歐洲“負電價”，“儲能”來幫忙

【環球時報特約記者 晨陽】德國近日再現“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類似情況。美國《華爾街日報》分析稱，造成歐洲“負電價”頻現的根本原因，是不穩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。這也為各國發出明確警告：未來必須大規模發展儲能技術，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，由於風能發電量遠超需求，1月2日德國隔夜市場出現4小時通俗意義上的“負電價”，發電商需向用户付費消耗過剩電力。據統計，此前歐洲已經多次出現類似情況：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“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電價飛漲的情況。報道稱，出現這種局面的根本原因是歐洲清潔能源快速增長對於當前電網格局的衝擊。例如去年12月歐洲經歷持續多日的無風天氣和陰天，導致太陽能和風力發電陷入停滯，但轉眼又出現強風天氣，使發電量激增。由於歐洲配套的儲能設施遠遠無法應對如此大規模的電能，導致新增發電量出現“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。歐洲光伏產業協會發布的《歐洲儲能市場展望2024-2028》行業報告顯示，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電設備產出的電能存儲起來，需要時再穩定釋放，或者作為電網的調峯負荷平衡工具。據介紹，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。《歐洲儲能市場展望2024-2028》報告顯示，歐洲電化學儲能設施中，大部分都屬於小型的住宅儲能系統，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。但相關研究發現，為滿足個人用户需求而設計的住宅儲能系統電池受成本限制，容量相對較小，例如個人用户的光伏發電系統在太陽昇起後的幾小時就會充滿配套的住宅儲能系統，無法真正起到“白天充電、夜晚放電”的電網調峯作用。為擺脱這種困境，歐洲正在興建大規模電網側儲能設施，在降低儲能成本的同時，也能更好地發揮調峯的作用。

目前全球其他國家也在建造類似的大規模電化學儲能設施。美國特斯拉公司首席執行官馬斯克曾多次表態稱，“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。總體來説，能源業務比汽車業務更大。”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，該廠將生產超大型商用儲能電池Megapack，後者是迄今為止世界最大的電化學儲能設備，每台機組可存儲超過3.9兆瓦時的能源，200台Megapack可組成儲能電廠，能儲存100萬度電。

2025年1月7日，中國最大灘塗光伏儲能電站——華電萊州大型鹽鹼灘塗光儲一體化項目在渤海灣畔投產發電，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，可將多餘的電能儲存起來，以便在光照不足或夜間電力需求高峯時釋放。

此外，隨着電動汽車的普及，歐美還提出了“車網互動”的設想。因為電動汽車的動力電池本質上就是一套容量數十千瓦時的儲能系統，將數十萬輛停放狀態的電動汽車通過物聯網技術聯入電網，再進行智能化調控，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，在用電低谷時電網給電動汽車充電，在用電高峯時電動汽車給電網放電。但另一方面，歐美在試點運營中也發現，由於電動汽車的出行和充電習慣差異很大，使得聯網汽車的數量波動明顯，再加上現有電池技術存在反覆多次充電的損耗問題，因此“車網互動”的大規模普及還需要進一步研究。

抽水蓄能電站：適合大規模存儲

《歐洲儲能市場展望2024-2028》行業報告中提到，目前較為成熟的大規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。用電低峯期時，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；用電高峯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、可存儲時間長等優點，而且啓停迅速的特點，使它可對電網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，能快速響應電網靈活調節的需求，保障電網的安全穩定運行。

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於1879年建成的勒頓抽水蓄能電站。美國在上世紀80年代投產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。而隨着中國在可再生能源方面的高速發展，目前“全球最大抽水蓄能電站”的桂冠已經落到河北豐寧抽水蓄能電站頭上——2024年12月31日，該電站全面投產發電，其上水庫一次蓄滿可儲存新能源電量近4000萬千瓦時，同時創造了“裝機容量世界第一”“儲能能力世界第一”“地下廠房規模世界第一”“地下洞室羣規模世界第一”4個“世界第一”。

但抽水蓄能電站也存在投資大、建設週期長、施工工程量大、對周圍環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，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開發了符合建設水力發電設施條件70％的地點，因此新建抽水蓄能電站的餘地不多。而即便是將現有水力發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，壓縮空氣儲能系統利用電能帶動壓縮機，將電能轉化為空氣壓力能，隨後高壓空氣被密封存儲於報廢的礦井、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化為機械能或者電能。

1978年，德國建成全球第一座投入商業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範項目併網發電。該電站利用當地天然鹽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。需要發電時，電站釋放高壓空氣驅動透平膨脹機轉動，連接發電機發電，平均儲存1度電能放出0.72度電。

從發電效率看，如今壓縮空氣儲能電站效率僅略低於抽水蓄能電站，平均每度電的成本遠低於電化學儲能。同時相比抽水儲能電站需要有較大規模才具備經濟可承受性，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運營。

據介紹，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範項目。這些項目最大特點就是採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條件，儲存超大容量的常温高壓空氣。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，系統壓力、温度等參數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年中國工業和信息化部發布《新型儲能製造業高質量發展行動方案（徵求意見稿）》，其中就明確提出，適度超前佈局氫儲能等超長時儲能技術，鼓勵結合應用需求探索開發多類型混合儲能技術。

據介紹，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氫氣或者含氫燃料，然後加以存儲和運輸。氫儲能不像抽水蓄能和壓縮空氣儲能那樣對地質條件有較高要求，因此對於中國西北沙漠戈壁地區來説，利用風力或太陽能發電制氫並存儲起來，可以為該地區發展帶來諸多發展機遇。

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，例如氫儲能重新轉化為電能時效率偏低，同時氫氣的大規模儲存需要專用設施，成本也相對昂貴。