欧洲“负电价”，“储能”来帮忙

【环球时报特约记者 陈阳】近日，德国再现“负电价”的消息一度在社交媒体上引发热议。 2024年，类似的情况将在许多欧洲国家多次发生。美国《华尔街日报》分析称，欧洲“负电价”频发的根本原因是太阳能、风能等不稳定的可再生能源没有配套储能设备的支持。这也向各国发出了明确的警告：未来必须大规模发展储能技术，为可再生能源的推广“保驾护航”。

电动汽车也能“储能”

据路透社报道，由于风力发电远超需求，1月2日德国隔夜市场出现了长达四个小时的通俗意义上的“负电价”，要求发电商向用户支付多余电量的费用。据统计，类似情况此前在欧洲曾多次出现：德国2024年“负电价”达468小时，同比增长60%；法国有356小时；西班牙去年也首次出现“负电价”，累计时间达247小时。然而，与“负电价”频出相对应的是，欧洲多国也出现了电价疯涨的情况。据介绍，造成这种情况的根本原因是欧洲清洁能源快速增长对当前电网结构的影响。例如，去年12月，欧洲经历了持续多天的无风天气和阴天，导致太阳能和风力发电停滞。然而，强风突然再次出现，导致发电量激增。由于欧洲配套的储能设施远远无法应对如此大规模的电能，新增发电量面临“用不上、储不上”的困境。

针对这种情况，建设新的储能设施被认为是最有效的方法。欧洲光伏行业协会发布的《欧洲储能市场展望2024-2028》行业报告显示，2023年欧洲储能市场新增装机容量为17.2吉瓦，累计装机容量将达到35.9吉瓦。不过，报告预测，2030年欧洲可能需要超过100吉瓦的储能装机容量来平衡电力供需，而目前缺口巨大。

目前欧洲主要依靠电化学储能设施，利用高能量密度的储能电池来储存太阳能或风力发电设备产生的电能，然后在需要时稳定释放，或者作为调峰用电的工具。电网。据介绍，储能电池根据不同的应用场景分为动力型、容量型、备用型、能源型等不同类型。 《2024-2028年欧洲储能市场展望》报告显示，欧洲大部分电化学储能设施都是小型住宅储能系统。例如，德国储能市场将从2023年的8GWh快速增长到2030年。在2017年的38GWh中，住宅储能占一半以上。但相关研究发现，为满足个人用户需求而设计的住宅储能系统电池受到成本限制，容量相对较小。例如，个人用户的光伏发电系统将在太阳升起后的几个小时内充满配套的住宅储能。系统不能真正发挥“白天充电、晚上放电”的电网调峰作用。为了摆脱这一困境，欧洲正在建设大规模的电网侧储能设施，不仅可以降低储能成本，还能更好地发挥调峰作用。

目前世界其他国家也在建设类似的大型电化学储能设施。特斯拉公司首席执行官马斯克曾多次表示，“从长远来看，特斯拉的能源部门将大致相当于特斯拉的汽车部门。总体而言，能源业务比汽车业务更大。” 2025年1月3日，特斯拉上海储能超级工厂项目获批竣工。验收后，该工厂将生产超大型商用储能电池Megapack，这是迄今为止全球最大的电化学储能装置。每个单元可存储超过 3.9 MWh 的能量。 200个Megapack可以组成一个储能电站。可储存电力100万千瓦时。

2025年1月7日，我国最大的滩涂光伏储能电站——华电莱州大型盐碱滩涂光伏储能一体化项目在渤海湾畔投入运营。装机容量达到1000兆瓦，配套建设200兆瓦/400兆瓦时电化学储能项目，储存多余电能，在光照不足或夜间用电高峰时释放。

此外，随着电动汽车的普及，欧美国家也提出了“车网互动”的想法。由于电动汽车的动力电池本质上是一个容量为数十千瓦时的储能系统，因此可以通过物联网技术将数十万辆停放的电动汽车接入电网，然后进行智能控制。从理论上讲，它可以将这些电动汽车视为非常大的柔性储能设施。电网在低电时段为电动汽车充电，在用电高峰时段向电网放电。但另一方面，欧美国家在试点运营中也发现，由于电动汽车出行和充电习惯差异较大，导致联网汽车数量波动较大。另外，现有的电池技术存在因反复充电而损耗的问题。 “车网交互”的大规模普及还需要进一步研究。

抽水蓄能电站：适合大规模蓄能

《欧洲储能市场展望2024-2028》行业报告提到，目前相对成熟的大规模储能技术路线还包括抽水蓄能电站。通常由上水库、下水库和可逆水泵水轮机组成。用电高峰期，采用可逆水泵水轮机作为水泵，利用低值电能将下水库的水抽到上水库，储存水的势能；用电高峰期，采用可逆水泵水轮机作为水轮机，将上水库的水抽到上水库。打开闸门放水，将水的势能转化为高价值的电能。与其他储能技术路线相比，抽水蓄能电站具有损耗小、总蓄电容量大、蓄电时间长等优点。此外，它们可以快速启动和停止，从而能够快速响应电网负载的突然变化。对于风能来说，针对太阳能、太阳能等新能源发电存在的随机性、波动性、间歇性问题非常有效。能够快速响应电网灵活调整的需求，保障电网安全稳定运行。

抽水蓄能电站已经使用了很长时间。世界上第一座抽水蓄能电站是1879年在瑞士建成的莱登抽水蓄能电站。20世纪80年代在美国投入运行的巴斯康蒂抽水蓄能电站是当时世界上最大的抽水蓄能电站。届时，装机容量300万千瓦。随着我国可再生能源的快速发展，“全球最大抽水蓄能电站”的桂冠现已落到河北丰宁抽水蓄能电站——该电站将于2024年12月31日全面投入运行。一次可储存近4000万千瓦时新能源，还创造了世界最大装机容量、最大储能能力、世界最大地下工厂、最大地下洞室世界上的团体。 4个“世界第一”。

但抽水蓄能电站也存在投资大、建设周期长、建设量大、对周边环境要求高等技术难点，在一定程度上影响了其普及。欧盟研究报告预测，到2030年，欧洲需要部署装机容量为108吉瓦的储能系统，但抽水蓄能装机容量仅为15吉瓦。造成这种情况的原因是，欧洲已经开发了70%适合建设水电设施的场地，因此新建抽水蓄能电站的空间并不多。即使现有水电站改建为抽水蓄能电站，仍面临投资巨大、回报不明的风险。

“空中充电宝”：灵活补充

与抽水蓄能的理念类似，压缩空气储能以压缩空气的形式存储能量，也被昵称为“空气动力银行”。储能期间，压缩空气储能系统利用电能驱动压缩机，将电能转化为空气压力能。然后将高压空气密封储存在废弃矿井、洞穴、废弃油井或人造储气罐中；能量释放 在此期间，通过释放高压空气来驱动膨胀机，将储存的空气压力能转化为机械能或电能。

1978年，德国建成世界上第一座压缩空气储能电站投入商业运营。它利用地下废弃矿井，释放了290兆瓦的能源。 2024年4月30日，全球最大的压缩空气储能项目——山东肥城300兆瓦压缩空气储能示范项目并网发电。该电站利用当地天然盐洞作为压缩空气储能的储气库。储气量超过50万立方米，气压达到100个大气压。当需要发电时，电站释放高压空气，带动透平膨胀机旋转，并连接发电机发电。平均储存1千瓦时电量，释放0.72千瓦时电量。

从发电效率来看，压缩空气储能电站的效率目前仅略低于抽水蓄能电站，平均每度电成本远低于电化学储能。同时，与需要较大规模才能经济实惠的抽水储能电站相比，压缩空气储能电站更加灵活，可以以相对较小的装机容量投入商业运营。

据介绍，除天然盐洞外，我国还在甘肃酒泉、宁夏中宁、河南信阳等地建设利用人工洞穴作为储气库的新型储能试点示范项目。这些工程的最大特点是采用人工开挖建设储气库，可以充分利用地下100多米人工洞穴的坚实地质条件，储存超大容量的常温高压空气。与盐穴压缩空气储能电站相比，人工洞穴储能体积膨胀不受限制，系统压力、温度等参数可提高一倍以上。

氢能储存：光明的未来

除了电化学储能、抽水蓄能和压缩空气储能之外，氢能存储近年来也受到了极大的关注。 2024年，中国工信部发布《新能源储能制造业高质量发展行动计划（征求意见稿）》，明确提出氢能等超长时储能技术应适当推进存储并鼓励与应用需求相结合。探索开发多种类型的混合储能技术。

据介绍，氢能存储最合理的应用模式是利用可再生能源通过电解水生产氢气或含氢燃料，然后进行存储和运输。氢储能不像抽水蓄能、压缩空气储能那样对地质条件要求很高。因此，对于中国西北戈壁沙漠来说，利用风能或太阳能发电并储存氢气可以为该地区的发展带来巨大的效益。发展机会多。

日本和澳大利亚此前曾在氢能储存方面进行合作，利用澳大利亚地广人稀、风能和太阳能资源丰富的优势，在昆士兰州开设了大型绿色电解氢工厂。不过，氢能存储仍需克服一定的技术难关。例如，氢储能转化为电能的效率较低。同时，大规模储存氢气需要特殊设施，且成本相对较高。