弥补单一储能技术缺陷，提升系统效率和可靠性
混合储能受青睐
近日，新疆2024年全区独立新型储能项目清单发布，总规模7.35GW/30.86GWh。项目技术类型广泛，其中混合储能规模最大，为3.002GW/12.96GWh。近年来，我国新型储能规模快速增长，各类技术多元发展，其中锂电池占据显著优势。然而，随着储能应用场景的不断拓展，系统需求不断细化，单一类型的储能已难以满足市场要求，混合储能应运而生。在业内人士看来，混合储能通过组合不同的储能技术路线，弥补单一储能技术缺陷，提升系统效率和可靠性，是未来能源存储领域的重要发展方向。混合储能发展备受业内关注。2022年，国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。政策引导下，混合储能项目建设也在持续推进，多个项目并网投运。今年6月，中国安能二局上海分公司参建的江苏华电灌云20万/40万千瓦时储能项目顺利并网成功。该项目采用磷酸铁锂储能与全钒液流储能相结合的混合储能模式。2月，国家能源局发布56个项目的新型储能试点示范项目名单，包括山东省利津县795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区100MW/200MWh、新疆维吾尔自治区哈密市伊州区256.5MW/1000MWh在内的8个混合储能项目入选，规模超7GWh。去年8月，我国首个由铁铬液流、飞轮、锂电三种形式组成的混合储能项目在内蒙古霍林郭勒正式投运。该项目通过不同形式储能的应用，可以获得功率型和能量型混合式储能运行经验及并网策略。混合储能项目以“磷酸铁锂+”为主，包括“磷酸铁锂+飞轮”“磷酸铁锂+液流电池”“磷酸铁锂+超级电容”等。作为能量型储能，锂电池储能更适合2—4小时调峰场景。如今6—8小时以上长时储能需求提升，以锂电池储能搭配液流电池的混合储能技术优势凸显。“在储能技术路线中，磷酸铁锂电池表现最为亮眼。但锂电池充放电时长较短，无法满足长时储能的需求，且运行环境要求更高。在现有的技术条件下，依靠单一储能技术手段无法满足电力系统对储能的需求。而混合储能包含多种储能技术类型，可以满足多样化的场景应用需求，比如，全钒液流电池和氢储能技术可解决长时储能的需求。”厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微对《中国能源报》记者表示。混合储能在电源侧、电网侧与用户侧都拥有广泛应用场景，对于提高电力系统稳定性、经济性和可靠性具有积极作用。“混合储能通过耦合多种不同技术特性的储能设施，可以满足功率型储能、短时能量型储能和长时能量型储能等不同的应用需求。目前来看，混合储能最主要的应用场景应该是电源侧的新能源消纳与辅助服务，以及电网侧的削峰填谷。”吴微表示。鑫椤资讯高级研究员龙志强告诉《中国能源报》记者：“储能主要承担辅助服务，如调频调峰等，以提高电网接纳风电、光伏等可再生能源的能力。液流电池等部分新型储能成本还比较高、规模小，配合锂电池一起推广，可降低系统成本。”作为新兴技术模式，混合储能由于结合了多种储能技术，在实际应用中也提出了更高的要求，例如储能技术的协同性、配置比例的优化等。龙志强表示，目前混合储能规模仍较小，处于示范阶段，未达到大规模商业化阶段。且由于混合储能系统中每种技术都有其各自的工作原理和运行特性，需要专业的技术支持团队来确保混合储能系统的稳定运行和高性能。此外，吴微还提到：“混合储能中，除锂离子电池储能外，其他技术的产业化程度较低。如目前国内只有少数企业能供应全钒液流电池，未形成规模经济。”吴微认为，混合储能的商业化进程主要取决于技术进步以及市场需求。短期内，电力系统的平衡需求仍以短时调节的灵活性资源为主。但随着新能源在发电结构中的占比不断提升，对长时储能的需求将不断增加，混合储能将迎来发展机遇期。龙志强表示，混合储能需要国家的推广和支持，需要更多示范项目推动混合储能推广。未来通过规模效应、技术进步、政策支持、产业链协同发展和市场需求等多方面努力，有望进一步推动混合储能系统成本的持续下降，促进其广泛应用和发展。针对混合储能发展，吴微给出三方面建议：“一是加大对混合储能的支持力度。通过示范项目扩大各类储能的装机规模，加快各类储能技术商业化进程；二是增强对混合储能的研发支撑。锂离子电池的快速发展，得益于数十年的技术积累。需要增强基础研究投入，加快技术积累进程；三是完善对混合储能的政策引导。可以采取对配置混合储能的新能源发电项目进行优先并网等政策，增加应用的激励。”
■中国能源报记者姚美娇 杨梓
