今年以來，北京市明確支持在五環外工業廠區、物流園區、數據中心等非人員密集區開展新型儲能試點示范；江蘇提出計劃到2027年全省新型儲能項目規模達500萬千瓦左右；作為新型儲能規模居全國第一的山東省，也提出今年將新增12個新型儲能項目。

新型儲能作為建設新型電力系統的重要支撐，已然成為行業發展的“香餑餑”。國家能源局此前在三季度新聞發布會上披露，今年上半年，全國新型儲能新投運裝機規模約863萬千瓦/1772萬千瓦時，相當于此前歷年累計裝機規模總和。

國網能源研究院近日發布的《新型儲能發展分析報告2023》（以下簡稱《報告》）指出，我國新型儲能位居全球裝機榜首，已處于快速發展通道，邁上千萬千瓦新臺階。未來一段時間，新型儲能將繼續保持規模化增長態勢，在加速競爭格局下，其場景的先進性、實用性，乃至經濟性也會愈發凸顯。

部分新型儲能存儲時長或優于抽水蓄能

新型儲能一般是指除抽水蓄能之外的電儲能技術，是面向新型電力系統諸多挑戰中的系統調節手段之一。在我國能源消費結構問題突出、化石燃料對外依存度較高的當下，新型儲能是國家能源安全的重要保障，也是實現“雙碳”目標的重要技術支撐。

截至今年6月底，全國新型儲能裝機已達到1733萬千瓦/3580萬千瓦時。《報告》顯示，截至今年9月底，國家電網有限公司經營區新型儲能裝機近2000萬千瓦，平均充放電時長為2.1小時，裝機規模排名前五的區域分別是山東、湖南、新疆、甘肅和寧夏。

新型儲能的規模化發展，帶動其產業鏈發展提檔加速。目前發展較快的新型儲能技術主要包括新型鋰離子電池、液流電池、新型壓縮空氣儲能等。其中，鋰離子電池具有響應速度快、布局靈活等優勢，技術相對成熟，目前在我國是主流技術，但是其安全問題還沒有得到根本性解決。

據國網能源研究院新能源所室主任胡靜介紹，近年來，鋰離子電池儲能充放電循環壽命提升較快，系統建設成本下降明顯，但與抽水蓄能相比，全壽命周期度電成本仍高出2~3倍。

與鋰離子電池相比，全釩液流電池不會發生熱失控、過熱、燃燒和爆炸，更加安全且循環壽命長，但系統建設成本約是鋰離子電池的3倍。國家能源局批復的首個百兆瓦級全釩液流電池儲能電站——大連100兆瓦/400兆瓦時液流電池儲能調峰電站一期工程已于2022年10月底并網發電，最多可存放電量40萬千瓦時。不過，全釩液流電池存在能量密度低、轉換效率不高的問題，目前仍處于百兆瓦級試點示范階段。

新型壓縮空氣儲能能夠為系統提供轉動慣量支撐，具有容量大、持續充放電時間長、選址相對靈活等優勢，其關鍵設備已實現國產化，系統建設成本有所下降，部分系統建設成本與抽水蓄能相當。目前，山東泰安300兆瓦級壓縮空氣儲能創新示范工程、遼寧朝陽300兆瓦級壓縮空氣儲能項目，寧夏中衛100兆瓦級壓縮空氣儲能項目等多個百兆瓦級試點示范項目正在實施中。

據業內人士分析，目前來看，無論是全釩液流電池還是新型壓縮空氣儲能，在容量相同的情況下，其存儲時長或可優于抽水蓄能。

新型儲能開發模式呈“一大一小”趨勢

在構建新型能源體系和新型電力系統的過程中，儲能作為靈活性調節資源的重要性已得到廣泛認可。在政策引導、產業擴張、成本下降、市場活躍等因素的影響下，新型儲能呈現并將保持快速發展態勢。

“從中長期來看，新型儲能的粗放式規模化發展將逐步向精準化場景配置轉變，通過電力市場驅動實現全面商業化，開發模式呈現電站容量增大和小容量儲能聚合利用的‘一大一小’趨勢。”胡靜預測。

國家能源局今年2月發布的《新能源基地跨省區送電配置新型儲能規劃技術導則》提出，新能源基地送電配置新型儲能的容量應該以需求為導向，充分考慮通道送電曲線及輸電電價競爭力約束，通過多方案比選優化配置方案。

考慮各省區新型儲能建設條件和目前規劃規模，《報告》預測，“十四五”末期，我國新型儲能裝機規模將超過6000萬千瓦，在國家規劃的3000萬千瓦基礎上翻一番。

胡靜表示，未來儲能技術將呈現多元化發展趨勢，大容量、長周期儲能技術有望取得突破，為支撐新型電力系統構建提供更多技術選擇。

隨著新型儲能關鍵技術與設備的逐步國產化，其系統建設成本也會逐步下降。胡靜表示，到2025年，鋰離子電池技術成本下降空間約為20%~30%，全釩液流電池技術成本將下降30%~40%，壓縮空氣儲能技術成本下降空間在30%左右。

“預計2025年，壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業化發展初期，飛輪、鈉離子電池等儲能技術進入大容量試點示范階段；2030年，各類主流新型儲能技術裝備自主可控，實現全面市場化發展。”胡靜說道。