今年的《政府工作报告》提出，加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。这是我国首次将“发展新型储能”写进政府工作报告。

近年来，随着我国新能源发电规模持续快速增长，新型储能进入大规模发展期。“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元，有力支撑能源电力发展，成为中国经济发展新动能。

新增装机规模大幅增长，新型储能迎来快速发展黄金期

2022年10月，中国科学院大连化学物理研究所自主研发的全钒液流电池储能技术在辽宁省大连市开花结果——依托该技术建设的大连全钒液流电池储能调峰电站一期工程正式并网发电。

“目前，电站一期工程最多可储存40万度电，以我国居民每日人均用电2度计算，可满足20万居民一天的用电需求。”据中国科学院大连化学物理研究所副所长李先锋研究员介绍，该电站全部建成后，一次可储电80万度。

大连全钒液流电池储能调峰电站是我国积极开发新型储能技术应用场景、推动新型储能产业发展、加快建设新型能源体系的一个缩影。

加快建设新型能源体系，储能发挥着重要作用。

中国科学院工程热物理研究所所长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生说：“储能是将能量以某种形式存储起来，在需要的时候再释放的一个过程。其最重要的作用，就是解决能量生产和需求在时间、空间以及强度上的不匹配。”

近年来，伴随着风能、太阳能等新能源的快速发展，其间歇性、波动性对电网安全的影响越来越凸显。“必须建设一个储能系统，保证能源的安全和能源系统的稳定运行。”陈海生说，储能就像是“充电宝”，可以把风电、光伏等新能源富余的电能储存起来，在用电高峰时放电。“这样既能促进大规模风电、光伏等新能源的开发消纳，也能为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。”他说。

储能分为传统储能和新型储能。传统储能主要包括抽水蓄能，新型储能包括锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等。陈海生告诉记者，相比传统储能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、调节能力强、响应快速等特点。

受访专家表示，随着我国加快构建以新能源为主体的新型电力系统，新型储能技术多元发展、加快迭代，应用场景不断拓展，新型储能从试点示范转向规模化商用，迎来快速发展黄金期。

国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%。

随着技术的不断进步，储能系统的建设和运营成本将逐渐降低，更好支撑新型能源体系建设

从充换电站到新能源场站、电网调峰调频，新型储能快速发展及应用场景不断拓展的背后，离不开新技术的有力支撑。

在山东肥城，国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目已完成主体建设，正在开展系统集成和调试工作。该项目依托中国科学院工程热物理研究所自主研发的先进压缩空气储能技术，建成后有望成为全球单机规模最大、性能最优的新型压缩空气储能电站。

中国科学院工程热物理研究所孵化的中储国能（北京）技术有限公司总经理纪律说：“我们所研发的先进压缩空气储能技术，可同时解决传统压缩空气储能依赖大型储气洞穴、依赖化石燃料、系统效率低等主要技术瓶颈。研发团队突破了1至300兆瓦级压缩空气储能系统核心关键技术，拥有完全自主知识产权。”

在广东深圳，广东能源集团半固态电池储能示范项目正加速推进。该项目采用的半固态电池储能设备，来自中国科学院物理研究所的固态电池技术产业化平台——北京卫蓝新能源科技股份有限公司。

在陈立泉院士带领下，中国科学院物理研究所的研发团队自上世纪70年代起就开始研究固态电池。该所研究员李泓说：“我们团队研发的磷酸铁锂固态储能电池具备更高的安全等级和更长的循环性，目前循环次数可达6000至1万次。”

据专家介绍，当前我国锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到国际领先水平。随着科技的不断进步，未来储能技术将朝着多元化、大规模、高效率的方向发展。

陈海生认为，今后长时规模储能和构网型储能技术将备受关注，电池储能、超级电容、压缩空气储能等多种技术会加快融合。随着技术的不断进步，储能系统的建设和运营成本也将逐渐降低，更好支撑新型能源体系建设。

“新型储能技术还将与人工智能、大数据、云计算等深度融合，实现更高效、更智能的能源储存和利用。”李泓说。

进一步提升新型储能技术、优化市场环境

近年来，我国出台了一系列相关政策，促进和鼓励储能项目开发建设。“十四五”规划和2035年远景目标纲要提出，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。

加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，已成为行业共识。陈海生认为，2024年储能装机将继续快速增长，预计全年新增装机40吉瓦以上，我国储能将实现从商业化初期向规模化发展的实质性转变。

受访专家指出，要从提升技术水平、健全市场机制、完善安全防控、降低应用成本等方面着手，进一步推进储能产业高质量发展。

当前，除了锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术相对成熟外，其他新型储能技术路线仍处于示范验证阶段，技术成熟度不高，投运项目运行经验较少。专家们表示，要抢抓时间窗口期，通过系列示范项目验证技术路线的经济可行性，并针对行业发展的难点痛点集中力量联合组织攻关，加快突破安全可靠、系统效率高、运维方便的智能化核心技术。

储能行业具有高度价格敏感性，目前我国新型储能市场尚未形成稳定的收益模式，盈利水平低、难以形成合理的成本疏导机制是困扰新型储能发展的难题。

陈海生表示，对于储能进入电力系统，要建立更加合理的价格机制和市场环境。“应从全局的角度来衡量储能的价值，秉持‘谁受益、谁承担’的原则，建立发电、电网、用户共同承担的合理储能价格机制。”

北京卫蓝新能源科技股份有限公司董事长俞会根认为，要提高储能产品的性能和质量，尽快建立和完善分等级、定量化的国家标准、行业标准。

受访者表示，随着技术的快速发展和相关政策的完善，新型储能将为加快建设新型能源体系、发展新质生产力提供更强劲的新动能。