北极星储能网获悉，9月19日，甘肃定西市发改委发布征求《定西市电力发展规划（征求意见稿）》意见，文件提到，定西市储能建设方案，其中总规划、在建储能项目规模最低为2080MW/4860MWh。
其中，“十四五”至“十五五”期间，定西市新增新能源项目装机规模达到730万千瓦，需要配置电源侧储能至少为73万千瓦/146万千瓦时。
电网侧储能，主要以电化学储能为主，部分项目可探索压缩空气储能和氢储能。规划建议在临洮县、渭源县、漳县布局电网侧储能项目，容量均可按照不低于200兆瓦，建议充放电时长不低于2小时考虑。
并且文件提出，目前定西市电网资源相对紧张，可在目前规划建设的公网变电站侧建设共享储能。
文件对当前的储能技术路线进行了分析，包括建设成本及生命周期等。
储能技术按照技术类别可分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能以及氢储能。根据目前全国储能建设类型及利用情况，并结合定西市实际情况，主要发展机械储能、电化学储能以及氢储能。
（一）机械储能：主要发展抽水蓄能、压缩空气储能。
1．抽水蓄能技术
抽水蓄能电站主要由上水库、下水库和输水发电系统组成，上下水库之间存在一定的落差，利用电力负荷低谷时系统富余的电能把下水库的水抽到上水库，以水力势能的形式蓄能；在负荷高峰时段，再从上水库放水至下水库进行发电，将势能转化为电能，为电网提供高峰电力。
技术特点：
①储能容量大，抽水蓄能电站装机规模可以达到100万千瓦以上。
②技术成熟、可靠，抽水蓄能电站在世界各国得到广泛的发展应用。
③使用寿命长，抽水蓄能电站一般使用年限在50年及以上，其蓄水坝体（项目主要投资部分）使用年限可达100年。
④能量转换效率较高，在70～80%左右。
⑤抽水蓄能电站选址对地质、地形条件及水环境要求较高，施工量大，电站建设周期一般长达7～8年。
适用场景：主要用于电力系统的调峰、调频、紧急事故备用、黑启动和为系统提供备用容量等场景。未来将是大规模新能源消纳的主力调节手段。系统成本：目前，抽水蓄能电站的功率成本约5700～6400元/千瓦，能量成本约900～1200元/瓦时，受水库建设、移民安置、水土保持和环境保护工程等因素影响，未来抽蓄建设费用呈上升趋势。
2．压缩空气储能技术
传统压缩空气储能是基于燃气轮机技术发展起来的一种储能技术。在用电低谷时段，将空气压缩并储存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，高压空气从储气室释放，驱动透平发电。
技术特点：
①循环次数多，使用寿命长。压缩空气储能充放电循环的限制只与空气压缩机和汽轮机的机械性能有关，没有循环次数的限制，其使用年限在30年以上。
②环境友好，压缩空气储能使用空气作为媒介，不会燃烧，也无毒无害。
③响应速度慢，转换效率低。受压缩机、膨胀机、发电机等系统集成效率的限制，系统能量转换效率不高，大型压缩空气储能技术能量转换效率在50%～60%左右。
④受资源禀赋限制。目前传统使用天然气并利用地下洞穴的压缩空气储能技术已经比较成熟，但其应用需要特殊的地理条件或化石燃料。新型压缩空气储能技术则存在系统复杂、技术成熟度不够等问题。
适用场景：传统压缩空气储能技术具有调频（二次调频）、调压和调峰等作用，但该项技术对于区域地理条件具有较强依赖性；液化压缩空气储能等新型压缩空气储能技术可摆脱地理依赖性。
系统成本：传统使用化石燃料并利用地下洞穴的压缩空气储能规模可以达到数百兆瓦，建设成本5600～8000元/千瓦（地质条件恶劣会导致成本增加）。不依赖化石燃料的新型压缩空气储能规模可达到兆瓦到数百兆瓦，建设成本8000～10000元/千瓦，1700～3000元/千瓦时。目前，60兆瓦级及以下规模的先进压缩空气储能技术正在开展示范应用。
（二）电化学储能：主要发展目前相对成熟的电化学储能技术，主要有锂离子电池、铅蓄电池、液流电池。
1．锂离子电池
锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，其材料体系丰富多样，其中适合用于电力储能的主要有磷酸铁锂、三元（镍钴锰酸锂）、钛酸锂等，此外近年来还发展了一些高能量密度的新型锂离子电池体系。充电时锂离子从正极脱出，通过电解质和隔膜向负极迁移，并在负极嵌入负极材料；放电时整个过程逆转。
技术特点：
①转换效率高，能量密度较高，其能量转换效率一般在95%以上，能量密度可达250瓦时/千克。
②循环寿命较高，目前锂离子电池循环寿命约3000～4500次，一些特殊材料的锂离子电池循环次数可达10000次以上。
③存在安全隐患，锂离子电池的电解液为有机物，存在由热失控引发电池安全事故的隐患。
适用场景：适用于绝大多数能量型及功率型应用场景，主要用于电力系统的调峰、调频、紧急事故备用、黑启动和为系统提供备用容量等场景，未来将是大规模新能源消纳的主力调节手段。
系统成本：目前锂电池储能系统的能量成本约1200～1800元/千瓦时。
2．铅炭电池
铅炭电池是在铅酸电池的铅负极中以“内并”或“内混”的形式引入具有电容特性的碳材料而形成的新型储能装置。正极是二氧化铅，负极是铅-炭复合电极。目前，铅炭电池负极中加入的炭材料主要有石墨、炭黑、活性炭、碳纳米管、石墨烯等。
技术特点：
①循环寿命较好，在合适的循环深度和温度环境下，其循环寿命是普通铅酸电池8-10倍。
②安全性好，无燃爆隐患。
③成本较低，报废后，再生利用率高（可达97%）。适用场景：适用于削峰填谷、改善电能质量、容量备用等应用场景。
系统成本：目前，铅碳电池储能系统的能量成本约为600～1000元/千瓦时。
3．液流电池
液流电池通过溶液中电化学反应活性物质的价态变化，实现电能与化学能的相互转换与能量存储。其包括正负两极的电解液罐、水泵以及中间的电堆，电堆中包括端片（绝缘框架）、集流体（主要为铜）、石墨片、碳/石墨毡电极及离子交换膜。正负极电解液是分别含有V4+、V5+和V2+、V3+的水溶液，在充放电过程中电解液流过电极表面发生化学反应，其内部的电荷平衡是通过溶液中的H+在离子交换膜两侧迁移来完成。目前主要的液流电池研究体系有：多硫化钠/溴体系、全钒体系、锌/溴体系、铁/铬体系。
技术特点：
①安全性好，全钒液流电池活性物质为金属钒水溶液，经过长时间运行，即使离子传导膜发生破裂，正负极活性物质发生互混，也不会发生爆炸和燃烧。
②循环寿命长，全钒液流储能电池的充放电循环寿命可达10000次以上，日历寿命超过15年。
③功率和容量设计相互独立，可通过增大电堆功率和增加电堆数量来提高功率，通过增加电解液体积来提高存储能量。
④能量转换效率低，约为60～65%，能量密度偏低。
适用场景：对储能系统占地要求不高的新能源发电领域，提高新能源发电的并网能力；参与系统调峰、调频，提高供电可靠性。
系统成本：目前全钒液流电池关键材料和部件还未实现大规模商业化，生产成本较高，能量成本约为3500～4000元/千瓦时。
（三）氢储能：氢的热值高，在转化过程中不产生温室气体，除用于发电外，在炼钢、化工、水泥等工业部门中广泛应用。氢储能技术是通过电解水制取氢气，将氢气存储或通过管道运输，负荷高峰时段可通过氢燃料电池进行热（冷）电联供的能源利用方式。
技术特点：
①能量密度高，氢的单位质量热值高达1.4×108焦/千克，储氢能量密度高，能够实现大规模储能。
②过程无污染，氢储能依托电解水制氢设备和氢燃料电池（或掺氢燃气轮机）实现电能和氢能的相互转化。
③氢储能的缺点目前为能量转换效率低、成本高，需要的基础设施投入大，存在安全性问题等。适用场景：该技术适用于大规模储能和长周期能量调节，可用于新能源消纳、调峰填谷、热（冷）电联供、以及备用电源等诸多场景。
系统成本：目前，电解制氢的成本价格为25～40元/千克，燃料电池发电成本大于8000元/千瓦，成本较高。
