新型储能产业发展步伐加快 技术创新丰富应用场景

​风电光伏发电间歇性、波动性大，大规模、高比例接入需要储能等调节性电源作为支撑。和受选址要求高、建设周期长等因素影响的抽水蓄能不同，新型储能具有布局灵活、建设周期短、响应速度快等优势。

《2024政府工作报告》提出“发展新型储能”。截至今年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较2023年一季度末增长超过210%。业内表示，当前新型储能装机规模快速增长，技术创新不断突破，应用场景更加丰富。

新型储能已日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的重要支撑。

装机规模快速增长。2023年，新型储能新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，是“十三五”末装机规模的近10倍。新型储能电站建设逐步呈现集中式、大型化趋势，截至今年一季度末，10万千瓦以上的项目装机占比为54.8%。

技术创新不断突破。业内介绍，虽然当前我国新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，占比超过95%，但各类新技术路线的工程化应用正在加快。去年以来，新型储能的不同技术路线持续落地。多个300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目开工，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地。

应用场景更加丰富。用户侧，可降低用能成本、提高用能质量；电源侧，加快推动系统友好型新能源电站建设，提升新能源并网友好性；电网侧，提供调峰、调频等多种服务，在电网薄弱区域增强供电保障能力……新型储能可与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。

国家能源局数据显示，“十四五”以来，新增新型储能装机直接拉动投资超1000亿元，带动产业链上下游协同发展。在新型储能发展过程中，需加大研发力度，推进融合创新平台建设，带动产业链上下游协同发展。储能产业链上游涉及原材料与设备，中游涉及储能系统与集成，下游涉及电力系统储能应用。

新型储能正向大容量、高密度、超安全、长循环、智能化方向升级。未来新型储能还有很大技术进步空间，相比煤电具备成本竞争力，推动实现碳达峰碳中和。与此同时，新型储能产业部分核心部件和关键材料技术仍需攻克，产业链基础和完备性还有待提升。

业内表示，新型储能产业正处于快速发展阶段，技术创新是推动产业进步的关键。要积极开展储能新材料、新技术、新装备攻关，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，积极探索新型储能应用市场。

此外，官方层面需要完善新型储能政策体系，引导各类储能科学配置和调度运用。新型储能接下来要实现规模化、产业化、市场化发展，仍需在安全、经济、绿色等方面下功夫。

安全风险防范这一底线需要守牢。随着电池容量和密度提升，特别是电化学储能串并联的数量多，储能电站的安全风险较为突出。在保障安全的基础上，绿色也是未来新型储能技术的发展方向，推动全生命周期绿色发展，提升产业竞争力。

商业模式和政策机制有待进一步完善。相比于抽水蓄能等传统灵活性资源，新型储能成本较高、收益模式单一，是制约其规模化、产业化发展的重要因素。当前，技术经济性相对较好的锂离子电池的度电成本仍高于抽水蓄能成本；钠离子储能尚在产业化应用初期，原材料的成本优势有待产业规模化发展后方能显现；飞轮、重力等类型新型储能技术产业化程度低，技术经济性尚不可比。

与此同时，新型储能参与中长期交易、现货交易等市场规则还在逐步完善中。业内建议，加快推进电力市场体系建设，充分考虑合理容量需求、价格可承受上限、电价疏导渠道等因素，健全电网侧新型储能“容量电价+电量电价”形成机制等；创新商业模式和应用场景，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。

国家能源局发言人表示，下一步，国家能源局将不断完善新型储能政策体系，鼓励科技创新，持续推动新型储能技术产业进步，不断引导各类储能科学配置和调度运用，支撑新型能源体系和新型电力系统建设。