位、商业模式、优化电价机制以及鼓励配套等方面，为储能创造有效的电力市场及政策支持环境。

基于以上观点，我们将在本篇讨论以下内容：

什么是储能技术 储能的应用场景 全球和中国的储能发展现状 “碳中和”趋势下的储能发展机遇 国内储能政策的持续完善 国内电化学储能发展空间。

电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。

储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。

电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。

我们认为，随着系统成本的不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。

电力系统是储能领域的主要的应用场景

电力系统中储能可提供： 调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。

储能在电力系统中根据应用场景可分为： 发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。

除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间

通信： 储能在通信基站、数据中心和UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。

据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心： 随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。

据36氪研究院统计，2020年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。

其他： 储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。

全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式

新增装机规模方面： 2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；

其中锂离子电池储能新增装机规模4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。

中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先

据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中，

地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均突破GW级大关。

项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；

在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩大，中国储能发展将持续全球领先。

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能高速发展，新增贡献接近一半

新增装机规模方面： 2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。

气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行

随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾害。

2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；

2018年，政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布《全球1.5 升温特别报告》指出，要将全球变暖限制在1.5 C，到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现“净零”排放，即“碳中和”。

根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气候变化的威胁。

新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益

据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用比例是未来能源发展的主要方向。

2020年12月，进一步宣布“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”、“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等目标。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。

新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大

新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入会对电力系统带来挑战。

储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能技术将迎来高速发展。

储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：

发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。

电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；

用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。

地方储能相关政策陆续出台

目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。

国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路

近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。

新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。

拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。

7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。

明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”、“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。

国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间

我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的推动下迎来高速发展契机。

国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。以此计算，2020-2025年均复合增长率将超50%。

据CNESA预测：

保守场景下，2025年中国电化学储能累计投运规模有望达35.5GW； 随着“碳达峰”和“碳中和”目标和储能相关政策的推动，理想场景下2025年中国电化学储能累计投运规模有望达55.9GW。

据赛迪智库预测：到2025年我国锂电储能累计装机规模有望达50GW；到2035年我国锂电储能累计装机规模有望达600GW。

我们认为，在新能源大规模接入的新型电力系统体系下，储能有望迎来大规模发展机遇：

“碳达峰”、“碳中和”以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，同时分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求；

国家级及地方相关政策进一步完善，2025年储能装机规模目标、市场地位、商业模式得到明确；峰谷电价价差的拉大有望推动用 户侧配置储能，项目经济性提升将加大储能市场需求；鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模利于进一步扩 大储能在发电侧的需求和应用空间。行业相关政策的逐步完善将有利于推动储能产业的高速发展。

储能发展机遇下的锂电池、逆变器、储能系统集成三条主线：

锂电池：储能系统装机规模的快速增长将直接推动锂电池需求，具备性能成本优势、销售渠道以及技术实力的企业有望受益；

逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，逆变器技术领先和具备渠道优势的企业有望受益；

储能系统集成：储能系统集成看重集成商的集成效率、成本控制以及对零部件和下游应用的理解，在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益于市场规模扩大。

行业公司：阳光电源、锦浪 科技 、德业股份、科士达、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能 科技 等。

储能装机不及预期；

储能政策不及预期；

设备安全性风险；

储能成本下降速度不及预期等。

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报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

报告原名：《 新能源发展+政策双轮驱动，国内储能行业迈入快车道 》

作者、分析师： 华西证券 杨睿 李唯嘉

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提及宁德时代，必言其动力电池全球第一。然而，人们所不熟悉的，宁德时代不仅有“以动力电池为核心的移动式化石能源替代”战略，还有“以 可再生能源和储能 为核心的固定式化石能源替代”战略。

而在碳中和的大背景下，“造车热”加持下的动力电池也不应该掩盖掉后者的重要性。

宁德时代三大战略及发展历程

百年未有之大变局，新旧秩序交替之时，已经走上快车道的新能源 汽车 ，带领着动力电池一骑绝尘。但如果追本溯源的话，很容易就能发现，他们“飞上天”的背后，就是碳中和的逻辑。

但碳中和这样一个如此大的目标，仅依靠新能源 汽车 替代燃油车此类出行方式的变革就能轻易实现吗？显然不能，因为达成碳中和的关键之处还在于电力供给端的发力。

碳中和的首只“拦路虎”

根据国家统计局数据显示，在2020年碳排放量的分布中，仅发电一项就占到了总碳排放量的51%。换句话说，如果解决了电力供给端的碳排放问题，那么就有可能推进碳中和目标完成近一半。

而更进一步的，无论是用水电、风电，还是光伏发电等利用可再生能源的发电方式，想要去替代掉传统的火力发电，避免“垃圾电”入网，首先需要解决的就是储能系统的配置。所以，作为电池龙头的宁德时代，也就自然而然地承接到了这一部分“红利”。

现阶段的储能方式有两种，一种是抽水蓄电，借助电能与势能的互相转化，达成储能的效果；另外一种则是将电能存进电池，借助电能与化学能的互相转化，以实现储能。

虽说两者各有利弊，前者对地势有要求，后者对“资本”更苛刻，但总的来说，如果真的实现了大规模部署，利用储能电池进行蓄能的方式还可以进一步削减成本，甚至实现某种“收支平衡”。这也同样意味着，宁德时代的“储能战略”，大有可为。

但需要明确的一点是，储能电池和动力电池并不能简单地通用，两者存在着诸多的不同点。

宁德时代副董事长黄世霖就曾公开表示：储能电池比动力电池要求高得多，现在1500-2000个循环就足以满足乘用车对动力电池的要求，但储能电池的要求是至少8000个循环。

那么，如何达成8000个循环呢？电池的实际效能是关键！

储能电池与磷酸铁锂

总的来说，电池的分类有很多种，按材料区分就是我们耳熟能详的磷酸铁锂、三元、铅蓄电池等；而按照使用领域区分，则可以大致分为消费电子类、动力电池类、储能电池类三种。

与动力电池偏重能量密度不同，储能电池更在乎长寿命、低成本，以及稳定性强等特性。所以，根据多方面的比较，磷酸铁锂电池就成为了储能电池的首要之选，较为夸张的说，宁德时代的“储能战略”就是基于磷酸铁锂电池展开的。

磷酸铁锂电池的特点突出，首先在价格上，磷酸铁锂就要比三元锂电池便宜不少，毕竟诸如钴盐、镍盐、锰盐等太过昂贵的上游原材料，是三元锂电池的一大硬伤。

另外，因为磷酸铁锂晶体中的“P-O”化学键足够稳固，即便是在高温或是过充时也难以破坏，所以磷酸铁锂电池的安全性能和高温性能都可以得到保证。再加上寿命长、循环次数高等特性，相对比其他类型的电池而言，磷酸铁锂电池用作储能电池更有优势。

宁德时代储能电池的电芯规格

纵观全局，目前宁德时代在储能系统上的布局已形成三种具体场景路线：发电侧储能、电网侧储能，以及用电侧储能。

在相对应的项目中，2018年12月所落成的鲁能国家级储能电站示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目，是国内最大的发电侧电化学储能项目；2020年4月通过验收的福建晋江100MWh级储能电站试点示范项目，是目前国内规模最大的电网侧站房式锂电池储能电站，也是国内首家非电网企业管理的独立并网大规模储能电站。

另外，用电侧储能的规模会比发电侧和电网侧储能的规模小上许多，而具有代表性的要数“光储充一体充电站”。尽管与特斯拉的PowerWall有些相似，但作为电池供应商的宁德时代，在关于“电池如何充电”方面，更具备专业优势，而且电池检测及维护功能的存在，还能够在换电站上复用。

“踩”到了一个很好的点

时间长河滚滚向前，而想要在2030年之前实现碳达峰，以及在2060年之前实现碳中和的目标，也并非一件易事。所以会有人说，宁德时代的储能战略“踩”到了一个很好的点上。

根据数据显示，在国内的发电类型中，火力发电占到了67%，而这同样是供电端如此多碳排放的原因所在。对此，中央 财经 委员会第九次会议也曾指出：要去实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革， 构建以新能源为主体的新型电力系统 。

所以总结下来，想要实现碳中和，构建以新能源为主体的新型电力系统是重要的一步；而关于新型电力系统的组成部分，以储能电池为基础的储能系统，则又是其尤为重要的一环。尽管“造车热”点燃了整个动力电池市场，但储能电池却也是未来碳中和战略中不容忽视的一部分。

而且，需要注意的一点是，动能电池的生产亦会产生大量的二氧化碳，这就意味着宁德时代的储能战略同样是在为自己“留条后路”。

另一方面，2021年7月16日，全国碳排放权交易正式开市，涨幅6.73%的成绩，为中国碳中和战略开了个好头的同时，也表明了碳中和的“大势所趋”。

而关于如何抓住碳中和时代的“主要矛盾”，宁德时代也正在逐步完善自己的布局，就比如本月即将正式亮相的钠离子电池。

储能对新能源来说,有什么意义

1.

接入新能源,保障安全 首先风能、太阳能和海洋能等可再生能源,受季节、气象和地域条件的影响,具有不明显的不连续、不稳定性,而大规模的储能技术可以将不稳定的可再生能源拼接起来,转化为可靠稳定的能源供应。 其次,储能技术也是智能电网建设的坚强后盾,它不仅可以提高智能电网对可再生能源发电兼容量,同时也可以实现智能电网能量双向互动。新能源并入电网后,储能在功率上能够实现实时的平衡,能提升能源的消纳能力,削峰填谷,为能源安全再套上一层保护壳。

2.

合理调控,大大降低成本 在使用储能电池时,用“谷电”对储能系统充电,在高峰期应用于生产、运营,电能的利用效率高,不仅可以减轻电网负担,还可以降低运营成本。

储能是能源转型的关键技术，北美、欧洲各国为了促进储能产业的可持续发展，制订并实施了许多鼓励性政策和补贴。中国储能领域的技术、市场、政策、立法、标准、监管等产业基本要素尚不成熟，如何促进国内储能产业可持续发展值得深入思考。在未来能源格局中，储能产品与服务将全面覆盖交通、建筑和工业三大用能领域，电化学储能技术将成为主流储能技术，综合能源服务与智慧能源技术将成为未来能源企业的基本配置，与储能相结合的电力将取代传统能源成为新时代最重要的国际贸易商品之一。目前，储能产业集中度不高，基础与核心技术研发投入不足，大型能源企业需要做好前瞻布局，把握产业全局、引领市场方向，注重储能技术储备，适时开发超大规模化学储能技术，承担起可再生能源时代能源安全保障任务。

近十几年来，随着能源转型的持续推进，作为推动可再生能源从替代能源走向主体能源的关键，储能技术受到了业界的高度关注。2019年，全球储能增速放缓，呈理性回落态势，为储能未来发展留下了调整空间。储能产业在技术路线选择、商业应用与推广、产业格局等方面仍存在很多不确定性。

利用风能、太阳能等可再生能源技术产生的能源量往往取决于天气条件，而为保证持续稳定的供电方式，科学家正想方设法在大自然中寻找各种靠谱的储能材料和方法。

大规模储能技术研究成为热点

据外媒称，英国大多数核电站均将在本世纪20年代末到期退役；而日本日立公司近日也宣布因建设成本上升将暂停其在英国的核电项目；出于减排等因素考虑，英国政府计划2025年前关闭所有火电厂，这将给整个国家的电力供应留下相当大的缺口。

据介绍，所谓多孔介质压缩空气储能技术(PM-CAES)，其工作原理是利用可再生能源的电力为产生压缩空气的发动机提供动力，将这些空气以高压状态储存在砂岩孔隙里。在能源短缺时，释放出井里的压缩空气，为涡轮发电机提供动力，然后将电力输送到电网。

英国科学家这次对近海盐湖蓄水层进行了多孔岩石储能潜力的预估，利用蒙特卡罗方法计算了在大量多孔岩石的地点上构建电厂的功率输出和效率。研究表明，进行一次PM-CAES存储可以满足两个月所需的空气流量，其往返效率(RT)介于42%至67%之间。此外，该方法地表损耗较小，这将受到土地表面或水资源有限的地区的青睐，同时这项技术在能源需求旺盛的人口密集地区也更具有吸引力。

一种潜在可行季节性存储技术

“建设智能电网和分布式能源系统等，储能系统是其中的关键技术。迄今，大规模(500兆瓦以上)商业应用的电力储能系统，主要是抽水蓄能电站。抽水蓄能虽然借助高低落差地势，利用势能差能够大量储能和发电，但是受限于地理条件和投资建设周期长，还需要开发其他大规模储能技术，尤其是跨季节储能技术。”陈永翀指出，多孔岩石分布较广，这将使PM-CAES技术能够跨季节运行，从而大大加强了其应用的普适性。

根据论文资料，陈永翀分析道，英国研究人员使用数学模型评估这种储能技术的潜力后发现，北海的地质构造可以储存满足英国3个月电力需求的能量，且大量富含多孔岩石的近海盐湖蓄水层靠近风力发电场，这可以在生成和存储之间产生有价值的协同作用。

论文作者之一、爱丁堡大学的朱利安·穆利-卡斯蒂略指出，这种技术有可能在夏季把可再生能源发电储存起来，留待冬季用电高峰时使用。只是这种方法虽然有可行性，但成本相对较高。另外，多孔岩石储能技术仍存在着不少潜在的问题，未来还需更多研究来完善技术，以便把成本降下来，并提高该技术的应用安全性。

奇思妙想探寻“存储”路径

陈永翀指出，实际上，把可再生能源“存”在哪儿，科学家一直在积极 探索 更多的可能性，如海水蓄能、沙漠储能、人工绿叶等，可谓八仙过海，各显神通。

德国弗劳恩霍夫协会风能和能源系统研究所设计出名为海中蓄能(StEnSea)的新思路，将蓄能主体为多个内直径30米的混凝土空心球，置于600—800米深海床上。每个球内都有一台水轮发电机和水泵，当电网负载低、电力多余时，水泵会抽出海水进行蓄能；当电网负载高、需要峰值发电时，这些球体的阀门即会打开，让涌进的海水驱动水轮发电。

研究人员还向绿叶借智慧，效仿自然界的光合作用，即将太阳能转化为化学能，把能量储存在化学键当中，基本上能够实现碳中和的过程，这样通过一定的反应方式吸收环境中的二氧化碳，达到环保和能量储存的目的。同时，提高过程中的转化效率和稳定性，形成获取可再生能源的一种途径。

另外，有的科学家在尝试抽沙储能的方法，通过皮带将沙子运到高位仓，高位沙子对风叶做功，以沙子的形式储存势能，从而提供发电所需要的动能。(华凌

张添奥 闫欣)

您好，您是想问利用可再生能源合成化学品原因是什么吗？利用可再生能源合成化学品原因是为了增进能源供应安全,减少对进口化石能源的依赖,并满足对可持续性能源的需求。因为可再生能源合成化学品是一种先进的储能方式，可实现碳元素有效循环,相比于物理储能和电化学储能方式，具有能量密度高、易储运以及长时储能特点，有望使交通和工业燃料独立于化石能源，实现燃料净零碳排放，可为能源转型与碳中和目标实现提供全新的解决方案，而且能够达到增进能源供应安全,减少对进口化石能源的依赖,并满足对可持续性能源的需求的目的。