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水能：开发速度明显放缓，未来新增开发空间有限

水力发电技术成熟、运行灵活，水电也一直是我国电力结构的重要组成部分。2020年，我国水电发电量超过1300TW·h，占总发电量的15％以上。目前水电的开发速度已经明显降低，未来的新增开发空间并不是很大，主要由于以下两个因素：

• 建国后我国进行了长时期的水电建设，水电资源已经得到了较充分的开发；

• 水电项目需要考虑防洪、水资源配置、移民安置等问题，周期长、难度大；

此外，我国的水电开发技术成熟且领先。相较于投入风光核等全球新兴技术，大力发展水电对中国经济增长的推动作用有限。根据清华大学的相关预测，到2050年我国水电发电量预计在1500TW·h左右，基本与现在持平。IEA估计，2020－2060年间，中国水力发电量仅仅将增长45％。水电产能主要集中在华中和南方的云南省。

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生物质能：过于分散，收集、运输和利用成本居高不下

生物质发电主要利用农林废弃物、畜禽粪便、城市生活垃圾等废气生物质作为能源进行发电的技术。因生物质产生的二氧化碳排放不计入国家总排放，所以也属于零碳电力。

2020年底，我国生物质发电累计装机容量达26．17GW，累计发电量超过1TW·h。其中垃圾发电占58．8％，农林生物质发电占38．7％，沼气发电占2．82％。预计到2050年，我国生物发电量有望达到6TW·h左右。

制约生物质发电的主要因素是成本：因为农林生物质燃料非常分散，收集、运输相关生物质的难度和成本居高不下。目前在没有政府补贴的情况下，生物质发电很难实现自身盈利。随着我国碳中和目标的提出以及碳市场的投入运行，生物质发电有望在将来通过碳交易收入来实现自我造血。

12氢能：有取代石油的潜力清洁能源，制备、储运和利用等环节难点亟待突破

氢能具有清洁环保、能量密度高、使用灵活等多重优点，主要应用于以下场景

• 交通运输：作为氢燃料电池燃料，应用于汽车、船舶、有轨电车、无人机等交通工具

• 储能：作为储能介质，支持大规模可再生能源的整合和发电

• 建筑：通过分布式发电、热电联产为住宅和商业提供电和热

• 工业：提供高品质燃料和原料

在氢能产业链中，制备、储运和使用环节都存在一些问题亟待突破。这里我们简要为大家呈现如下：

• 制备环节：如果制备转化效率太低，或产生了大量碳排放，那就无法取代化石能源。目前热门方向是改变光催化制氢过程中使用的催化剂，提高转化效率；

• 储运环节：不同的氢载体和输运方式具有非常不同的转化、传输、配送、储存和再转化成本，开发经济、安全、高效的输氢方式意义重大；

• 加氢：氢气压缩机、高压储氢罐和加氢机是加氢站系统的三大核心装备。加氢站通过外部供氢或站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过加氢机为燃料电池汽车进行加注。

13 储能技术：解决电力资源时间、空间分布不均匀

电力具有供需实时平衡的特点，而可再生能源存在固有的间隙性、随机与波动性特点，发电并网时给电网稳定性带来巨大压力，导致了严重的弃风、弃光、弃水等现象。中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》统计显示，可再生能源年弃电量约1，000亿千瓦时，随着可再生能源发电装机量增加，弃电问题更加凸显，阻碍了进一步规模化开发利用。考虑到风光发电不稳定的现状和“弃风弃光”造成的损失，我们需要发展储能技术来适配风电和光伏产业。2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求政府协助新型储能：到2025年，要从商业化初期进入到规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，实现全面市场化发展。根据政策规划，到2060年，风力和光伏发电站要配备的储能空间要达到发电能力的100％。

根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191．1GW，同比增长3．4％。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，电化学储能的累计装机规模紧随其后。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13．1GW。

考虑到新技术从研发到成熟要经历研究突破、实际测试、商业化应用，以及大规模量产这四个阶段，这里我们先介绍已经大规模应用的储能方式，如电化学储能、抽水蓄能等，最后简单为大家介绍一些储能领域的前沿进展。 

1． 电化学储能

所谓的电化学储能，就是用化学元素来做储能介质，借助化学反应来实现充放电。电池储能面临诸多问题，以下三个因素目前严重限制了电化学储能的发展：

• 储能时间短：在低温条件下，电池中储存的电量会迅速释放，难以长时间储存电能；

• 制造储能电池的相关原材料有限：以锂为例，根据世界银行2020年的估算，到2050年，锂的产量要增加500％才能满足需求，但这个数量已经超过了目前全球已探明的可供开采的锂资源储量；

• 难以应付巨大的需求缺口：根据南方科技大学教授、澳大利亚国家工程院外籍院士刘科的说法，“全世界的电池生产商5年多的电池产能累计在一起，也仅能满足东京全市停电3天的电能”。

目前，电化学储能的一大研究热点是钠离子电池。虽然其能量密度低，但钠离子电池对温度的适应能力更好，在－40℃到80℃的环境里都可以工作，而且在快充以及环境的适应性等方面有独特优势。加之钠元素在地壳中的储量又是锂的上千倍，分布广泛，围绕钠电池的正负极材料、电解液等部件的开发机会值得重点关注。另一个思路是提升电池系统的储能效率，比如创新电池组的温控技术、改变电池组的排列方式、通过数字化的手段做好电池管理等。

此外，动力电池的梯次应用，即把电动车上电池容量衰减超过80％以上的电池用于储能，也是近两三年的一个值得关注的机会。未来这些电池从储能电站淘汰后，我们又可以回收提取其中的材料，在其他场景里应用。考虑到新能源汽车的第一波爆发始于2015年左右，最近两三年正是动力电池退役的高峰期。目前宁德时代等公司已经开始在这方面进行布局。

2． 抽水蓄能

抽水蓄能是水力发电的相关技术在储能场景下的应用。抽水蓄能有如下优势：

• 转化率高：根据潘家华教授的说法，“用1度电抽上来的水，能放出大约0．8度电”；

• 规模效应明显：抽水蓄能设施被大规模应用后，最终分摊到每度电的储能成本大约是用锂电池储能成本的1／3甚至1／4。

根据国务院发布的《2030年碳达峰行动方案》，在2030年，抽水蓄能电站装机容量将达到约1．2亿千瓦，是现在的3倍多。但是发展抽水蓄能最大的问题是储能需求和储能电站选址资源之间的不匹配：我国三北地区的新能源发电比例大，对储能的需求也很大，但是水资源较少，秋冬季节水还容易蒸发，因此尽管抽水蓄能会作为解决储能问题的一种重要手段存在，但其没有办法被大规模推广应用。

3． 储氢

氢储能适合长期的、跨季节的储能。比如在春季将过量的风电用于电解水制氢，把氢气储存起来，到了风力发电不足但用电量大的季节，把储存的氢通过氢燃料电池等媒介用于发电，对电网进行补充，弥补电能缺口。

目前的储氢技术路线包括气态、液态、固态这三个储氢方向，近两年都不断有新技术成果涌现，都在不断优化当中：

  a． 气态储运氢

主要包括高压气态储运氢技术和管道输氢技术两大类，其中，高压气态储运氢技术包括固定式高压储氢、高压气态运氢、车载储氢三个方面，适合近距离、小体量的运输场景；管道输氢技术包括天然气掺氢管道输氢和纯氢管道输氢两类，适合长距离、大规模、需求稳定的运输场景。

高压气态储氢技术较为成熟，并且具有成本低、充放氢快等优点。但高压气态储氢存在泄漏、爆炸等安全隐患，无法完美地在氢燃料汽车上使用，因此未来可能不会成为储氢的主力形式。

  b． 液态储运氢

低温液态储运能够实现氢能的长距离、大规模经济输运。由于液化过程需要经历液氮预冷、压缩、膨胀等一系列流程，所需要的能耗较高，加之氢气液化装置一次性投资较大，同时在储运过程中有一定量的蒸发损失和挥发带来的风险，液态储运氢商业化难度较大。未来液氢储运将向大容积、高精度、高可靠性和低蒸发率、低成本的方向发展。

另一种液态储运氢的思路是液体有机氢载体输氢技术（LOHC）。该技术以某些不饱和芳香烃、烯炔烃等作为储氢载体，通过催化加氢，将氢结合到有机分子上并形成稳定的液体有机氢化物，从而完成氢的储存和运输，需要时再通过催化脱氢将氢从有机分子上释放出来。这种输氢方式安全性高，储运方便，可采用与石油产品相类似的运输方式输送到用户端。不过LOHC技术的瓶颈在于解决反应温度偏高、反应速度偏慢及氢气纯度偏低等问题。

  c． 固态储运氢

固态储氢是利用固体对氢气的物理吸附或化学反应，将其储存在固体材料中。固态储氢系统被认为是极具应用前景的储氢技术，未来随着固态储氢与燃料电池一体化集成，可以提高整个燃料电池动力系统的能源利用效率。

迄今为止，趋于成熟且具有实用价值的储氢材料主要有稀土系AB5型、Ti－Fe系AB型、Ti－Mn系AB2型、Ti－V系固溶体型和镁系储氢材料等。传统储氢合金体积储氢密度高、安全性好，但重量储氢密度仍偏低，适用于固定式的氢气储存和供给、燃料电池商用车、特种车辆以及加氢站的氢气储存和加注。开发轻质、高容量的固态储氢材料，降低材料使用温度，并实现材料的批量化生产是固态储运氢技术未来的发展方向。

4． 新型储能技术这里我们简要为大家介绍压缩空气储能、飞轮储能和电磁储能：    a． 压缩空气储能压缩空气储能比较成熟的方式是利用盐穴等地下空间储能，对地理位置要求较苛刻，而且能源转化效率较低，在50－60％左右。新型压缩空气储能的开发重点是不使用燃料的绝热、蓄热、等压等温压缩空气储能、不需要大型储气洞穴的液态空气储能、不用大型储气洞穴、不使用燃料的超临界压缩空气储能，目的是提升压缩空气储能的能源利用效率。    b． 飞轮储能

飞轮储能的工作原理是在电力富裕条件下，由电能驱动飞轮到高速旋转，电能转变为机械能储存；当系统需要时，飞轮减速，电动机作发电机运行，将飞轮动能转换成电能，供用户使用。该技术具有安全性高、绿色环保、充放快、设备寿命长等特点，在电网调频领域应用有巨大的前景，有望在未来火电占比下降时完成电网调频的任务。但由于成本较高，材料、轴承等技术存在瓶颈等原因，目前飞轮储能尚未大规模应用。

  c． 电磁储能

通过利用超导材料制成的线圈，由电网经变流器供电励磁，在线圈中产生磁场而储存能量，在需要时可将此能量经逆变器传入电网或作其他用途。超导储能装置主要包括超导储能线圈、功率变换系统、低温制冷系统和快速测量控制系统四个部分，其中超导储能线圈是核心的材料之一，分为低温超导带材和高温超导带材。低温带材的市场应用较少，需要进一步解决保证液氨温区的制冷成本问题，高温带材是未来主要的研究方向。 目前，电磁储能、超级电容等技术仍然处于实验室研究阶段。飞轮储能、压缩空气储能、液流电池等技术路线处于实际测试阶段。储氢相关应用处在实际测试与商业化之间，走在最前列。

根据2021年7月家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，预计在2030年左右，各类型新型储能技术才能全面市场化。在未来，储能领域很可能是多种技术路线并存，各自在适合的场景内发挥作用，保障以新能源为主的能源体系的安全和稳定。