【环球时报特约记者 晨阳】德国近日再现“负电价”的消息一度在社会化媒体上引起热议，2024年欧洲多国更是多次出现类似情况。美国《华尔街日报》分析称，造成欧洲“负电价”频现的最终的原因，是不稳定的太阳能和风能等可再次生产的能源没有匹配的储能设备支持。这也为各国发出明确警告：未来必须大规模发展储能技术，才能为可再次生产的能源的推广“保驾护航”。

  路透社称，由于风能发电量远超需求，1月2日德国隔夜市场出现4小时通俗意义上的“负电价”，发电商需向用户付费消耗过剩电力。据统计，此前欧洲已经多次出现类似情况：2024年德国“负电价”时长达468小时，同比增60%；法国为356小时；西班牙去年也首次出现“负电价”，总计247小时。然而与“负电价”状况频出对应的，是欧洲多国也多次出现电价飞涨的情况。报道称，出现这种局面的最终的原因是欧洲清洁能源迅速增加对于当前电网格局的冲击。例如去年12月欧洲经历持续多日的无风天气和阴天，导致太阳能和风力发电陷入停滞，但转眼又出现强风天气，使发电量激增。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，导致新增发电量出现“用不掉又存不下”的困境。

  为应对这种局面，新建储能设施被认为是最有效的办法。欧洲光伏产业协会发布的《欧洲储能市场展望2024-2028》行业报告数据显示，2023年欧洲储能市场新增装机容量为17.2吉瓦，累计装机达35.9吉瓦。但该报告预计，2030年欧洲在大多数情况下要超过100吉瓦的储能装机容量才能平衡电力供需，目前差距非常巨大。

  当前欧洲主要是依靠电化学储能设施，利用具有较高单位体积内的包含的能量的储能电池将太阳能或风能发电设备产出的电能存储起来，需要时再稳定释放，或者作为电网的调峰负荷平衡工具。据介绍，储能电池针对不一样应用场景，又分为功率型、容量型、备用型和能量型等不一样。《欧洲储能市场展望2024-2028》报告数据显示，欧洲电化学储能设施中，大部分都属于小型的住宅储能系统，例如德国储能市场将从2023年的8吉瓦时迅速增加到2030年的38吉瓦时，其中住宅储能超过一半。但相关研究发现，为满足个人客户的真实需求而设计的住宅储能系统电池受成本限制，容量比较小，例如个人用户的光伏发电系统在太阳升起后的几小时就会充满配套的住宅储能系统，没办法真正起到“白天充电、夜晚放电”的电网调峰作用。为摆脱这种困境，欧洲正在兴建大规模电网侧储能设施，在降低储能成本的同时，也能更好地发挥调峰的作用。

  目前全球其他几个国家也在建造类似的大规模电化学储能设施。美国特斯拉公司首席执行官马斯克曾多次表态称，“从长远来看，特斯拉能源部门将与特斯拉汽车部门大致相当。总体来说，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通过竣工验收，该厂将生产超大型商用储能电池Megapack，后者是迄今为止世界最大的电化学储能设备，每台机组可存储超过3.9兆瓦时的能源，200台Megapack可组成储能电厂，能储存100万度电。

  2025年1月7日，中国最大滩涂光伏储能电站——华电莱州大型盐碱滩涂光储一体化项目在渤海湾畔投产发电，它的装机容量达1000兆瓦，配套建设200兆瓦/400兆瓦时电化学储能项目，可将多余的电能储存起来，以便在光照不足或夜间电力需求高峰时释放。

  此外，随着电动汽车的普及，欧美还提出了“车网互动”的设想。因为电动汽车的动力电池本质上就是一套容量数十千瓦时的储能系统，将数十万辆停放状态的电动汽车通过物联网技术联入电网，再进行智能化调控，理论上就可以将这些电动汽车看作是一个超大型的灵活储能设施，在用电低谷时电网给电动汽车充电，在用电高峰时电动汽车给电网放电。但另一方面，欧美在试点运营中也发现，由于电动汽车的出行和充电习惯差异很大，使得联网汽车的数量波动明显，再加上现有电池技术存在反复多次充电的损耗问题，因此“车网互动”的大规模普及还要进一步研究。

  《欧洲储能市场展望2024-2028》行业报告中提到，目前较为成熟的大规模储能技术路线还包括抽水蓄能电站。通常它由上水库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。用电低峰期时，将可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，储存水的势能；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。相比其他储能技术路线，抽水蓄能电站具备损耗小、总存储量大、可存储时间长等优点，而且启停迅速的特点，使它可对电网负荷的急剧变化作出快速反应，针对风能、太阳能等新能源发电存在的随机性、波动性、间歇性问题很有效，能快速响应电网灵活调节的需求，保障电网的安全稳定运行。

  抽水蓄能电站很早就开始得到应用。世界上第一座抽水蓄能电站是瑞士于1879年建成的勒顿抽水蓄能电站。美国在上世纪80年代投产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，装机容量达300万千瓦。而随着中国在可再次生产的能源方面的快速地发展，目前“全球最大抽水蓄能电站”的桂冠已经落到河北丰宁抽水蓄能电站头上——2024年12月31日，该电站全面投产发电，其上水库一次蓄满可储存新能源电量近4000万千瓦时，同时创造了“装机容量世界第一”“储能能力世界第一”“地下厂房规模世界第一”“地下洞室群规模世界第一”4个“世界第一”。

  但抽水蓄能电站也存在投资大、建设周期长、施工工程量大、对周围环境要求高等技术难点，在某些特定的程度上影响了它的普及程度。欧盟的研究报告预计，到2030年欧洲需要部署装机容量为108吉瓦的蓄能系统，但其中抽水蓄能的装机容量只有15吉瓦。造成这种局面的原因是欧洲已经开发了符合建设水力发电设施条件70％的地点，因此新建抽水蓄能电站的余地不多。而即便是将现有水力发电站改为抽水蓄能电站，也面临投资巨大、回报不明确的风险。

  与抽水蓄能的思路类似，压缩空气储能以压缩空气的方式储存能量，也被戏称为“空气充电宝”。在储能时段，压缩空气储能系统利用电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或人造的储气罐中；释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能转化为机械能或者电能。

  1978年，德国建成全球第一座投入商业运行的压缩空气储能电站，它利用地下废弃矿洞，释能功率为290兆瓦。2024年4月30日，全球最大压缩空气储能项目——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穴作为压缩空气储能的储气库，储气容量超过50万立方米，气压达到100个大气压。需要发电时，电站释放高压空气驱动透平膨胀机转动，连接发电机发电，平均储存1度电能放出0.72度电。

  从发电效率看，如今压缩空气储能电站效率仅略低于抽水蓄能电站，平均每度电的成本远低于电化学储能。同时相比抽水储能电站需要有较大规模才具备经济可承受性，压缩空气储能站更为灵活，比较小的装机容量即可投入商业运营。

  据介绍，除了天然盐穴以外，中国还在甘肃酒泉、宁夏中宁、河南信阳等地建设以人工硐室为储气库的新型储能试点示范项目。这些项目最大特点是采用人工挖掘建设储气库，可以充分的利用地下100多米深人工硐室牢固的地质条件，储存超大容量的常温高压空气。相比盐穴压缩空气储能电站，人工硐室的储能容积扩展不受限制，系统压力、温度等参数也能大大的提升一倍以上。

  除了电化学储能、抽水蓄能和压缩空气储能等方式外，近年受到高度关注的还有氢储能。2024年中国工业与信息化部发布《新型储能制造业高水平质量的发展行动方案（征求意见稿）》，其中就明白准确地提出，适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术。

  据介绍，氢储能的最合理应用模式是利用可再次生产的能源，通过电解水方法生产氢气或者含氢燃料，然后加以存储和运输。氢储能不像抽水蓄能和压缩空气储能那样对地质条件有较高要求，因此对于中国西北沙漠戈壁地区来说，利用风力或太阳能发电制氢并存储起来，可以为该地区发展带来诸多发展机遇。

  此前日本与澳大利亚在氢储能方面展开合作，利用澳大利亚地广人稀、风能和太阳能资源丰富的特点，在昆士兰州开设大型绿氢电解厂。但氢储能仍需要克服一定的技术困难，例如氢储能重新转化为电能时效率偏低，同时氢气的大规模储存需要专用设施，成本也相对昂贵。

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