今年以来，北京市明确支持在五环外工业厂区、物流园区、数据中心等非人员密集区开展新型储能试点示范；江苏提出计划到2027年全省新型储能规模达500万千瓦左右；作为新型储能规模居全国第一的山东省，也提出今年将新增12个新型储能项目。
新型储能作为建设新型电力系统的重要支撑，已然成为行业发展的“香饽饽”。国家能源局此前在三季度新闻发布会上披露，今年上半年，全国新型储能新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。
国网能源研究院近日发布的《新型储能发展分析报告2023》指出，我国新型储能位居全球装机榜首，已处于快速发展通道，迈上千万千瓦新台阶。未来一段时间，新型储能将继续保持规模化增长态势，在加速竞争格局下，其场景的先进性、实用性，乃至经济型也都会愈发凸显出来。
部分新型储能存储时长或优于抽水蓄能
新型储能一般是指除抽水蓄能之外的电储能技术，是面向新型电力系统诸多挑战中的系统调节手段之一。在我国能源消费结构问题突出、化石燃料对外依存度较高的当下，新型储能是国家能源安全的重要保障，也是实现“双碳”目标的重要技术支撑。
截至2023年6月底，全国新型储能装机已达到1733万千瓦/3580万千瓦时。《新型储能发展分析报告2023》显示，截至2023年9月底，国家电网公司经营区新型储能装机近2000万千瓦，平均充放电时长为2.1小时，装机规模排名前五的区域分别是山东、湖南、新疆、甘肃和宁夏。
新型储能的规模化发展，带动其产业链发展“提档加速度”。目前发展较快的新型储能技术主要包括新型锂离子电池、液流电池、新型压缩空气储能等。其中，锂离子电池具有响应速度快、布局灵活等优势，技术相对成熟，目前在我国是主流技术选择，但是其安全问题目前还没有得到根本性解决。在系统成本上，国网能源研究院新能源所室主任胡静介绍，近年来，锂离子电池储能充放电循环寿命提升较快，系统建设成本下降明显，但与抽水蓄能相比，全寿命周期度电成本仍高出2-3倍。
与锂离子电池相比，全钒液流电池不会发生热失控、过热、燃烧和爆炸，更加安全且循环寿命长，但系统建设成本约是锂离子电池的3倍。国家能源局批复的首个百兆瓦级全钒液流电池储能电站——大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站一期工程已于2022年10月底并网发电，最多可存放40万度电。不过，全钒液流电池存在能量密度低、转换效率不高的问题，目前仍处于百兆瓦级试点示范阶段。
新型压缩空气储能能够为系统提供转动惯量支撑，具有容量大、持续充放电时间长、选址相对灵活等优势，其关键设备已实现国产化，系统建设成本有所下降，部分系统建设成本与抽水蓄能相当。目前，山东泰安300兆瓦级压缩空气储能创新示范工程、辽宁朝阳300兆瓦压缩空气储能项目，宁夏中卫100兆瓦压缩空气储能项目等多个百兆瓦级试点示范项目正在实施中。
据业内人士分析，目前来看，无论是全钒液流电池还是新型压缩空气储能，在容量相同的情况下，其存储时长或可优于抽水蓄能。
新型储能开发模式呈“一大一小”趋势
在构建新型能源体系和新型电力系统的过程中，储能作为灵活性调节资源的重要性已得到广泛认可。在政策引导、产业扩张、成本下降、市场活跃等因素影响下，新型储能呈现并将保持快速发展态势。
“从中长期来看，新型储能的粗放式规模化发展将逐步向精准化场景配置转变，通过电力市场驱动实现全面商业化，开发模式呈现电站容量增大和小容量储能聚合利用的‘一大一小’趋势。”胡静预测道。
国家能源局今年2月份发布的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》提出，新能源基地送电配置新型储能的容量应该以需求为导向，充分考虑通道送电曲线及输电电价竞争力约束，通过多方案比选优化配置方案。
考虑各省区新型储能建设条件和目前规划规模，《新型储能发展分析报告2023》中预测，“十四五”末期，我国新型储能的装机规模将超过6000万千瓦，在国家规划的3000万千瓦基础上翻一番。
对于储能技术的发展，胡静表示，未来将呈现多元化发展趋势，大容量、长周期储能技术有望取得突破，为支撑新型电力系统构建提供更多技术选择。
随着新型储能关键技术与设备的逐步国产化，其系统建设成本也会逐步下降。胡静表示，到2025年，锂离子电池技术成本下降空间约为20%—30%，全钒液流电池技术成本将下降30%—40%，压缩空气储能技术成本下降空间在30%左右。
“预计2025年，压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，飞轮、钠离子电池等储能技术进入大容量试点示范阶段；2030年，各类主流新型储能技术装备自主可控，实现全面市场化发展。”胡静说道。
