全球低碳化浪潮正在加快能源结构转型，与之相关的国际竞争亦愈演愈烈。呼之欲出的“锂佩克”或将改写全球锂资源供应格局，欧盟《新电池法规》逐步对国内新能源企业筑起绿色壁垒。随着“双碳”战略逐步深化，我国储能行业亟需通过技术创新与智能制造应对多重挑战。
11月3日，由中南大学、中国有色金属学会新能源材料发展工作委员会、中国能源研究会电能技术专业委员会等单位联合主办的“第一届新能源与储能工程湘江国际论坛暨2023中国（长沙）电池产业博览会”在湖南长沙召开。多位海内外院士、上百名专家学者齐聚一堂，共同围绕如何强化新能源与储能领域的国际竞争能力、推动科技自强与产业高质量协同发展等主题进行研讨交流。
储能的喜与忧：前景广阔，挑战突显
生产、生活过程中的碳中和离不开一张绿色安全的电网，即正在积极建设中的新型电力系统。根据2020年气候雄心峰会上宣布的中国国家自主贡献，到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，新能源占比将不断增加。
然而，太阳能和风能等可再生能源发电存在间歇性和波动性的特点。随着高比例可再生电力的稳定介入，大规模储能技术应用成为刚需。储能通过充放电的削峰填谷——降低负荷高峰、填补负荷低谷，稳定电力供给、保障电网安全，提高终端用电效率。随着新型电力系统加快构建，储能材料及大储能产业正在发展成万亿级赛道。
2023年，储能发展持续高歌猛进。据国家能源局统计数据，截至2023年6月底，全国已建成投运的储能累计装机规模达17.33GW/35.80GWh，新投运装机规模达8.63 GW /17.72 GWh。
在储能迎来历史性机遇的同时，挑战也在全产业链陆续浮现。其中，上游锂盐价格波动巨大、绿色制造能力薄弱、产能无序扩张、价格战内卷严重、政策相对单一、盈利模式不清晰等问题，严重制约了储能产业高质量可持续发展。产业链各环节亟待在技术、资金和商业模式上取得突破。
目前，我国储能产业链上游关键资源对外依赖度较高，其中锂资源约七成依赖进口。锂盐价格波动大大影响了锂电池供应的稳定性，中游的材料商和电芯企业的经营因此承压。此外，储能材料的采、选、冶、化、回收等过程存在高污染、高耗能、高碳排问题。不久前生效的欧盟《新电池法规》明确要求，电池制造商在生产阶段外，承担电池全生命周期的生产者责任，包括回收和处理废弃电池。在新的国际规则下，中国储能企业如不能及时形成良好的产业生态，在参与国际化竞争和全球高端产业链分工中的优势或将因此削弱。
对此，武汉大学副校长、碳中和感知与效能评估教育部工程研究中心主任龚威指出，欧盟《新电池法规》对中国储能行业的冲击不会是偶发个例，应将其置于巴黎气候协议和欧盟边境碳关税的时代大趋势下看待。可以预见的是，未来产业竞争将由传统的价格、质量双重体系转变为价格、质量、碳共同组成的三元结构。国内企业有必要加强对自身产品碳足迹和碳资产的管理与布局，更加主动、积极地在国际气候治理中扮演重要角色。
要逐个击破储能产业链上的挑战，需要产业、技术、资源和机制上的协同创新。中国科学院院士、油气钻探与开采专家、中国石油大学(北京)教授高德利曾表示，储能技术的突破取决于高性能储能材料、储能单元和储能系统的研究，是典型的涉及多学科、多尺度有机融合的科技问题，中国亟须全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权。这需要通过示范工程引领储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，同时形成一批有国际竞争力的市场主体。
先进储能材料国家工程研究中心首席科学家钟发平指出：“电化学储能产业需要在储能材料、电芯设计和制造、储能系统集成和安全管理等多个领域和方向持续开展跨学科协同创新，产学研用融会贯通，高屋建瓴地进行顶层设计和强势联合，实现破局。只有站在产业发展的全局思考，跨学科交叉创新、政产学研协同创新、产业集群联合体创新、国家科研平台引领创新，政策组合拳创新扶持，产业联合体创新基金赋能，才能高效、高质破解全产业链发展过程中的瓶颈和梗阻，推动产业高质量发展。”
混储：破解安全、寿命、成本痛点的“可行解”
目前的储能技术路线主要分为：物理储能，如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能；化学储能，如最主流的锂离子电池及钠硫电池、铅酸电池、氧化还原液流电池、氢能等；电磁储能，包括超导电磁储能、超级电容储能。不同技术路线在技术成熟度、度电成本、建设成本和碳排放水平上各有长短板。
锂离子电池储能凭借能量密度高、循环使用寿命长（循环次数可达5000次）、响应快等优势，已成为最主要的技术路线，在全国新型储能装机中占比高达94.5%。国内大中型化学储能电站主要使用磷酸铁锂电池。同时，锂离子电池仍存在价格较高、本征安全不足等问题。三元锂电池、钠硫电池已不再允许被运用于中大型电化学储能电站。对此，中国科学院电工研究所研究员、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长陈永翀曾在接受媒体采访时表示，锂电池仍需在“高安全、低成本和易回收”的目标上寻求技术突破。
混合储能技术提供了一种新的解决方案——搭配两种和两种以上的储能路线或电池，取长补短，结合能量型储能器件的持久性和功率型储能的快速响应能力，实现源网荷储大协同，以及瞬时功率平衡和长时能量平衡。
基于该技术路线，钟发平带领团队开发了电池大模组智能化诊断及动态控制系统，首创了多能量混合柔性调度技术。依托该成果开发的混合储能系统安全可靠性和循环寿命大幅提升。目前，相关技术在已在多个项目中落地应用。在《“十四五”新型储能发展实施方案》中，复合型储能技术（即混合储能）示范应用首次被提及。今年8月19日，国家电力投资集团于内蒙古霍林郭勒市循环经济产业园区投运了我国第一个结合了铁铬液流电池、飞轮、锂电三种形式的混合储能项目，建设装机容量3兆瓦。
锂资源高效回收，产业链闭环“最后的拼图”
随着储能电池市场持续增长，如何降低其全生命周期内的碳足迹及其他负面环境影响成为全球新能源产业的一块“心病”。在近日中国科协发布的2023重大工程技术难题（9个）中，“如何突破新能源废料清洁高值化利用”的技术挑战赫然在列。这折射出我国在绿色智能制造能力上的一处薄弱点。
眼下，第一代电动汽车动力电池迎来退役时刻。锂离子电池属于危险品，如果得不到妥善处理处理就极有可能导致有毒化学物质危害环境，甚者引发燃料爆炸。不过，由于锂电池正极板材料含有各种稀有金属，具有较高的提取和转售价值，提取和出售电极成分中积累的原材料有利于降低电池项目的整体成本。但目前还没有一种回收锂离子电池的单一工艺能够同时达到低环境影响、低能源成本与高回收率的理想效果。
全电池回收过程包括拆解废电池、通过物理/化学处理和湿法冶金/火法冶金步骤回收高纯度的有价值材料。各个步骤都存在技术、成本效益上的困难和环境风险。其中，火法冶金需要1000℃的高温，从而使得部分锂会以矿渣形式流失，即使是后处理也很难提取。回收的锂盐纯度较低，不再适合在储能电池中重复使用。湿法冶金工艺(如酸浸)虽然成本较低，碳排放量较少，但需使用大量酸碱并产生酸性废水和有毒气体。
龚威强调，国内企业应完善对自身产品碳足迹的管理能力，其一，是提高运用数字技术建设可追溯、可验证、可核查的供应链碳足迹监测体系；其二，建立基于遥感测量的企业直接碳排放核查模式，提高碳排放数据的透明度和公信力；其三，是提前开展碳汇资产布局，探索利用国际碳汇交易抵扣自身碳排放的可行性。
先进储能材料国家工程研究中心在融合物理学、化学、冶金学、材料学等多学科的基础上交叉创新，开发出基于火法冶金和高温金属膜分离的一步法高效绿色提取高值金属资源的工艺技术，适用于“一步法”锂云母提锂和“一步法”废旧电池回收技术。
该创新方案不仅能够突破上游开采端的资源依赖瓶颈，还可以解决末端高污染、高排放、高能耗、高成本和资源回收率低的行业痛点，构建起从自然矿山到城市矿山“一头一尾”的全产业链关键技术闭环，保障锂电材料的高效循环利用，有效应对“锂佩克”带来的资源“卡脖子”难题。此外，面对国际新规则可能造成的绿色壁垒，电池回收技术的创新突破也将支撑国内储能企业在“走出去”的过程中沉着应对，不断开拓国际市场。
“抢占新能源国际话语权，亟待大储能原创技术突破与绿色智能制造赋能。”钟发平认为，储能行业正处于关键转型期，我国在该领域内具有“领跑”意义的先进技术还不多，储能转化的相关机理、技术及系统的研究还不够成熟，对储能的基础性和关键共性技术研究不足，尤其在技术标准与行业法规方面缺少话语权。对此，一方面需要不断进行技术创新研发和提升；另一方面全行业需要携手走向规模化和智能化，在论证过程中找到最优技术路线，持续降低成本，减低碳足迹，以此支撑储能产品迭代和国际竞争。
行业平台模式与产业集群发展模式能够释放规模效应和协同效应，让储能的商业模式和收益前景变得更广阔与可持续。只有在掌握规模优势的基础上，依托行业性国家科研平台规划引领，我国储能产业才有可能进一步向标准优势、技术优势升级，通过积极参与国际标准制定，掌握质量监督权、检测评价权、市场定价权和标准话语权，提升我国储能行业参与国际分工的竞争力和在全球高端供应链中的影响力，在激烈的全球竞争中抢占行业高地。
