歐洲“負電價”，“儲能”來幫忙

　　德國近日再現(xiàn)“負電價”的消息一度在社交媒體上引起熱議，2024年歐洲多國更是多次出現(xiàn)類似情況。美國《華爾街日報》分析稱，造成歐洲“負電價”頻現(xiàn)的根本原因，是不穩(wěn)定的太陽能和風能等可再生能源沒有匹配的儲能設備支持。這也為各國發(fā)出明確警告：未來必須大規(guī)模發(fā)展儲能技術，才能為可再生能源的推廣“保駕護航”。

　　電動汽車也能“儲能”

　　路透社稱，由于風能發(fā)電量遠超需求，1月2日德國隔夜市場出現(xiàn)4小時通俗意義上的“負電價”，發(fā)電商需向用戶付費消耗過剩電力。據(jù)統(tǒng)計，此前歐洲已經(jīng)多次出現(xiàn)類似情況：2024年德國“負電價”時長達468小時，同比增60%;法國為356小時;西班牙去年也首次出現(xiàn)“負電價”，總計247小時。然而與“負電價”狀況頻出對應的，是歐洲多國也多次出現(xiàn)電價飛漲的情況。報道稱，出現(xiàn)這種局面的根本原因是歐洲清潔能源快速增長對于當前電網(wǎng)格局的沖擊。例如去年12月歐洲經(jīng)歷持續(xù)多日的無風天氣和陰天，導致太陽能和風力發(fā)電陷入停滯，但轉(zhuǎn)眼又出現(xiàn)強風天氣，使發(fā)電量激增。由于歐洲配套的儲能設施遠遠無法應對如此大規(guī)模的電能，導致新增發(fā)電量出現(xiàn)“用不掉又存不下”的困境。

　　為應對這種局面，新建儲能設施被認為是最有效的辦法。歐洲光伏產(chǎn)業(yè)協(xié)會發(fā)布的《歐洲儲能市場展望2024-2028》行業(yè)報告顯示，2023年歐洲儲能市場新增裝機容量為17.2吉瓦，累計裝機達35.9吉瓦。但該報告預計，2030年歐洲可能需要超過100吉瓦的儲能裝機容量才能平衡電力供需，目前差距非常巨大。

　　當前歐洲主要依靠電化學儲能設施，利用具有較高能量密度的儲能電池將太陽能或風能發(fā)電設備產(chǎn)出的電能存儲起來，需要時再穩(wěn)定釋放，或者作為電網(wǎng)的調(diào)峰負荷平衡工具。據(jù)介紹，儲能電池針對不同應用場景，又分為功率型、容量型、備用型和能量型等不同類型?！稓W洲儲能市場展望2024-2028》報告顯示，歐洲電化學儲能設施中，大部分都屬于小型的住宅儲能系統(tǒng)，例如德國儲能市場將從2023年的8吉瓦時快速增長到2030年的38吉瓦時，其中住宅儲能超過一半。但相關研究發(fā)現(xiàn)，為滿足個人用戶需求而設計的住宅儲能系統(tǒng)電池受成本限制，容量相對較小，例如個人用戶的光伏發(fā)電系統(tǒng)在太陽升起后的幾小時就會充滿配套的住宅儲能系統(tǒng)，無法真正起到“白天充電、夜晚放電”的電網(wǎng)調(diào)峰作用。為擺脫這種困境，歐洲正在興建大規(guī)模電網(wǎng)側(cè)儲能設施，在降低儲能成本的同時，也能更好地發(fā)揮調(diào)峰的作用。

　　目前全球其他國家也在建造類似的大規(guī)模電化學儲能設施。美國特斯拉公司首席執(zhí)行官馬斯克曾多次表態(tài)稱，“從長遠來看，特斯拉能源部門將與特斯拉汽車部門大致相當?？傮w來說，能源業(yè)務比汽車業(yè)務更大。”2025年1月3日，特斯拉上海儲能超級工廠項目通過竣工驗收，該廠將生產(chǎn)超大型商用儲能電池Megapack，后者是迄今為止世界最大的電化學儲能設備，每臺機組可存儲超過3.9兆瓦時的能源，200臺Megapack可組成儲能電廠，能儲存100萬度電。

　　2025年1月7日，中國最大灘涂光伏儲能電站——華電萊州大型鹽堿灘涂光儲一體化項目在渤海灣畔投產(chǎn)發(fā)電，它的裝機容量達1000兆瓦，配套建設200兆瓦/400兆瓦時電化學儲能項目，可將多余的電能儲存起來，以便在光照不足或夜間電力需求高峰時釋放。

　　此外，隨著電動汽車的普及，歐美還提出了“車網(wǎng)互動”的設想。因為電動汽車的動力電池本質(zhì)上就是一套容量數(shù)十千瓦時的儲能系統(tǒng)，將數(shù)十萬輛停放狀態(tài)的電動汽車通過物聯(lián)網(wǎng)技術聯(lián)入電網(wǎng)，再進行智能化調(diào)控，理論上就可以將這些電動汽車看作是一個超大型的靈活儲能設施，在用電低谷時電網(wǎng)給電動汽車充電，在用電高峰時電動汽車給電網(wǎng)放電。但另一方面，歐美在試點運營中也發(fā)現(xiàn)，由于電動汽車的出行和充電習慣差異很大，使得聯(lián)網(wǎng)汽車的數(shù)量波動明顯，再加上現(xiàn)有電池技術存在反復多次充電的損耗問題，因此“車網(wǎng)互動”的大規(guī)模普及還需要進一步研究。

　　抽水蓄能電站：適合大規(guī)模存儲

　　《歐洲儲能市場展望2024-2028》行業(yè)報告中提到，目前較為成熟的大規(guī)模儲能技術路線還包括抽水蓄能電站。通常它由上水庫、下水庫和可逆式水泵水輪機組成。用電低峰期時，將可逆式水泵水輪機作為水泵，利用低價值電能將水從下水庫抽至上水庫，儲存水的勢能;用電高峰期時則將可逆式水泵水輪機作為水輪機，在上水庫開閘放水，將水的勢能轉(zhuǎn)換為高價值電能。相比其他儲能技術路線，抽水蓄能電站具備損耗小、總存儲量大、可存儲時間長等優(yōu)點，而且啟停迅速的特點，使它可對電網(wǎng)負荷的急劇變化作出快速反應，針對風能、太陽能等新能源發(fā)電存在的隨機性、波動性、間歇性問題非常有效，能快速響應電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)的需求，保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

　　抽水蓄能電站很早就開始得到應用。世界上第一座抽水蓄能電站是瑞士于1879年建成的勒頓抽水蓄能電站。美國在上世紀80年代投產(chǎn)的巴斯康蒂抽水蓄能電站是當時世界上最大的抽水蓄能電站，裝機容量達300萬千瓦。而隨著中國在可再生能源方面的高速發(fā)展，目前“全球最大抽水蓄能電站”的桂冠已經(jīng)落到河北豐寧抽水蓄能電站頭上——2024年12月31日，該電站全面投產(chǎn)發(fā)電，其上水庫一次蓄滿可儲存新能源電量近4000萬千瓦時，同時創(chuàng)造了“裝機容量世界第一”“儲能能力世界第一”“地下廠房規(guī)模世界第一”“地下洞室群規(guī)模世界第一”4個“世界第一”。

　　但抽水蓄能電站也存在投資大、建設周期長、施工工程量大、對周圍環(huán)境要求高等技術難點，在一定程度上影響了它的普及程度。歐盟的研究報告預計，到2030年歐洲需要部署裝機容量為108吉瓦的蓄能系統(tǒng)，但其中抽水蓄能的裝機容量只有15吉瓦。造成這種局面的原因是歐洲已經(jīng)開發(fā)了符合建設水力發(fā)電設施條件70%的地點，因此新建抽水蓄能電站的余地不多。而即便是將現(xiàn)有水力發(fā)電站改為抽水蓄能電站，也面臨投資巨大、回報不明確的風險。

　　“空氣充電寶”：靈活補充

　　與抽水蓄能的思路類似，壓縮空氣儲能以壓縮空氣的方式儲存能量，也被戲稱為“空氣充電寶”。在儲能時段，壓縮空氣儲能系統(tǒng)利用電能帶動壓縮機，將電能轉(zhuǎn)化為空氣壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、巖洞、廢棄的油井或人造的儲氣罐中;釋能時段，通過放出高壓空氣推動膨脹機，將存儲的空氣壓力能轉(zhuǎn)化為機械能或者電能。

　　1978年，德國建成全球第一座投入商業(yè)運行的壓縮空氣儲能電站，它利用地下廢棄礦洞，釋能功率為290兆瓦。2024年4月30日，全球最大壓縮空氣儲能項目——山東肥城300兆瓦壓縮空氣儲能示范項目并網(wǎng)發(fā)電。該電站利用當?shù)靥烊畸}穴作為壓縮空氣儲能的儲氣庫，儲氣容量超過50萬立方米，氣壓達到100個大氣壓。需要發(fā)電時，電站釋放高壓空氣驅(qū)動透平膨脹機轉(zhuǎn)動，連接發(fā)電機發(fā)電，平均儲存1度電能放出0.72度電。

　　從發(fā)電效率看，如今壓縮空氣儲能電站效率僅略低于抽水蓄能電站，平均每度電的成本遠低于電化學儲能。同時相比抽水儲能電站需要有較大規(guī)模才具備經(jīng)濟可承受性，壓縮空氣儲能站更為靈活，相對較小的裝機容量即可投入商業(yè)運營。

　　據(jù)介紹，除了天然鹽穴以外，中國還在甘肅酒泉、寧夏中寧、河南信陽等地建設以人工硐室為儲氣庫的新型儲能試點示范項目。這些項目最大特點就是采用人工挖掘建設儲氣庫，可以充分利用地下100多米深人工硐室牢固的地質(zhì)條件，儲存超大容量的常溫高壓空氣。相比鹽穴壓縮空氣儲能電站，人工硐室的儲能容積擴展不受限制，系統(tǒng)壓力、溫度等參數(shù)也可以提高一倍以上。

　　氫儲能：前景廣闊

　　除了電化學儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能等方式外，近年受到高度關注的還有氫儲能。2024年中國工業(yè)和信息化部發(fā)布《新型儲能制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展行動方案(征求意見稿)》，其中就明確提出，適度超前布局氫儲能等超長時儲能技術，鼓勵結合應用需求探索開發(fā)多類型混合儲能技術。

　　據(jù)介紹，氫儲能的最合理應用模式就是利用可再生能源，通過電解水方法生產(chǎn)氫氣或者含氫燃料，然后加以存儲和運輸。氫儲能不像抽水蓄能和壓縮空氣儲能那樣對地質(zhì)條件有較高要求，因此對于中國西北沙漠戈壁地區(qū)來說，利用風力或太陽能發(fā)電制氫并存儲起來，可以為該地區(qū)發(fā)展帶來諸多發(fā)展機遇。

　　此前日本與澳大利亞在氫儲能方面展開合作，利用澳大利亞地廣人稀、風能和太陽能資源豐富的特點，在昆士蘭州開設大型綠氫電解廠。但氫儲能仍需要克服一定的技術困難，例如氫儲能重新轉(zhuǎn)化為電能時效率偏低，同時氫氣的大規(guī)模儲存需要專用設施，成本也相對昂貴。

　　環(huán)球時報特約記者 晨 陽