清华大学张强团队：面向碳中和的中国电力系统储能技术路线展望
清华大学张强团队：面向碳中和的中国电力系统储能技术路线展望
随着全球能源转型的加速，储能技术在电力系统中的作用日益凸显。本文系统分析了中国电力系统中储能技术的发展现状、技术路线和未来布局，为实现碳中和目标提供了重要参考。
背景介绍
作为全球温室气体排放的主要国家，中国实现碳中和的路径具有高度复杂性与战略意义，面临电力系统深度脱碳的重大挑战。国际能源署研究显示，电力在终端能源消费中的占比将在2050年跃升至50%以上，其核心驱动力为终端用能领域的全面电气化进程。在此背景下，最大化可再生能源发电比例成为实现碳中和的关键路径。
以太阳能与风能为代表的可再生能源，凭借规模化潜力与经济性优势，已成为中国能源结构转型的核心方向。国家能源局数据显示，截至2024年底，中国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，约占总装机的56%。然而，此类能源的间歇性与波动性特征对电网稳定性构成挑战——其发电输出受气象条件与时间维度制约，难以实现传统化石能源系统的灵活调节能力。因此，亟需通过技术创新与系统优化，提升可再生能源并网比例，构建高弹性电力系统。
现有电力系统的灵活性主要通过三方面保障：增强火电机组适应性、强化输配电网络和提升储能容量。为经济替代传统机组，需配置具有差异化特性的新型调节资源。储能技术凭借其在发电侧、输配侧、用户侧全方位提升效率、可靠性与灵活性的能力，已成为现代电力系统的核心解决方案。国际能源署数据显示，2060年电化学储能与抽水蓄能将贡献峰荷容量的40%。因此，深入理解储能在电力系统中的角色对中国电力系统转型脱碳至关重要。
储能技术在电力系统中的功能
储能技术依据应用场景差异，在电力系统各环节中承担差异化功能。
在电源侧，储能系统通过动态平衡发电出力与负荷需求，提供频率调节、峰值削减等辅助服务。其核心机制为：在可再生能源出力过剩时段存储电能，供需紧张时段释放，从而实现能量时移与套利优化。储能技术可通过提升传统电厂运行效率，降低系统边际成本。
在输配侧，随着电网拓扑复杂度与互联程度的提升，能量流管理面临严峻挑战。储能系统的嵌入可有效缓解线路阻塞、提升输电容量利用率，并通过电压稳定控制降低长距离输电损耗。此类技术还可延缓或替代高成本输配电基础设施升级需求，具有显著经济性优势。
用户侧储能技术推动电力消费模式从被动接受向主动参与转型，增强用能自主性与可靠性。对于分布式可再生能源系统（如屋顶光伏），储能设备能够平抑日内发电波动，实现自发自用最大化，降低对主网依赖。此类模式尤其适用于工商业碳减排场景及偏远地区微电网建设。
图1.储能技术在不同应用场景下的功能。
储能技术的分类与前沿进展
储能技术依据存储时长与功能定位，形成覆盖超短时至超长时的全谱系解决方案，具体分类及技术突破如下：
超短时储能技术（<0.5小时）
此类技术以毫秒级响应能力为特征，适用于高频次电网调节需求。如飞轮储能、超级电容器储能等。飞轮储能通过高速旋转体实现电能–动能转换，具备快速充放电特性。我国自20世纪80年代启动相关研究，近年来在磁悬浮飞轮领域取得突破性进展。宁夏22兆瓦/4.5兆瓦时与湖北100兆瓦/0.83兆瓦时飞轮储能示范项目标志着飞轮储能的工程化应用迈入新阶段。超级电容器则主要在军工与电子领域形成应用体系，当前全球市场竞争激烈，我国需突破关键材料制备技术以提升产业竞争力。
短时储能技术（0.5–4小时）
主要服务于日内负荷调节与可再生能源波动平抑。锂离子电池是短时储能技术的主体。据中关村储能产业技术联盟统计，截至2023年末，我国新型储能装机规模达34.5吉瓦/74.5吉瓦时，其中锂离子电池占比97.3%。然而，锂资源对外依存度高、存在热失控风险等问题，倒逼技术多元化发展。钠离子电池、铅碳电池则基于各自优势，在低温储能和用户侧储能等场景下迅速发展。
长时储能技术（4–100小时）
面向跨日/周尺度能量调度需求，主要有抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池与重力储能等技术。作为最成熟的规模化储能技术，我国抽水蓄能装机规模居全球首位，其系统效率达75%–85%，生命周期超40年；压缩空气储能研究始于本世纪初，近年来依托盐穴、废弃矿井等地质条件，形成多技术路线并行格局，应用示范代表为江苏金坛盐穴压缩空气储能项目、山东肥城300兆瓦级示范项目；液流电池以全钒液流电池为代表，2022年大连全钒液流电池储能电站投运，锌溴、铁铬等新体系研发同步推进。
超长时储能技术（>100小时）
主要为化学介质储能。如，通过电解水制氢实现能量跨季节存储，氢储能成为解决风光资源时空错配的核心路径。当前技术攻关重点包括高效碱性电解槽、固态储氢材料及输氢管网建设。
图2.不同时长储能技术对比。
储能技术的经济性与时空布局
平准化储能成本（LCOS）是未来储能技术选择的核心指标。
Schmidt等人构建的多情景模型表明：至2030年，锂电LCOS将下降33%，2050年进一步降低50%，在4小时以下场景占据绝对优势；氢储能则在>100小时场景呈现成本竞争力。需注意的是，抽水蓄能与压缩空气储能在4–100小时区间仍具经济性，但随技术进步，锂电与氢能的应用边界将持续扩展。
图3.不同时长储能技术的平准化储能成本对比。
时序分布方面，预测我国储能装机规模将呈阶梯式增长，2030年达410–700吉瓦，2050年突破1090–1830吉瓦，2060年碳中和阶段有望攀升至1250–2000吉瓦。技术结构上，超短期储能（飞轮、超级电容）从2030年的21吉瓦增至2060年62吉瓦；短期储能（锂电为主）从138吉瓦跃升至950吉瓦；氢储能则从21吉瓦扩至130吉瓦。空间分布方面，东北地区侧重热电联储，应对极寒气候对电化学系统的限制；华北地区依托内蒙古风光资源，发展氢储能与电网侧调频项目；华中地区利用长江流域水电优势，优化抽水蓄能布局；华东地区由于高负荷密度驱动用户侧储能与短时调峰技术应用；西北地区由于风光资源富集区配套“锂电+氢能”混合储能，同步建设绿电制氢基地。
图4.我国储能技术的时序发展和空间分布。
政策建议
强化技术创新体系
设立国家级储能重点研发计划，定向支持固态电池、超临界压缩空气、高温电解制氢等颠覆性技术。推动“产学研用”协同创新平台建设，完善知识产权共享机制。
健全市场机制与标准体系
制定储能参与电力现货市场与辅助服务市场的实施细则，明确容量补偿与峰谷价差机制。建立覆盖安全、性能、循环寿命的全生命周期标准体系，推进技术标准化与国际互认。
优化财政激励与金融工具
对储能项目实行增值税即征即退、所得税“三免三减半”等税收优惠。探索储能资产证券化、基础设施REITs等融资模式，引导社会资本参与长周期项目投资。
构建差异化区域部署方案
基于资源禀赋编制省级储能规划，例如西南地区重点开发梯级水电储能，东南沿海试点海上风电配套氢储能。建立跨区域储能容量交易机制，提升资源配置效率。
培育专业化人才队伍
在高校增设储能科学与工程学科，联合龙头企业设立实训基地。实施“储能工程师”职业资格认证，完善技能人才评价与晋升通道。
总结与展望
电力行业脱碳的核心在于多种储能技术的战略部署。本文阐明了储能在电力行业和社会层面脱碳中的关键作用，对中国储能技术格局的动态演进进行了展望。通过解析储能在电力各环节的多功能性特征，系统评估了从飞轮超短时到氢能超长时的主流储能技术。本研究揭示了储能技术在电力系统中的重要意义，并为建设绿色可持续的清洁能源体系提供了路径指引。